Energiestudie 2013

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Energiestudie 2013

ENDBERICHT
Verfasser:
Dr. Martin Baumann (Gesamtleitung)
Dr. Leonardo Barreto
DI Andreas Indinger
Dr. Gerald Kalt
Mag. Robin Krutak
a
Mag. Cornelia Schenk, MSc
Ing. Mag. Alfred Schuch
Sarah Steger, BA
DI Herbert Tretter
Auftraggeber:
BMWFJ
Wien, Jänner 2014
Aktuelle Entwicklungen der
globalen Energieversorgung
und ihre Auswirkungen auf
den nationalen und
europäischen Energiemarkt
Impressum
Herausgeberin: Österreichische Energieagentur – Austrian Energy Agency,
Mariahilfer Straße 136, A-1150 Wien; Tel. +43 (1) 586 15 24, Fax +43 (1) 586 15 24 - 340;
E-Mail: office@energyagency.at, Internet: http://www.energyagency.at
Für den Inhalt verantwortlich: DI Peter Traupmann
Gesamtleitung: Dr. Martin Baumann
Reviewing: Prof. Ing. Mag. Herbert Lechner, DI Günter Pauritsch
Lektorat: Dr. Margaretha Bannert
Layout: Dr. Martin Baumann, Dr. Margaretha Bannert
Herstellerin: Österreichische Energieagentur – Austrian Energy Agency
Verlagsort und Herstellungsort: Wien
Nachdruck nur auszugsweise und mit genauer Quellenangabe gestattet. Gedruckt auf chlorfrei gebleichtem Papier.
Für den Inhalt verantwortlich: DI Peter Traupmann
Gesamtleitung: Dr. Martin Baumann
Reviewing: Prof. Ing. Mag. Herbert Lechner, DI Günter Pauritsch
Lektorat: Dr. Margaretha Bannert
Layout: Dr. Martin Baumann, Dr. Margaretha Bannert
AutorInnen:
Dr. Martin Baumann (Gesamtleitung)
Dr. Leonardo Barreto
DI Andreas Indinger
Dr. Gerald Kalt
Mag. Robin Krutak
Mag. Cornelia Schenk, MSc
Ing. Mag. Alfred Schuch
Sarah Steger, BA
DI Herbert Tretter
a
Inhalt
Inhalt ...................................................................................................................................I
Wesentliche Ergebnisse ..................................................................................................1
1
Einleitung ....................................................................................................................5
2
Energiemärkte und -preise ........................................................................................6
2.1
2.1.1
2.1.2
2.1.3
2.1.4
2.2
2.2.1
2.2.2
2.2.3
2.3
2.3.1
2.3.2
2.3.3
2.3.4
2.3.5
2.4
2.4.1
2.4.2
2.4.3
2.4.4
2.5
2.5.1
2.5.2
2.5.3
2.5.4
2.5.5
2.5.6
2.6
2.6.1
2.6.2
2.6.3
2.6.4
2.6.5
2.6.6
2.6.7
Nationaler und Europäischer Gas- und Energiemarkt ......................................6
Primärenergie ..........................................................................................................6
Kohle .......................................................................................................................9
Öl ...........................................................................................................................11
Erdgas ...................................................................................................................14
Erdgaspipelines und -speicher ..........................................................................16
Europäische Erdgas-Importpipelines ....................................................................16
Innerösterreichische Erdgaspipelines ...................................................................20
Erdgasspeicher in Österreich ................................................................................22
Power to Gas – Zusammenhang mit Erdgaspipelines und
Erdgasspeichern .................................................................................................25
Power-to-Gas-Technologie ...................................................................................26
Technologiebedingte Restriktionen für Power-to-Gas-Elektrolyse .......................29
Technologiebedingte Restriktionen für Power-to-Gas-Methanisierung ................35
Szenarienbasierte Abschätzung von Wasserstoffgestehungskosten ...................36
Einbindung von Power to Gas (P2G) in die bestehenden Energiesysteme .........38
Unkonventionelle Erdgasgewinnung ................................................................39
Einheiten und Umrechnungsfaktoren ....................................................................39
Arten von Vorkommen ..........................................................................................40
Förderung ..............................................................................................................44
Verteilung der Vorkommen ...................................................................................48
Analyse der US-amerikanischen Schiefergasgewinnung...............................49
Entwicklung des US-Erdgaspreises ......................................................................49
Quellen und Methoden der unkonventionellen Erdgasförderung .........................51
Erklärung des derzeitigen Gaspreisniveaus in den USA ......................................54
US- Exportpotenzial für Liquefied Natural gas ......................................................63
Abschätzung der Preisauswirkungen von US-LNG-Exporten ..............................68
Mögliche Auswirkungen der US-Schiefergasförderung auf europäische
Gaspreise ..............................................................................................................72
Potentiale für unkonventionelle Erdgasgewinnung ........................................90
Klassifizierung von Ressourcen und Reserven ....................................................90
Größe der Vorkommen in den USA ......................................................................94
Größe der Vorkommen in China ...........................................................................95
Größe der Vorkommen in Europa .........................................................................97
Größe der Vorkommen in Österreich ....................................................................98
Einbeziehung von Coal Bed Methane und Tight Gas ...........................................99
Skeptische Sichtweise zum Unconventional Gas Boom ....................................100
I
2.7
2.7.1
2.7.2
2.7.3
2.7.4
2.8
2.8.1
2.8.2
2.9
3
Mögliche Auswirkungen der europäischen Potentiale auf die
europäischen Gaspreise .................................................................................. 103
Zusammensetzung der Produktionskosten ........................................................ 103
Shale-Gas-Produktionsszenario und die daraus resultierenden spezifischen
Kosten ................................................................................................................. 108
Gas to Liquids ..................................................................................................... 117
Abschätzung der Shale-Gas-Produktionskosten durch OIES ............................ 121
Potenzielle Auswirkungen von Shale Gas auf das globale
Energiesystem .................................................................................................. 128
Szenarien............................................................................................................ 128
Schlussfolgerungen ............................................................................................ 130
Auswirkungen der Gaspreisentwicklung auf Stromerzeugungskosten ..... 131
Technologien und Weltmarkt ................................................................................ 140
3.1
3.1.1
3.1.2
3.1.3
3.2
3.2.1
3.2.2
3.2.3
3.2.4
3.2.5
3.2.6
3.2.7
3.3
3.3.1
3.3.2
3.4
3.4.1
3.4.2
3.4.3
Weltmarkt Erneuerbare .................................................................................... 140
Die aktuelle Marktsituation ................................................................................. 140
Prognosen bis 2018 ............................................................................................ 151
Szenarien bis 2030/2050 .................................................................................... 160
Zukunftstechnologien ...................................................................................... 173
Technology Readiness Level ............................................................................. 173
Horizon 2020 ...................................................................................................... 175
Technologie-Roadmaps ..................................................................................... 177
Programmaktivitäten des BMWFJ ...................................................................... 186
Elektromobilität ................................................................................................... 194
Wasserstoff-und Brennstoffzellenfahrzeuge ...................................................... 199
Vehicle to Grid .................................................................................................... 199
Exportchancen .................................................................................................. 200
Österreichische Technologieanbieter ................................................................. 200
Umsätze, Produktion und Exportraten der Sektoren .......................................... 200
Zusammenfassung ........................................................................................... 214
Technologien zur Stromproduktion .................................................................... 215
Technologien zur Bereitstellung von Wärme bzw. Wärme/Strom (KWK) .......... 218
Produktion flüssiger bzw. gasförmiger Energieträger sowie anderer
Wertstoffe ........................................................................................................... 219
3.4.4 Übertragung, Speicherung und Verteilung ......................................................... 220
3.4.5 Endverbrauch ..................................................................................................... 222
4
Integration erneuerbarer Energieträger ins Energiesystem ............................. 223
4.1
4.1.1
4.1.2
4.1.3
4.2
Rechtliche Aspekte .......................................................................................... 224
Der Europäische Elektrizitätsbinnenmarkt ......................................................... 224
Rahmenbedingungen für erneuerbare Energien in der EU ................................ 230
Rechtslage in Österreich .................................................................................... 240
Grenzübergreifende Netzkapazitäten und die Integration der
Erneuerbaren .................................................................................................... 251
4.2.1 10-Jahres-Netzausbauplan von ENTSO-e (TYNDP) 2012 ................................ 252
4.2.2 Grenzübergreifende Netzkapazitäten zwischen Österreich und seinen
Nachbarländern .................................................................................................. 254
II
4.3
4.3.1
4.3.2
4.3.3
4.3.4
4.3.5
4.4
4.4.1
4.4.2
4.4.3
4.4.4
4.4.5
4.4.6
4.4.7
4.5
4.5.1
4.5.2
4.5.3
4.5.4
Stärken und Schwächen der Fördersysteme für Strom aus
erneuerbaren Energiequellen ..........................................................................260
Überblick .............................................................................................................260
Kurzbeschreibung von Fördersystemen .............................................................260
Bisherige Erfahrungen mit Fördersystemen, Stärken und Schwächen ..............262
Einspeiseprämienmodelle in Europa ..................................................................264
Fazit .....................................................................................................................269
Kalibrierung von Fördersystemen ..................................................................271
Zieldimension Effektivität ....................................................................................271
Zieldimension Fördereffizienz .............................................................................272
Zieldimension Systemintegration ........................................................................278
Zieldimension Marktintegration & Strommarktpreise ..........................................281
Zieldimension Unterstützungsbedarf und dessen Wechselwirkung mit dem
Strommarktdesign ...............................................................................................290
Zieldimension Zusammenspiel von Flexibilitäten und RES-E ............................295
Zieldimension Technologieportfolio und -entwicklung ........................................297
Forschungsbedarf zur Marktintegration von erneuerbaren
Energieträgern ...................................................................................................299
Virtuelle Kraftwerke .............................................................................................299
Intelligentes Lastmanagement ............................................................................300
Speicherung ........................................................................................................303
Intelligente, flexible, effizientere Netze ...............................................................305
5
Literatur ...................................................................................................................307
6
Abbildungsverzeichnis ..........................................................................................323
7
Tabellenverzeichnis ...............................................................................................333
8
Abkürzungen ...........................................................................................................338
8.1
8.2
9
Länderkürzel ......................................................................................................344
Maßeinheiten .....................................................................................................345
Anhänge ..................................................................................................................346
9.1
9.2
9.2.1
9.2.2
9.2.3
9.2.4
9.2.5
9.2.6
9.2.7
9.2.8
9.2.9
9.2.10
9.2.11
9.2.12
9.2.13
Anhang 1: Technology-Readyness-Level-Konzept .......................................346
Anhang 2: Liste der Unternehmen ..................................................................351
Wasserkraft .........................................................................................................351
Nutzung fester Biomasse (Öfen, Kessel, etc.) ....................................................351
Biomasse flüssig (Anlagen zur Erzeugung von Biotreibstoffen etc.) ..................353
Biogas und BHKWs .............................................................................................354
Windkraft .............................................................................................................354
Photovoltaik .........................................................................................................355
Konzentrierende Solarkraftwerke ........................................................................356
Thermische Solarkollektoren...............................................................................356
Geothermie..........................................................................................................357
Technologien zur Förderung und Nutzung fossiler Energieträger ......................357
Brennstoffzellen ..................................................................................................358
Elektrische Generatoren .....................................................................................359
Power to Gas.......................................................................................................359
III
9.2.14
9.2.15
9.2.16
9.2.17
9.2.18
9.2.19
IV
Wärmepumpen ................................................................................................... 359
Wärmespeicher .................................................................................................. 359
Stromspeicher..................................................................................................... 360
Stromnetze, Fokus smart grids........................................................................... 360
Wärmenetze ....................................................................................................... 360
E-Mobilität ........................................................................................................... 360
Wesentliche Ergebnisse
Erdgas-Pipelines
■
Die Auslastung der bestehenden österreichischen Gasinfrastruktur wird aufgrund vorhandener und zukünftiger Alternativen zu den österreichischen Transitrouten sowie infolge der sinkenden Gasnachfrage zurückgehen.
■
Der Gasverbrauch sinkt aufgrund der Unwirtschaftlichkeit des Betriebes von gasbefeuerten Kraftwerken und der steigenden Energieeffizienz (beispielsweise durch die Anwendung höchster energetischer Baustandards).
■
Die Kosten für die Gasnetze werden auf eine kleiner werdende Anzahl Kostenträger
verteilt werden müssen, wodurch die spezifischen Transportkosten steigen werden.
■
Die Verwendung von Erdgas im Transportbereich stellt ein bisher wenig genutztes
Potential dar, das zur Verbesserung der Auslastung der Erdgasinfrastruktur genutzt
werden kann.
Power-to-Gas
■
Die Herstellung von Wasserstoff mittels Power-to-Gas ist derzeit noch nicht wirtschaftlich, und es sind teilweise noch technologische Hürden zu überwinden.
■
Die Erzeugung von Wasserstoff zu wettbewerbsfähigen Kosten mittels Elektrolyse
benötigt – aufgrund der derzeit relativ geringen Anlagenwirkungsgrade – bedeutend
niedrigere Elektrizitätskosten, als die vorherrschenden Marktpreise ermöglichen. Andererseits ist eine hohe Auslastung der Anlagen erforderlich, die nur erreicht werden kann,
wenn elektrische Energie – die Hauptkomponente der Betriebskosten – zu Marktpreisen
bezogen wird.
■
Die Erzeugung von Wasserstoff aus Elektrolyse ist zum jetzigen Zeitpunkt gegenüber
der Dampfreformierung nicht wettbewerbsfähig. In Zukunft könnte die Elektrolyse eine
Option zur Bereitstellung negativer Regelleistung durch die wasserstoffverbrauchende
Industrie werden.
Unkonventionelle Erdgasgewinnung in den USA
■
Der derzeitige Shale-Gas-Boom in den USA führt zumindest kurz- und mittelfristig zu
niedrigen Erdgaspreisen in den USA.
■
Durch die niedrigen Erdgaspreise profitiert die US-amerikanische Wirtschaft und es
kommt zu einer „Re-Industriealisierung” der USA; energieintensive Industrie – auch aus
Europa – siedelt sich (wieder) vermehrt in den USA an.
■
Durch die Kuppelproduktion von Erdgas und Natural Gas Liquids (NGLs) und durch die
Umsetzung von Lernkurveneffekten bei der Bohrtechnologie kann der Erdgaspreis in
den USA niedrig gehalten werden.
■
Durch das hohe Angebot von NGLs, insbesondere Ethan, welches stark in der Petrochemie nachgefragt wird, profitiert die US-Petrochemie im Besonderen.
■
Es wird erwartet, dass mögliche Liquefied Natural Gas (LNG)-Importe aus den USA in
Europa nur zu einem begrenzten Preisdruck führen werden.
1
Aktuelle Entwicklungen der globalen Energieversorgung und ihre Auswirkungen auf den
nationalen und europäischen Energiemarkt
Europäische Potentiale für unkonventionelle Erdgasgewinnung
■
Die Erfahrungen aus den USA betreffend Shale Gas können für die Abschätzung der
Ressourcen und der Produktionskosten nicht direkt auf Europa übertragen werden.
■
Die vorliegenden Kalkulationen deuten – in Abhängigkeit des unterstellten Szenarios,
wie förderbare Energiemenge, Vorhandensein von NGLs und Bohrkosten, und der zum
Zeitpunkt der Studienerstellung gegebenen Gaspreise – auf eine betriebswirtschaftlich
sinnvolle Produktionsmöglichkeit hin. Eventuell erforderliche UVP-Verfahren und daraus
resultierende Kosten sind in den Kalkulationen nicht enthalten.
■
Nur durch eine entsprechende Anzahl von Probebohrungen – falls politisch gewollt und
von der Bevölkerung akzeptiert – können die Daten, wie z.B. förderbare Energiemengen,
Vorhandensein von NGLs, tatsächliche Bohrkosten etc., generiert werden, die zur Abschätzung der Reserven, der Förderraten und der Produktionskosten erforderlich sind.
Auswirkungen der Gaspreisentwicklung auf die Stromerzeugungskosten
■
Es wird erwartet, dass sowohl US-LNG-Importe als auch eine mögliche heimische
Schiefergasproduktion nicht zu einem gewinnbringenden Betrieb von neuen Gaskraftwerken führen würden.
■
Selbst bei wertberichtigten Kraftwerken und bei Berücksichtigung von Förderungen ist
ein deutlich niedrigerer Gaspreis erforderlich, um einen „Break Even“ zu schaffen.
■
Die erwarteten Änderungen der Rahmenbedingungen der deutschen Energiewende
sowie neue Regelungen auf EU-Ebene, insbesondere die beabsichtigte wettbewerbsorientierte Einbindung der erneuerbaren Energien ins System, werden die künftige Wirtschaftlichkeit von Gaskraftwerken beeinflussen.
■
CO2-Preise verbessern erst nach einem starken Anstieg die Konkurrenzfähigkeit von
Gaskraftwerken gegenüber kohlebefeuerten Kraftwerken.
Weltmarktkapazität für erneuerbare Energieträger
■
In der weltweiten Stromerzeugung werden erneuerbare Energieträger bereits 2016 zum
zweitwichtigsten Energieträger nach Kohle und vor Erdgas und Kernenergie werden.
■
Die jährliche Produktion von Biotreibstoffen wird sich vermutlich von 2012 bis 2018 um
ein Viertel vergrößern.
■
Die Nutzung von Wärme, die aus erneuerbaren Energieträgern erzeugt wird, wird in den
nächsten Jahren im Schnitt um 3–4% wachsen. Dies ist hauptsächlich auf die Biomassenutzung zurückzuführen.
■
Die langfristigen Aussichten der Erneuerbaren sind stark von der Ausgestaltung der
weiteren Rahmenbedingungen wie dem Marktdesign oder dem CO 2-Preis abhängig.
Dessen ungeachtet sind erneuerbare Energieträger in allen betrachteten Szenarien von
hoher Bedeutung.
Marktaussichten
■
2
Die Marktaussichten für österreichische Technologie-Lieferanten (z.B. Wasserkraft,
Biomasse) und Zulieferer (z.B. Windkraft, Photovoltaik) sind vielversprechend.
■
Langfristig wird die weltweite jährliche Gesamtstromerzeugung etwa das 10-fache der
europäischen betragen. Die größten Wachstumspotentiale befinden sich damit außerhalb der EU, was eine Herausforderung für viele KMU darstellen wird und gezielte Unterstützungsmaßnahmen rechtfertigen würde.
Forschung
■
Viele technologische Optionen stehen für die „Energierevolution” zur Verfügung, die
Mehrzahl wird auch weiterentwickelt und genützt werden müssen. Mit der Fokussierung
auf eine einzelne Technologie können weder die unterschiedlichen geografisch gegebenen Potenziale genutzt werden, noch die für eine Stabilisierung des Temperaturanstiegs
auf +2 °C notwendigen Kapazitäten dargestellt werden.
■
Die themenoffenen Programme des BMWFJ leisten einen wichtigen Beitrag zur technologischen Anpassung des Energiesystems an die zukünftigen Erfordernisse. Ein programmübergreifendes Portfoliomanagement zum Monitoring, zur Koordination und gezielten Unterstützung von der Idee bis zur Überleitung zum Markt könnte die Effektivität
dieser Aktivitäten weiter verbessern und Barrieren beseitigen.
Marktintegration der erneuerbaren Energien
■
Das Stromsystem der Zukunft erfordert sowohl erzeugerseitig als auch verbraucherseitig
erhöhte Flexibilität, um die Marktintegration erneuerbarer Energieträger zu ermöglichen.
Einzelne (technologische) Lösungen wie Speicher, intelligente Netze, Lastmanagement,
flexible Kraftwerke etc. fungieren dabei als sogenannte „Flexibilitätsbausteine“ für das
Elektrizitätssystem. Daneben sind verstärkt Systemlösungen gefordert, die technologische, rechtliche und wirtschaftliche Aspekte berücksichtigen und sicherstellen, dass das
Zusammenspiel der Flexibilitätsbausteine reibungslos funktioniert und die Systemintegration auf mehreren Ebenen koordiniert stattfindet.
■
Wesentliche Bausteine der Flexibilisierung des Stromsystems sind die Nutzung flexibler
Lasten sowie geeignete Speicherlösungen.
■
Der Ausbau der Übertragungsnetze einschließlich der Interkonnektoren ist für die weitere Integration erneuerbarer Energieträger auf europäischer Ebene von großer Bedeutung.
Verbindliche Ziele für erneuerbare Energien
■
Verbindliche nationale Ziele für erneuerbare Energien sind ein wesentliches Element zur
weiteren Steigerung des Anteils erneuerbarer Energien.
Weiterentwicklung von Fördersystemen
■
Die EU-Kommission befürwortet die Marktintegration der erneuerbaren Energieträger
durch die Weiterentwicklung von Fördersystemen in Richtung marktorientierter Anreizsysteme.
■
Die Art des Fördersystems bestimmt (auch im europäischen Kontext) die Anlagen- und
Betreiberstruktur.
■
Ein Prämienmodell stellt eine mit einem relativ geringeren Umgestaltungsaufwand
verbundene Option zur Weiterentwicklung eines Einspeisetarifsystems dar. Die Einfüh-
3
rung eines Quotensystems würde umfangreichere Umstellungen des bestehenden Fördersystems erfordern.
■
4
Die bisherigen Erfahrungen in Europa und anderen Ländern deuten darauf hin, dass
Einspeisevergütungen das effektivste Förderinstrument für erneuerbare Stromerzeugung
darstellen, wobei Einspeiseprämien auf dem Vormarsch sind. Die Erfahrungen mit Einspeiseprämienmodellen zeigen die Bedeutung einer kontinuierlichen und nach Technologien differenzierten Förderung für die Entwicklung erneuerbarer Energieträger.
Einleitung
1 Einleitung
Die effiziente und effektive Gestaltung von politischen Maßnahmen basiert neben den
Kenntnissen über die vergangene Entwicklung und der Vorstellung über eine gewünschte
Zukunft auf grundsätzlichen Hypothesen über die Entwicklung von Faktoren, die die Erreichung dieser Zukunft beeinflussen.
Eine der zentralen wirtschaftlichen Hypothesen als Grundlage für die Förderung von Technologien zur Nutzung erneuerbarer Energieträger war bisher, dass die Preise für fossile
Energieträger aufgrund deren zunehmender Ausbeutung sowie aufgrund der Internalisierung
von externen Kosten (nicht zuletzt durch das EU-ETS) tendenziell steigen werden. Dieser
Preisanstieg der fossilen Energieträger würde – zusammen mit dem technologischen Fortschritt – die derzeitigen wirtschaftlichen Nachteile der Erneuerbaren-Technologien und damit
die Notwendigkeit von Fördermaßnahmen in Zukunft verringern.
Die jüngste Entwicklung sowie darauf basierende Langfristprognosen für die mittelfristige
Entwicklung fossiler Energieträgerpreise stellen die Gültigkeit dieser Hypothese in Frage.
Die vorliegende Studie hat nun zum Ziel, zentrale Aspekte zu beleuchten, die die Gültigkeit
der Hypothese untermauern oder abschwächen können.
Im Rahmen der Durchführung der Studie werden drei große Themenblöcke behandelt:
■
die europäischen und nationalen Energiemärkte
■
die Technologien und ihr Weltmarkt
■
Rahmenbedingungen für und Marktintegration von Energie aus erneuerbaren Quellen.
Die vorliegende Arbeit basiert primär auf Literaturrecherchen und integrativen Zusammenfassungen vorhandener Studien, welche durch zusätzliche Ausarbeitungen der AutorInnen
zu einzelnen Aspekten ergänzt werden. Der Datenstand bezieht sich auf öffentliche und bis
zum Dezember 2013 verfügbare Informationen.
5
2 Energiemärkte und -preise
2.1 Nationaler und Europäischer Gas- und Energiemarkt
2.1.1
Primärenergie
Europäische Union
Die Kluft zwischen steigender Ressourcennachfrage auf der einen Seite und sinkender
Energieerzeugung auf der anderen erhöht die Abhängigkeit der Europäischen Union von
Energieimporten, insbesondere von Öl- und Gasimporten. Im Jahr 2010 wurde mehr als die
Hälfte (54,1%) des Bruttoinlandsenergieverbrauchs der EU importiert. Die Primärenergieerzeugung in der EU-27 belief sich im selben Jahr auf ca. 831 Mio. Tonnen Rohöleinheiten
1
(t RÖE) bzw. 34.796,7 PJ (siehe Tabelle 2-1). Obwohl dies zwar erstmals seit 2001 einen
Produktionsanstieg bedeutete, so war die Primärenergieerzeugung der EU-27 um 109,7 t
RÖE bzw. 4.59 TJ geringer als noch ein Jahrzehnt davor. Dieser allgemein rückläufige
Trend kann auf die Erschöpfung der Rohstoffreserven zurückzuführen sein bzw. auf die
Unwirtschaftlichkeit, vorhandene Ressourcen zu erschließen. 2010 wurde die Primärenergie
der EU-27 aus verschiedensten Energieträgern gespeist, wobei nukleare Energie mit 28,5%
der Gesamterzeugung die wichtigste Rolle spielte. Vor allem in Belgien, Frankreich und der
Slowakei betrug der Anteil der Kernenergie an der Primärenergieerzeugung mehr als die
Hälfte. Die Primärerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen nahm schneller zu als die
Erzeugung aus allen anderen Energiequellen, und so erfolgte 2010 bereits rund ein Fünftel
(20,1%) der Primärenergieerzeugung der EU-27 aus erneuerbaren Energieträgern. Im
Vergleich dazu betrug die Produktion von Primärenergie aus festen Brennstoffen 19,6%
(hauptsächlich Kohle), aus Erdgas 18,8% und aus Rohöl 11,7%. Zwischen 2002 und 2010
stieg der Anteil erneuerbarer Energien an der Primärenergieerzeugung um 70,9%. Vergleichsweise waren die Produktionsmengen bei allen anderen Primärenergiequellen in
diesem Zeitraum rückläufig. Am stärksten sank die Produktion von Primärenergie aus Rohöl
(-43,6 %), Erdgas (-24,9%) und festen Brennstoffen (-23,5%). Der Rückgang der Kernenergie fiel mit 3,0% (wesentlich) geringer aus. Somit überstieg der Anteil der erneuerbaren
Energiequellen an der Primärenergieproduktion erstmals jenen von festen Brennstoffen und
Erdgas; Rohöl wurde bereits 2006 überholt. (European Commission Eurostat, 2012a)
1
6
Alle Einheiten wurden mit dem Unit Converter der IEA umgerechnet. Quelle: (IEA, Unit Converter, 2013)
Energiemärkte und -preise
Abbildung 2-1: EU Bruttoinlandskonsum nach Energieträgern, 2011. Quelle: (European
Commission, 2013)
Tabelle 2-1: Primärenergieerzeugung (PJ) der EU-27 und Österreich im Vergleich, 2005–
2011. Quelle: (European Commission Eurostat, 2013a)
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
EU-27
37.545,5
36.757,1
35.867,4
35.592,9
34.061,6
34.796,7
33.544,2
Österreich
417,0
424,4
455,9
470,1
483,2
509,2
481,5
Tabelle 2-2: Energetischer Endverbrauch gesamt (PJ), EU-27 und Österreich im Vergleich,
2005–2011. Quelle: (European Commission Eurostat, 2013b)
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
EU-27
49.900,8
49.890,2
48.788,8
49.112,3
46.479,2
48.252,9
46.191,3
Österreich
1.178,4
1.166,6
1.157,2
1.167,6
1.108,7
1.189,9
1.144,2
Der gesamte Endenergieverbrauch wird aus der Summe der Beiträge der Sektoren (Industrie, Verkehr, Haushalten, Dienstleistungen, Landwirtschaft usw.) gebildet. Der endgültige
industrielle Energieverbrauch deckt den Verbrauch sämtlicher Industriesektoren mit Ausnahme des Energiesektors. Die in den Elektrizitätskraftwerken industrieller Eigenerzeuger
umgewandelten Brennstoffmengen sowie die in Hochofengas umgewandelte Kohlemenge
sind nicht Teil des Endenergieverbrauchs der Industrie, sondern des Umwandlungssektors.
(ibid.)
Tabelle 2-3: Energieabhängigkeit der EU-27 bzw. Österreichs in %. Quelle: (European
Commission Eurostat, 2013c)
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
EU-27
52,4
53,7
53,0
54,6
53,8
52,6
53,8
Österreich
71,4
72,3
68,9
68,9
65,0
62,1
69,3
7
Die Energieabhängigkeit wird als Nettoimport, dividiert durch die Summe des Bruttoinlandsenergieverbrauchs inkl. Lager berechnet. (ibid.)
Die Abhängigkeit der EU vom Import fossiler Brennstoffe, um den Energiebedarf zu decken,
wächst zusehends. So mussten 2009 bereits 83,5% des Erdöl- und 64,2% des Gasbedarfes
durch Importe gedeckt werden. (Siehe Abbildung 2-2)
Abbildung 2-2: EU-27 Abhängigkeit von Energieimporten. Quelle: (European Commission,
2011a)
Die EU importiert jährlich Erdöl, Erdgas und Kohle in einem Wert von 406 Mrd. Euro. Das
entspricht etwa 3,2% des BIP, und es ist zu erwarten, dass die Importabhängigkeit in Zukunft noch mehr steigt. Die nachfolgende Abbildung 2-3 zeigt die Importabhängigkeit der EU
nach Energieträgern und mögliche Entwicklungen bis 2030. (European Commission, 2013)
Abbildung 2-3: Anteil (%) von importierten Energieträgern am EU-Gesamtverbrauch.
Quelle: (European Commission, 2013)
8
Tabelle 2-4: Bruttoinlandsverbrauch an Primärenergie (PJ) – EU-27 und Österreich im
Vergleich, 2005–2011. Quelle: (European Commission Eurostat, 2013d)
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
EU-27
76.400,4
76.441,0
75.734,7
75.402,8
71.262,0
73.662,1
71.077,6
Österreich
1.440,2
1.446,4
1.429,6
1.437,5
1.368,3
1.466,2
1.421,5
Der Bruttoinlandsverbrauch ist definiert als Primärerzeugung zuzüglich Einfuhren, rückgewonnenen Produkten und Bestandsveränderungen, abzüglich Ausfuhren und Brennstoffversorgung von Bunkern (für Hochseeschiffe aller Flaggen). Somit spiegelt sich darin die Energiemenge wider, die zur Befriedigung des Inlandsbedarfs innerhalb der Grenzen des Staatsgebiets erforderlich ist. (ibid.)
Österreich
In Österreich stieg 2012 der energetische Endverbrauch (EEV) im Vergleich zum Jahr davor
um etwa 1% auf 1.103 Petajoule (PJ) – dies entspricht ungefähr dem Niveau von 2006
(1.109 PJ). Diese Steigerung ist u.a. auf die im Vergleich zu 2011 kälteren Temperaturen
zurückzuführen, wodurch die Heizgradsumme um 5% anstieg.
Während der Verkehrssektor einen leichten Rückgang von 0,5% auf 357 PJ verzeichnete,
stieg der EEV im Industriesektor um etwa 2% auf 317 PJ und bei den privaten Haushalten
um 4% auf 272 PJ.
Hinsichtlich der Energieträger sank der EEV bei Kohle um beachtliche 19% gegenüber 2011,
sowie um 2% bei Erdölprodukten. Im Gegensatz dazu stieg der EEV in den Bereichen
Erdgas und brennbare Abfälle (um je 5%) sowie bei den erneuerbaren Energieträgern (um
7%).
Mit einem Plus von 33% konnten Windkraftwerke und Photovoltaikanlagen den größten
Produktionsanstieg unter den erneuerbaren Energieträgern verzeichnen, dicht gefolgt von
den Wasserkraftwerken (aufgrund der sehr guten Wasserführung) mit einem Plus von 26%.
Es ist allerdings zu beachten, dass die Erzeugung aus Wind- und Photovoltaikanlagen
lediglich 7% der Wasserkrafterzeugung beträgt.
Gemäß Berechnungsvorschriften der EU-Richtlinie 2009/28/EG stieg die anrechenbare
Stromproduktion aus erneuerbaren Ressourcen (Wasserkraft, Biomasse, Windkraft, Photovoltaik und Geothermie) im Vergleich zu 2011 um lediglich 1%. Dennoch macht der Anteil
der erneuerbaren Energieträger ungefähr 65% des Gesamtstromverbrauchs und 32% des
Bruttoendenergieverbrauchs in Österreich aus. (Statistik Austria, 2013a)
2.1.2
2.1.2.1
Kohle
Steinkohle
Verbrauch/Konsum
Der Bruttoinlandskonsum (der EU) von Steinkohle ging in den 1990er Jahren stetig zurück,
von ungefähr 504 Mt (Megatonnen) im Jahr 1990 auf 360 Mt im Jahr 1999. Zwischen 1999
9
und 2007 blieb der Verbrauch von Steinkohle relativ stabil zwischen 360 und 380 Mt. Der
Tiefpunkt wurde 2009 mit 292 Mt erreicht, 42% weniger als noch 1990. Dieser rückläufige
Trend ist jedoch nicht dauerhaft, denn seither ist der Konsum wieder angestiegen und belief
sich 2012 auf ungefähr 320 Mt bzw. 9.370 PJ. (SieheTabelle 2-5) (European Commission
Eurostat, 2013e)
Tabelle 2-5: Bruttoinlandskonsum von Steinkohle der EU-27, 1990, 2005–2012 (in Mt und
PJ). Quelle: (European Commission Eurostat, 2013e)
1990
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
EU-27
Mt
503,8
361,7
374,9
379,0
354,4
291,9
309,9
315,7
319,7
EU-27
PJ
14765,2
10.600,6
10.987,4
11.107,6
10.386,6
8.554,9
9.082,4
9.252,4
9.369,6
1 Mtce = 29,3 PJ (IEA, Unit Converter, 2013)
Produktion
Parallel zum Rückgang des Kohleverbrauchs ging auch die Produktion von Steinkohle seit
1990 kontinuierlich zurück. 2012 betrug sie lediglich ein Drittel der Produktion von 1990.
Somit konnten 2012 gerade einmal 38% des Bruttoinlandsverbrauchs mit heimischer Produktion gedeckt werden, verglichen mit 74% im Jahr 1990. (European Commission Eurostat,
2013e)
Tabelle 2-6: Produktion von Steinkohle der EU-27, 1990, 2005–2012 (in Mt und PJ).
Quelle: (European Commission Eurostat, 2013e)
1990
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
EU-27
Mt
373,6
170,4
161,3
152,2
143,4
129,2
126,9
123,7
122,5
EU-27
PJ
10.949,3
4.994,0
4.727,3
4.460,6
4.202,7
3.786,5
3.719,1
3.625,4
3.590,2
Import von Steinkohle
Im Jahr 2012 importierte die EU-27 204 Mt Steinkohle, verglichen mit 189 Mt im Jahr zuvor.
Russland und Kolumbien bleiben auch weiterhin die Hauptlieferanten für Kohle, mit Importanteilen von 26,7% bzw. 24,9%. Als drittwichtigstes Importland gelten die USA mit 19%.
Mit ungefähr 8% und 7% am Gesamtimport sind Australien und Südafrika ebenfalls von
Bedeutung, wobei ihre Anteile leicht zurückgegangen sind (-0,8 bzw. -1,4 Mt). (European
Commission Eurostat, 2013e)
Tabelle 2-7: Importfaktor von Steinkohle in die EU-27, 1990, 2005–2012 (in %).
Quelle: Eigene Berechnungen. Importfaktor als Differenz zw. Eigenproduktion und Konsum,
Rücklagen nicht berücksichtigt.
EU-27
10
1990
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
26%
53%
57%
60%
60%
56%
60%
61%
62%
2.1.2.2
Braunkohle
Verbrauch/Konsum
Ähnlich wie für Steinkohle verlief auch der Trend für Braunkohle in der EU-27. In den 1990er
Jahren zeichnete sich ein deutlicher Rückgang (-40%) des Bruttoinlandsverbrauchs von
Braunkohle ab. Zwischen 1999 und 2010 blieb der Konsum bis auf geringe Fluktuationen
stabil und war 2010 (422,5 Mt) fast ident mit dem von 1999 (424,9 Mt). (European
Commission Eurostat, 2013e) (Siehe Tabelle 2-8)
Tabelle 2-8: Bruttoinlandskonsum von Braunkohle der EU-27, 1990, 2005–2012 (in Mt und
PJ). Quelle: (European Commission Eurostat, 2013e)
EU-27
Mt
EU-27
PJ
1990
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
708,7
455,7
451,7
457,4
442,7
427,6
422,5
454,1
458,7
20.770,3 13.355,5 13.238,2
13.405,3 12.974,5
12.531,9
12.382,5 13.308,6 13.443,4
Da nur sehr wenig Braunkohle importiert bzw. exportiert wird, orientiert sich der Konsum von
Braunkohle stark an der Produktion (ibid.). Wie sich anhand von Tabelle 2-5 und Tabelle 2-8
erkennen lässt, spielt der Konsum von Braunkohle in der EU eine wichtigere Rolle als der
von Steinkohle und überstieg 2012 den Bruttoinlandskonsum von Steinkohle um 139 Mt.
In Österreich wird seit 2005 so gut wie keine Kohle mehr gefördert. Im Jahr 2004 wurden
noch 2,3 PJ Stein- und Braunkohle gefördert. (Siehe Tabelle 2-9)
Tabelle 2-9: Kohlebilanz für Österreich (PJ) 1990, 2004–2011. Quelle: (Statistik Austria ,
2013b)
Österreich
1990
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Inländische Erzeugung
v. Rohenergie
26,7
2,35
0,004
0,004
0,004
0,004
0,004
0,004
0,004
Bruttoinlandsverbrauch
171,5
167,7
168,2
170,6
163,4
157,5
120,6
141,4
145,2
Importe
132,9
165,1
167,5
158,8
171,8
163,3
115,8
141,1
128,2
Exporte
0,069
0,251
0.098
0,197
0,122
0,071
0,182
0,092
0,251
Energetischer Endverbrauch (EEV)
53,3
25,8
24,2
26,6
24,0
26,0
21,3
20,0
18,1
Anm.: Kohle beinhaltet hier: Steinkohle, Braunkohle, Braunkohle-Briketts, Koks, Torf, Gichtgas, Kokereigas.
2.1.3
Öl
Produktion
Tabelle 2-10: Primäre Rohölförderung, EU–27 und Österreich im Vergleich (in PJ), 2005–
2011. Quelle: (European Commission Eurostat, 2013f)
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
EU-27
5.557,1
5.084,2
5.018,3
4.689,1
4.401,5
4.076,1
3.539,9
Österreich
40,9
41,7
41,6
41,6
44,1
42,9
35,2
11
Die Primärerzeugung umfasst die innerhalb der nationalen Grenzen geförderten Mengen
einschließlich Offshore-Förderung, und zwar nur die vermarktbare Produktion, nicht aber die
in die Formation zurückgeleiteten Mengen. Zur Primärerzeugung sollten also das gesamte
Rohöl, die Erdgaskondensate (NGL) sowie die Kondensate und das Öl aus Ölschiefer,
Ölsanden usw. gerechnet werden. (ibid)
Konsum/Verbrauch
Tabelle 2-11: Bruttoinlandsverbrauch von Rohöl, EU-27 und Österreich im Vergleich (in PJ),
2005–2011. Quelle: (European Commission Eurostat, 2013g)
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
EU-27
28.410
27.799
27.522
27.614
25.515
25.391
24.758
Österreich
371
359
362
367
352
329
347
Tabelle 2-12: Bruttoinlandsverbrauch von Rohöl und Mineralölerzeugnissen, EU-27 und
Österreich im Vergleich (in PJ), 2005–2011. Quelle: (European Commission Eurostat,
2013g)
EU-27
Österreich
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
28.471
28.278
27.698
27.557
26.040
25.853
25.032
606
597
583
562
535
553
521
Importe
Tabelle 2-13: Einfuhren von Rohöl und Mineralölerzeugnissen, EU-27 und Österreich im
Vergleich (PJ), 2005–2011. Quelle: (European Commission Eurostat, 2013j)
EU-27
Österreich
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
40.020,6
40.486,8
39.418,5
40.109,9
37.914,2
38.425,9
37.623,1
647,2
641,3
620,9
625,5
576,8
583,9
566,4
Tabelle 2-14: Primärenergieeinfuhren von Rohöl nach wichtigsten Herkunftsländern (in %),
2005–2011. Quelle: (European Commission Eurostat, 2012a)
2
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Russland
32,5%
33,4%
33,2%
31,4%
33,1%
n.d.
35%
Norwegen
16,9%
15,5%
15,1%
15,1%
15,2%
n.d
12%
Libyen
8.8%
9,2%
9,8%
9,9%
9,0%
n.d.
n.d.
10,6%
9,1%
7,2%
6,9%
5,7%
n.d.
n.d.
Saudi Arabien
Bezieht sich auf %-Anteil der Importe, nicht des absoluten Rohölverbrauchs in der EU.
2
Quelle: (European Commission, 2013)
12
Abbildung 2-4: Erdölimporte nach Herkunftsländern, 2011. Quelle: (European Commission,
2013)
Tabelle 2-15: Rohölimporte (in PJ) in die EU-27 nach Herkunftsländern, 2005–2007.
Quelle: (European Commission Eurostat, 2013h)
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Importanteil
2011 (in %)
Insgesamt
25.885,6
25.561,4
25.184,6
25.406,8
23.272,6
23.316,7
22.589,8
_
Russland
7.801,7
7.876,2
7.747,0
7.465,8
7.234,5
7.514,5
7.353,4
32,5%
Norwegen
4.059,3
3.661,5
3.510,0
3.582,3
3.315,6
2.998,2
2.666,4
11,8%
Libyen
2.109,0
2.164,5
2.277,1
2.361,4
1.969,8
2.217,5
595,5
2,6%
Saudi Arabien
2.543,4
2.138,2
1.686,9
1.629,2
1.248,0
1.288,4
1.721,1
7,6%
Tabelle 2-16: Erdölbilanz für Österreich (PJ), 1990, 2005–2011. Quelle: (Statistik Austria,
2013c)
Österreich
1990
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Inländische Erzeugung v.
Rohenergie
50,6
39,8
42,4
39,9
43,8
46,4
47,6
36,8
443,9
613,0
597,5
580,3
560,9
528,3
553,5
517,0
Importe
425,9
647,4
641,3
620,8
624,5
576,5
581,9
566,2
Exporte
22,7
90,7
72,2
89,5
101,7
96,3
90,3
92,7
327,6
495,9
472,4
458,5
448,3
423,7
436,1
416,1
Energetischer
brauch (EE)
Endver-
Anm.: Erdöl beinhaltet hier: Erdöl, Sonst. Raffinerie-Einsatz, Benzin, Petroleum, Diesel, Gasöl für
Heizzwecke, Flüssiggas, Sonst. Prod. d. Erdölverarb., Raffinerierestgas.
13
2.1.4
Erdgas
Produktion
Verglichen mit 2011 fiel die Erdgasproduktion 2012 in den EU-27-Ländern um 5,5% auf
insgesamt 6.154 Petajoule. Unter den wichtigsten Erdgaserzeugern in der EU registrierte
Großbritannien einen Rückgang von 14,4%, Deutschland von 12,5%, Frankreich 10,2%,
Dänemark 9,2% und 0,4% bzw. 0,3% die Niederlande und Rumänien. Im Gegensatz dazu
verzeichnete die Slowakei ein Plus von 30,4% und Spanien von 13,9% in der Erdgasproduktion. (European Commission Eurostat, 2013i)
3
Tabelle 2- 17: Primärerzeugung von Erdgas, EU-27 und Österreich im Vergleich (PJ ),
2005–2011. Quelle: (European Commission Eurostat, 2013j)
EU-27
Österreich
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
8.777,3
8.346,3
7.779,2
7.820,3
7.119,8
7.265,9
6.520,8
65,3
72,8
73,9
61,3
66,7
69,1
67,8
Abbildung 2-5: Primärproduktion von Erdgas (in PJ). Quelle: (European Commission
Eurostat, 2013i)
Verbrauch
Im Jahr 2012 fiel der Bruttoinlandskonsum von Erdgas in den EU-27-Ländern um 3,6%
gegenüber 2011 auf 17.610 Petajoule. Die größten Rückgänge wurden in den Ländern
Belgien (-30,5%), Schweden (-12,7%) und Finnland (-10,5%), sowie in Portugal (-9,6%),
Dänemark (-8,4%) und Griechenland (-7,7%) verzeichnet. In Ländern wie Estland (+11,3%),
3
PJ OHW= Oberer Heizwert, gilt für das gesamte Kapitel Erdgas.
14
Polen (+6,2 %), Deutschland (+3,4 %) und Luxemburg (+1,5 %) stieg der Erdgaskonsum
jedoch im Vergleich zum Vorjahr. (ibid.)
Tabelle 2-18: Bruttoinlandsverbrauch von Erdgas, EU-27 und Österreich im Vergleich (PJ),
2005–2011. Quelle: (European Commission Eurostat, 2013j)
EU-27
Österreich
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
20.742,6
20.394,1
20.137,2
20.511,5
19.392,9
20.577,1
18.493,7
379,6
356,4
336,1
355,2
347,8
382,1
360,8
Import
Insgesamt stiegen 2012 die Erdgasimporte in die EU-27 um 1,8% auf 16.612 Petajoule.
Russland ist mit 31,9% (innereuropäischer Handel ausgeschlossen) der wichtigste Erdgaslieferant, dicht gefolgt von Norwegen mit 29,4%. Die größten Erdgaslieferanten außerhalb
der EU sind Algerien mit 13,8%, Katar mit 8,7% und Nigeria mit 3,4%. Die Abhängigkeit der
EU-27 Länder von Erdgasimporten belief sich 2012 auf 65,6%, ein leichter Rückgang von
67,3% in 2011. Lediglich die Niederlande und Dänemark sind Netto-Exporteure. In 15 Mitgliedstaaten jedoch beträgt die Abhängigkeit in der Energieversorgung (Energieabhängigkeit) über 90%. (European Commission Eurostat, 2013i)
Tabelle 2-19: Einfuhren von Erdgas, EU-27 und Österreich im Vergleich (PJ), 2005–2011.
Quelle: (European Commission Eurostat, 2013j)
EU-27
Österreich
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
14.767,6
15.478,9
15.248,6
16.187,3
15.866,4
16.757,1
16.366,6
373,5
409,7
379,6
386,4
442,3
474,2
510,9
Abbildung 2-6: EU-Erdgasimporte nach Herkunftsland, 2011. Quelle: (European
Commission, 2013, S. 18)
15
Export
Tabelle 2-20: Gesamtausfuhren von Erdgas, EU-27 und Österreich im Vergleich (PJ), 2005–
2011. Quelle: (European Commission Eurostat, 2013j)
EU-27
Österreich
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2.798,3
3.077,6
3.107,3
3.410,3
3.403,7
3.932,3
3.980,5
40,8
99,1
105,3
75,6
144,0
189,7
138,6
2.2 Erdgaspipelines und -speicher
2.2.1
Europäische Erdgas-Importpipelines
Wie in 2.1.4 dargestellt, ist die Europäische Union zu einem sehr hohen Grad von Gasimporten abhängig. Diese Importe erfolgen vorwiegend aus:
■
Algerien;
■
dem kaspischen Raum ;
■
Libyen;
■
Norwegen;
■
Russland; und
■
diversen LNG-Importen.
4
Eine angemessene Diversifizierung der Erdgasquellen wie auch der Transportrouten von
den Quellen nach Europa scheint sowohl aus der Versorgungssicherheitsperspektive als
auch unter Wettbewerbsgesichtspunkten unumgänglich zu sein. Diese Sichtweise wurde
durch die Erdgaszwistigkeiten zwischen der russischen Föderation und der Ukraine in den
Jahren 2006 und 2009 bestätigt. Basierend auf dieser Erfahrung wurde die „Erdgasversorgungssicherheitsverordnung“ (Nr. 994/2010) ausgearbeitet und in weiterer Folge in Kraft
gesetzt. Gemäß dieser Verordnung ist der sogenannte Infrastrukturstandard einzuhalten.
Dieser schreibt vor, dass die Kapazität (Import, Speicherentnahme, Produktion) in einem
berechneten Gebiet so dimensioniert sein muss, dass eine sehr hohe Nachfrage auch bei
Ausfall der größten Einzelinfrastruktur gedeckt werden kann.
Aus Abbildung 2-9 wird der Stellenwert des Pipelinegases ersichtlich. Die Hauptrouten sind
einerseits das sogenannte Brotherhood System (aus Russland über die Ukraine – mit Abzweigungen nach Rumänien und Ungarn –, die Slowakei und im Anschluss über Österreich
nach Italien und Deutschland), das Yamal Rohrleitungssystem (ebenfalls aus Russland über
Weißrussland und Polen nach Deutschland), die Nord Stream (aus Russland auf dem Grund
der Ostsee direkt nach Deutschland), andererseits die Versorgung aus Norwegen über
unterschiedliche Rohrleitungssysteme nach Großbritannien, Belgien und Deutschland, sowie
die Versorgung aus Algerien und Libyen nach Italien bzw. Spanien. Das noch zu realisieren-
4
Im Kaspischen Raum tritt Russland als Käufer auf und verkauft dann diese Mengen in Europa.
16
de Projekt Trans Adriatic Pipeline wird den sogenannten Southern Gas Corridor öffnen und
einen direkten Absatz von Erdgas aus Aserbaidschan in Europa ermöglichen. Österreich hat
sich zu einer bedeutenden Drehscheibe im Erdgastransport (die Transitmenge beträgt ca.
3
70 Mrd. Nm /Jahr; der Großteil des Erdgases wird nach Italien und Deutschland transportiert) entwickelt. Im Falle der Realisierung der South Stream Pipeline, mit einer anvisierten
3
Kapazität von ca. 63 Mrd. Nm /Jahr, könnten nachteilige Auswirkungen auf das System der
Trans Austria Gasleitung (TAG) auftreten, da diejenigen Mengen, die derzeit über Österreich
(über das TAG-System) nach Italien transportiert werden, zukünftig über die South Stream
transportiert werden würden und somit die Kosten der TAG auf ein geringeres Transportvolumen aufgeteilt werden müssten. Daraus resultierend würden auf der TAG höhere Tarife
sowohl für die Inlandsversorgung als auch für den verbleibenden Transit in Rechnung gestellt werden müssen.
Die betriebswirtschaftlich orientierte Dimensionierung von Rohrleitungen sieht große Durchmesser als vorteilhaft an, da dadurch die spezifischen Kapazitätskosten sinken.
Die Investitionskosten von Rohrleitungen (bei normalen Geländevoraussetzungen und bei
Verwendung von handelsüblichen Rohrleitungsdurchmessern) entwickeln sich mit steigendem Rohrdurchmesser leicht degressiv, d.h., dass sich die Kosten bei einer Verdopplung
des Durchmessers (z.B. von DN 500 auf DN 1000) nicht ums Zweifache erhöhen (siehe
auch Abbildung 2-7).
Cost-units versus Diameter
Cost - Units
15
10
5
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900 1000 1100
Diameter (mm)
Abbildung 2-7: Investionskosten in Abhängigkeit des Rohrleitungsdurchmessers;
Quelle: AEA, eigene Kalkulationen
Andererseits wird bei einer Verdoppelung des Rohrdurchmessers die Kapazität nicht verdoppelt, sondern erhöht sich fast um das Sechsfache (GIE, 2003, S. 7). Daraus ergibt sich –
bei vollständiger Auslastung der Rohrleitung – nachstehender spezifischer Kostenverlauf.
17
Investment per Capacity Unit
Investment per Capacity Unit
3,5
3
2,5
2
1,5
1
0,5
0
0
200
400
600
Dimension (mm)
800
1000
1200
Abbildung 2-8: Spezifische Kosten in Abhängigkeit des Rohrleitungsdurchmessers;
Quelle: AEA, eigene Kalkulationen
Auf Grund dieser Zusammenhänge wurde die TAG trotz der damit verbundenen höheren
Kosten auf den Transport größerer Gasmengen und der damit verbundenen Economy of
Scale ausgelegt. Im Falle einer zurückgehenden Auslastung werden diese bereits entstandenen Kosten auf eine kleinere Anzahl von Kostenträgern überwälzt werden müssen.
18
Europäische Gasinfrastruktur „Trunk Lines“
Abbildung 2-9: System Development Map. Quelle: (OIES, The (Uncertain) of European Gas Markets, 2013)
19
2.2.2
Innerösterreichische Erdgaspipelines
Das innerösterreichische Pipelinesystem besteht aus
■
den Fernleitungen, welche vorwiegend für Transitzwecke benutzt werden,
■
den regionalen Verteilerleitungen sowie
■
den Verteilernetzen.
Abbildung 2-10 zeigt die Fernleitungen (wie Trans Austria Gas Pipeline (TAG), West Austria
Gas Pipeline (WAG), Penta-West, HAG und SOL) sowie die regionalen Verteilerleitungen.
Wie in 2.2.1 erwähnt, hat sich Österreich zu einer bedeutenden Drehscheibe im Erdgastransport entwickelt und einen bedeutenden Erdgashandel – mit steigender Tendenz – am
Central European Gas Hub (CEGH) aufgebaut. Die Transitmenge beträgt bis zu 70 Mrd.
3
Nm /Jahr, der Großteil des Erdgases wird nach Italien und Deutschland transportiert. Weiters wurden – in Erwartung des zusätzlichen Kapazitätsbedarfs für neuerrichtete gasbefeuerte Kraftwerke – die Südschiene (teilweise parallel zur Semmering-Leitung) und die EVNWest 2 errichtet. Beide Leitungen werden kurz- und mittelfristig aufgrund der Unwirtschaftlichkeit von gasbefeuerten Kraftwerken nicht zur Gänze ausgelastet werden. Bei einer Teilauslastung der Transitleitungen werden in Folge die Netznutzungstarife für die regionalen
Verteilerleitungen und der für die Kostenwälzung auf die Verteilergebietsebene anfallende
Kostenblock steigen.
Diese Entwicklung wird durch die zu erwartende fallende Gasnachfrage – basierend auf der
Umsetzung der 20-20-20-Ziele und der damit verbundenen Energieeffizienzverbesserung in
der Raumwärmebereitstellung und in der Industrie – verstärkt werden, da es zur einer Verringerung der Anzahl der Kostenträger bei gleichbleibenden oder steigenden Kosten der
Erdgasinfrastruktur kommt. Zusätzlich könnte sich die erkennbare Auslastungsverringerung
auf die Energieeffizienz der Rohrleitungssysteme auswirken.
Die Realisierung des noch nicht gebauten Abschnittes der Südschiene bis Klagenfurt erscheint aus der jetzigen Perspektive als eher unwahrscheinlich.
Unter dem Blickwinkel der Versorgungssicherheit ist die Anbindung aller in Oberösterreich
befindlichen Erdgasspeicher an das österreichische Netz als positiv anzusehen. Damit
könnten Speicherkapazitäten, die vorher ausschließlich dem deutschen Raum vorbehalten
waren, auch in Österreich genutzt werden. Ob und, falls ja, welche Tarifauswirkungen durch
diese Anbindung zu erwarten sind, ist nicht Gegenstand dieser Arbeit.
20
Österreichische Erdgasinfrastruktur
Abbildung 2-10: Transitleitungen und regionale Verteilerleitungen. Quelle: (AGGM, 2013)
21
2.2.3
Erdgasspeicher in Österreich
Der Bedarf an Erdgasspeichern ergibt sich einerseits aufgrund des stark fluktuierenden
Erdgasverbrauchs und andererseits aufgrund des Bestrebens nach einer möglichst stetigen
Produktion bzw. nach einer möglichst vollen Auslastung der Transitrohrleitungen.
Zusätzlich resultiert der Bedarf an Erdgasspeichern auch aus der geringen Transportgeschwindigkeit von Erdgas (ca. 25–30 km/h), wodurch das Erdgas bei einer Distanz von
3000 km von der Quelle bis zur Senke etwas mehr als vier Tage unterwegs wäre. Dadurch
könnte im Falle eines Kälteeinbruches das zusätzlich nachgefragte Erdgas nicht schnell
genug nach Österreich transportiert werden, auch wenn die Produktion und der Transport in
den Transitpipelines solche Schwankungen zulassen würde.
Aus den genannten Gründen und aus Versorgungssicherheitsgründen ergeben sich für
Erdgasspeicher die in Abbildung 2-11 dargestellten Anwendungen.
Abbildung 2-11: Einsatzmöglichkeiten und Wert von Erdgasspeicheranlagen; Quelle: (DONG
energy , 2010)
Österreich hat sich auf dem europäischen Erdgasspeichermarkt als ein wichtiger Akteur
etabliert. In Österreich wird sowohl für den inländischen Bedarf als auch für das angrenzende Ausland (vorwiegend Deutschland, aber auch Slowenien) Speicherkapazität angeboten.
Es handelt sich dabei durchwegs um (ausgeförderte) Erdgaslagerstätten. Das Verhältnis des
für Österreich kontrahierten Speichervolumens (und der zugehörigen Einspeise- und Entnahmekapazität) zum österreichischen Jahresverbrauch zeigt, dass der Versorgungssicherheit die entsprechende Rolle zugeordnet wird. Dies hatte zur Folge, dass während der
Versorgungsunterbrechung im Jahr 2009 keine ernsthaften Schäden auftraten.
Ob der zunehmende Anteil der erneuerbaren Energien (RES) an der Stromerzeugung in
Österreich, verursacht durch die Möglichkeit starker Produktionsfluktuationen der RESElektrizitätsproduktion und den dadurch notwendigen Einsatz von Regelenergie bzw. Aus-
22
gleichsenergie – zu einer Zunahme an Erdgasspeicherkapazität führen wird, ist abhängig
von Größe und Struktur des zukünftigen RES-Anteils an der Stromerzeugung in Deutschland
und Österreich, der Entwicklung der Preise für die Emissionsrechte, der Frage der Einführung von Kapazitätstarifen und dem Ausmaß und der Geschwindigkeit des Stromnetzausbaues in Deutschland wie auch in Österreich.
In diesem Zusammenhang ist der in manchen Perioden – mit schnell steigender Rate –
anfallende „Überschussstrom“ und dessen potenzielle Verwertung anzusprechen. Eine der
wenigen derzeit verfügbaren Möglichkeiten ist die Umwandlung von Elektrizität zu Gas
(Power to Gas). In diesem Prozess wird (Überschuss)Strom mittels Elektrolyse in Wasserstoff und – falls beabsichtigt - im weiteren Schritt (Methanisierung) in Methan umgewandelt.
Welche Auswirkungen auf die Gasnetze und Erdgasspeicher durch die Anwendung dieser
Technologie entstehen können, wird in 2.3 dargestellt.
Tabelle 2-21 und Tabelle 2-22 zeigen die Speicherkapazitäten der beiden österreichischen
Speicherbetreiber OMV und RAG.
Tabelle 2-21: Technische Daten OMV Gas Storage GmbH. Quelle: (OMV, 2013)
23
Tabelle 2-22: Leistungskennzeichen der von RAG betriebenen Erdgasspeicher.
Quelle: (RAG, 2013).
Wenn man die Daten dieser Speicher in Verbindung mit dem jährlichen Gasverbrauch in
Österreich setzt, wird ersichtlich, dass in Österreich der Anteil der für den österreichischen
Markt kontrahierten Speicherkapazität in Relation zum Jahresverbrauch relativ hoch ist.
Damit ist ein hoher Security of Gas Supply-Grad gegeben. Ebenfalls weisen die österreichi-
24
schen Speicher eine hohe stündliche Entnahmekapazität aus den Erdgasspeichern aus.
Damit ist gewährleistet, dass auch die stündlichen Erdgasverbrauchsspitzen in Österreich –
selbst bei Ausfall einer wichtigen Versorgungsquelle – bis zu einem sehr hohen Grad durch
die Speicher abgedeckt werden können.
Wenn man noch jene Speicherkapazitäten, die für die angrenzenden Staaten kontrahiert
sind, in Betracht zieht, erhöht sich der Grad der Erdgas-Versorgungssicherheit. Das heißt
nicht, dass diese Speicherkapazitäten im Krisenfall ausschließlich für Österreich zur Verfügung stehen, sondern dass diese Kapazitäten auch für die Erdgasversorgung in Österreich
zugänglich gemacht werden können. Der Nutzungsgrad dieser Kapazitäten wird von der
jeweiligen Security of Gas Supply-Situation abhängen.
2.3 Power to Gas – Zusammenhang mit Erdgaspipelines und
Erdgasspeichern
Der schnell steigende Anteil der RES an der Erzeugung elektrischer Energie ist teilweise mit
dem Nachteil der nicht zu 100% planbaren Erzeugung behaftet. D.h., dass sich die Erzeugung von Elektrizität durch Wind und Sonne nicht immer mit der Nachfrage nach Elektrizität
deckt. Auf jährlicher Basis kann von einer relativ guten Korrelation ausgegangen werden,
jedoch ist mit starken Fluktuationen auf wöchentlicher Ebene zu rechnen. Die Abweichungen
resultieren zum Großteil aus der Windenergie, da die Solarenergie relativ gut mit dem Tageslastgang korreliert. Mit steigendem Anteil der RES werden die fehlenden Residuallasten
zunehmen. Diese Bedingungen werden zu einem hohen Kapazitätsbereitstellungsbedarf
durch fossile Kraftwerke und Pumpspeicherkraftwerke – mit relativ niedriger jährlicher Volllaststundenzahl – führen. Andererseits werden zu manchen Zeiten Stromüberschüsse
anfallen, die sich schwer verwerten lassen werden.
Dies gilt auch unter der Voraussetzung – wenngleich in abgemilderter Form – eines idealen
Netzausbaues. Da in der Realität die Netze nicht ideal ausgebaut werden können, muss
man zukünftig wahrscheinlich einige Überschüsse an Windenergie lokal abgeregeln.
Eine Kompensation der Nachteile der RES könnte – neben dem erforderlichen Ausbau der
elektrischen Netze – durch Energiespeicher erfolgen. Diese Speicher nehmen zu Zeiten von
Stromüberschüssen Energie auf und geben diese zu Engpasszeiten wieder ins System ab.
Die primäre Ausgleichsoption ist der Ausbau der Netze, da Strom an die Orte hohen Bedarfs
transportiert werden kann – was in einem europäischen Verbund zu einer gewissen Verstetigung der Einspeisung von Windenergie führen würde. Durch die Speicherung von
Überschussstrom könnte der benötigte Ausbau der elektrischen Netze verringert werden.
Dies ist insofern von Bedeutung, als der Ausbau des Strom-Übertragungsnetzes – aufgrund
fehlender Akzeptanz in der Bevölkerung – immer schwieriger realisiert werden kann.
Die Größe dieser Energiespeicher wird vom anvisierten Autarkiegrad und der Größe des
jeweiligen Landes abhängen. Da die Kapazitäten von Pumpspeicherkraftwerken und/oder
Druckluftspeichern keine sehr langen Perioden ohne Windanfall ausgleichen können, werden Alternativen benötigt. Ausgehend von diesen Überlegungen wird die „Power to
Gas“(P2G)-Technologie von vielen Experten als mittel- und langfristige Schlüsseltechnologie
angesehen.
25
2.3.1
Power-to-Gas-Technologie
Die Umwandlung von Strom zu Methan findet technisch in zwei Schritten statt (Abbildung
2-12).
Abbildung 2-12: Funktionsprinzip Power to Gas. Quelle: (IWES, 2013).
Im ersten Schritt wird mittels Elektrolyse Wasserstoff hergestellt. Wasserstoff könnte lokal
zwischengespeichert und anschließend bei Bedarf über Brennstoffzellen in der Rückverstromung bzw. im Verkehr eingesetzt werden. Dieses Konzept befindet sich noch in der
vorkommerziellen Entwicklung.
Ein breiteres Anwendungsgebiet für Wasserstoff würde sich durch Beimischung von Wasserstoff in das Erdgasnetz ergeben. Aufgrund der Eigenschaften von Wasserstoff könnten im
Erdgasnetz negative Auswirkungen wie Korrosion und Permeation eintreten. Darüber hinaus
wird der Zündbereich erhöht und der Brennwert des Gasgemisches gesenkt. Aus diesen
Gründen begrenzt die Richtlinie ÖVGW G31 (Gasbeschaffenheit) als auch die ÖVGW G 33
(regenerative Gase-Biogas) den Mol-Anteil auf ≤ 4% (in Deutschland begrenzt die DVGW G
260 den Volumenanteil auf ≤ 5%).
Gemäß Expertenmeinungen wäre eine Beimischung – unter Berücksichtigung von technischen Restrisiken in Verdichtern und Erdgasspeichern (Porenspeicher) – im Ausmass von 1
bis 3 Vol-% umsetzbar. Sollte die Einspeisung technisch möglich sein, wäre bereits derzeit
die Aufnahme von großen Überschussmengen gegeben (IWES, 2011, S. 3). Bei einem jähr3
lichen Erdgasverbrauch von ca. 9 Mrd. Nm /Jahr könnten in Österreich daher theoretisch ca.
3
300 Mio. Nm Wasserstoff pro Jahr in das Erdgasnetz eingespeist werden. Diese Einspeisung müsste so erfolgen, dass eine gute Durchmischung mit dem Erdgas gegeben ist, um
lokal erhöhte Wasserstoffanteile zu vermeiden. Ebenfalls sind die Tageslastgänge des
Erdgasverbrauches zu berücksichtigen – insbesondere das Verhältnis vom maximalen zum
minimalen Stundenbedarf.
Falls die Erzeugung von Wasserstoff in kleineren Einheiten erfolgt und die Einspeisung an
vielen unterschiedlichen Orten stattfindet – bedingt durch die Erfordernisse einer guten
26
Durchmischung –, könnten teilweise die Economies of Scale der Erzeugungseinheiten
darunter leiden.
Da Wasserstoff einen wesentlich geringeren Brennwert als Erdgas aufweist, könnte in Österreich energetisch nur ca. 1 % Wasserstoff beigemischt werden.
Im Falle von höheren Wasserstoffanteilen im Erdgasnetz ist die Vorbeugung der Versprödung von Materialien und der sicherheitstechnisch relevanten Diffusion von Wasserstoff
zu berücksichtigen. Es könnten auch Modifikationen der Mess- und Abrechnungstechnik
sowie Änderungen an Gasturbinen, Brennern, im Transportnetz eingesetzten Verdichtern
etc. (eventuell) notwendig werden.
Eine Einspeisung von Wasserstoff über die definierten technischen Grenzen hinweg würde
eine große Hürde darstellen. Dieses Hindernis könnte mit der Methanisierung des erzeugten
Wasserstoffs (durch die Zusammenführung mit CO 2) überwunden werden. Dadurch könnte
de facto „erneuerbares Methan“ – in ÖVGW-Qualität erzeugt und in das Erdgassystem
eingespeist werden. Die Anwendungsformen des erneuerbaren Methans wären mit denjenigen von konventionellem Erdgas (Verstromung, Wärmeerzeugung, Verkehr und Prozessgas) ident.
Somit würde – unter der vorläufigen Ausklammerung betriebswirtschaftlicher und volkswirtschaftlicher Überlegungen – das Konzept P2G einen guten Ansatz für die Integration von
RES in das Energiesystem bieten und zur noch stärkeren Koppelung von Strom und Erdgas
führen.
Das Kernproblem bei diesem Konzept stellt der relativ geringe Wirkungsgrad (gegenwärtiger
Stand) – somit die hohen Energieverluste – dar.
Im Vergleich zum reinen Strom-zu-Strom-Wirkungsgrad wird ersichtlich, dass die StromGasnetz-Kopplung nur halb so effizient ist wie Pumpspeicher oder Batterien. In anderen
Worten bedeutet das, dass für den Energietransport ca. die doppelte Menge an RESLeistung (Wind, Solar) notwendig wäre, um diese Energiemenge von A nach B zu transportieren. Diese Zahlen unterstreichen die Bedeutung eines europaweiten Ausbaus der elektrischen Netze als primäre Option, da Strom an die Orte des hohen Bedarfs einfach und ohne
große Verluste (relativ gesehen), transportiert werden kann.
27
Tabelle 2-23: Wirkungsgrade gemäß Fraunhofer IWES. Quelle: (IWES, 2011, S. 18)
Die Angaben der Wirkungsgrade in (IWES, 2011) basieren auf der Annahme der Installation
von geeigneten KWK-Konzepten und der größtmöglichen Nutzung der anfallenden Abwärme. In diesem Zusammenhang stellt sich die Frage, ob diese Konzepte – aufgrund der
fluktuierenden Erzeugung von Methan und der üblicherweise eingeschränkten Möglichkeit
der vollen Nutzung der Abwärme – auch aus der betriebswirtschaftlichen Perspektive überzeugen können (siehe 2.3.4)
Bei ungünstigeren Anlagenkonzeptionen kann sich der realisierbare Gesamtwirkungsgrad
der Variante „Strom – Methan – KWK“ in einem deutlich niedrigeren Bereich, nämlich zwischen 11 und 36% bewegen. Der Wirkungsgrad ist abhängig von der Fahrweise des Gasund Dampf-Kraftwerkes (GuD). Diese Fahrweise kann aufgrund des zukünftig hohen RESAnteils (Wind und Solar) sehr stark fluktuierend sein, mit nur ca. 1000–1500 Volllaststunden
pro Jahr als Back-up-Technologie. Damit geht auch eine stark eingeschränkte Abwärmenutzungsmöglichkeit einher. Darüber hinaus ist darauf hinzuweisen, dass nicht alle gasbefeuerten Kraftwerke – insbesondere die bestehenden gasbefeuerten Kraftwerke – mit einem
theoretisch maximalen elektrischen Wirkungsgrad von ca. 60% versehen sind und nicht alle
gasbefeuerten Kraftwerke als Combined Cycle Gas Turbine (CCGT) ausgeführt sind (sein
werden), sondern – aus Gründen der Flexibilitätsanforderungen – auch teilweise als Single
Cycle Gas Turbine (SCGT) ausgeführt sind (sein werden). SCGTs und BHKWs haben per
se einen wesentlich niedrigeren Wirkungsgrad als CCGTs. Der elektrische Wirkungsgrad
von SCGTs und BHKWs bewegt sich bei ca. 38%. Der thermische Wirkungsgrad von
BHKWs liegt bei ca. 49%.
Ebenfalls sei angemerkt, dass aufgrund der zukünftig noch zusätzlich zu setzenden Energieeffizienzmaßnahmen (vorgesehene Einsparungen bis zu 80%) im Wärmesektor die Rolle
der KWK auf lange Sicht rückläufig sein wird (IWES, 2011, S. 20).
28
2.3.2
Technologiebedingte Restriktionen für Power-to-Gas-Elektrolyse
In diesem Verfahren wird mittels Gleichstrom Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff gespal5
ten. Derzeit sind drei Verfahren der Wasserelektrolyse bekannt:
■
Alkalische Elektrolyse (Temperaturbereich 40–90 °C)
■
PEM-Elektrolyse (Proton Exchange Membrane Elektrolyse) Temperaturbereich (20–
100 °C)
■
Hochtemperaturelektrolyse (Temperaturbereich 700–1000 °C)
Da bisher in geografisch entwickelten Regionen der elektrolytisch erzeugte Wasserstoff im
6
Vergleich zur konventionellen Wasserstofferzeugung (z.B. durch Dampfreformierung oder
Partielle Oxidation) nicht konkurrenzfähig war, wurden größere Elektrolyseanlagen nur dann
realisiert, wenn sehr preiswerte Elektrizität zur Verfügung stand. Die nachstehende Tabelle
2-24 gibt einen Überblick über die bedeutendsten Projekte.
Tabelle 2-24: Überblick der bedeutendsten Projekte elektrolytisch erzeugten Wasserstoffs.
Quelle: (Smolinka et al., 2011)
5
Es handelt sich dabei aufgrund der angelegten elektrischen Spannung um eine erzwungene Redox-Reaktion.
6
Wasserstoff wird in der Industrie vorwiegend durch Dampfreformierung hergestellt. Durch die Dampfreformierung
wird Synthesegas (Mischung aus Kohlenmonoxid, Kohledioxid und Wasserstoff) hergestellt. Dabei wird im sogenannten Pre-Reformer (erster Schritt) Biogas, Leichtbenzin, Methanol Erdgas oder Biomasse (kohlenstoffhaltige
Energieträger) heißer Wasserdampf (450 – 500°C bei einem Druck von 25-30 bar) zugesetzt. Dies führt zur Aufspaltung der langkettige Kohlenwasserstoffe in Methan, Wasserstoff, Kohlemonoxid und Kohlendioxid. Im zweiten
Schritt wird das Methan an einem Katalysator (Nickel) mit Wasser - bei einer Temperatur von 800 bis 900 °C und
einem Druck von etwa 25-30 bar - zu Kohlenmonoxid und Wasserstoff ungesetzt. Mittels der Wassergas-Shift
Reaktion wird Kohlenmonoxid zu Kohlendioxid und Wasserstoff umgesetzt. Im letzten Schritt werden DruckwechselAdsorptionsanlagen nachgeschaltet um die Nebenprodukte wie CO, CO2 und CH4 rauszufiltern. Die Dampfreformierung ist kein CO2-neutraler Prozess. Bei Anwendung der Elektrolyse wäre der Prozess der Wassrstoffherstellung
CO2-neutral. Biomasse, wie kommunale Abfälle, Klärschlamm oder Holz kann nicht verdampft werden. Daher
erfolgt die Reformierung – unter großem Wasserüberschuss – bei hohen Temperaturen 400 – 550°C und unter
hohen Drücken 250 -300 bar.
29
Dieser Logik folgend stellt sich die Frage, ob das Projekt Desertec für die Wasserstofferzeugung herangezogen werden kann, wobei angenommen wird, dass der erzeugte Wasserstoff
in Europa verbraucht werden soll.
Im Falle der Beimischung zum Erdgas stellt sich die Restriktion durch die Kapazität des
3
Transmediterranean Pipeline-Systems (30,3 Mrd. Nm /Jahr), der Green Stream (11 Mrd.
3
3
3
Nm /Jahr), der GALSI (10 Mrd. Nm /Jahr), der MEDGAZ (8 Mrd. Nm /Jahr) und der
3
Maghreb-Europe Pipeline (12 Mrd. Nm /Jahr), welche Erdgas von Afrika nach Europa transportieren. Würde man zu diesen Erdgasmengen 3% H2 beimischen, so könnte man ca.
3
2,1 Mrd. Nm H2/Jahr nach Europa transportieren. Dies würde eine theoretische elektrische
Dauerleistung (8650h/Jahr) von 1,2 GW erfordern. Da aber „lediglich“ 3000 Sonnenstunden
pro Jahr zu erwarten sind und in dieser Zeit auch nicht immer die volle Leistung verfügbar
ist, kann man davon ausgehen, dass zumindest 4,5 GW Leistung für dieses jährliche H23
Volumen (2,1 Mrd. Nm H2/Jahr) erforderlich sind. Zusätzlich würde man riesige Wasser3
stoffspeicher (ca. 4,5 Mio. Nm H2/Tag müssen speicherbar sein; dies entspricht einem
3
Volumen von ca. 22.00 Nm bei 300 bar Betriebsdruck; dies entspräche einer Kantenlänge
eines Würfels von ca. 30 Meter) benötigen, um in der Zeit, in welcher die Sonne nicht
scheint und daher auch Wasserstoff nicht produziert wird, einen konstanten Beimischungsprozentsatz zum Erdgas einhalten zu können. Die 3%-Beimischung von H2 ergibt eine
energetische Beimischung von ca. 1%, d.h., einem energetischen Gegenwert von ca.
3
600 Mio. Nm Methan.
Bei der Variante des Transportes von ausschließlich H 2 in einer/mehreren Rohrleitungen von
Afrika nach Europa müssten folgende Fakten berücksichtigt werden. Der Energieinhalt von
3
H2 beträgt < 30% von Methan pro Nm . Somit müsst ein ca. 3,5-mal so hohes Volumen
Wasserstoff im Vergleich zu Erdgas nach Europa transportiert werden. Bei einer angenommenen Strömungsgeschwindigkeit im Rohr, die derjenigen von Erdgas entspricht, wäre ein
ca. 1,6-mal so großer Rohrdurchmesser erforderlich. Dies würde ca. 50% höhere Investitionskosten im Vergleich zu einer Erdgaspipeline nach sich ziehen. An die Pipeline müsste
bei der Anlandung in Europa ein eigenes Verteilernetz angefügt werden, um eine punktuelle
Einspeisung in eine Erdgasleitung in Europa und somit einen zu hohen Beimischungsprozentsatz zu verhindern. Im Falle der Weiterverwendung von H 2 im Transportsektor müsste
vom Anlandepunkt der H2-Leitung in Europa ebenfalls ein Distributionssystem aufgebaut
werden. Da Transportkosten selbst im Erdgassektor eine kritische Größe darstellen, würden
erhöhte Transportkosten nicht die Wettbewerbsfähigkeit von Wasserstoff fördern.
Aus den genannten Gründen lässt sich ersehen, dass ein Transport von in Afrika mittels
Elektrolyse erzeugtem Wasserstoff (die Elektrizität würde durch Desertec geliefert werden)
bei beiden Varianten unwahrscheinlich ist.
3
Aus dieser Darstellung wird ersichtlich, dass die in 2.3.1 erwähnten 300 Mio. Nm Wasserstoff pro Jahr, welche in Österreich eingespeist werden könnten, mit einer Anlagendauerleistung (8650 h/Jahr) von ca. 170 MW erreicht werden könnten (bei einem spezifischen elektri3
7
schen Energieverbrauch von 5 kWh/Nm Wasserstoff ).
7
Der spezifische Energiebereich bewegt sich im Bereich von 4,5 bis 6,0 kWh/Nm3 Wasserstoff.
30
Dazu wären ca. 50 Stacks zur alkalischen Elektrolyse mit der derzeit erreichbaren maxima3
len Wasserstoffproduktionsleistung von 760 Nm /h pro Stack erforderlich.
Dazu wären ca. 1,5 TWh elektrische Energie pro Jahr erforderlich. Dies entspricht ca. 53%
der durch Windanlagen und Photovoltaikanlagen in Österreich erzeugten elektrischen Energie im Jahr 2012 (Statistik Austria, 2013). Da man davon ausgehen kann, dass der Großteil
der 53% der durch Wind und PV erzeugten elektrischen Energie auch von anderen Kunden
als der Wasserstofferzeugung benötigt werden würde – quasi steht die Wasserstofferzeugung in Konkurrenz zu anderen Stromkunden – bedeutet das, dass die elektrische Energie,
die für die Wasserstofferzeugung verwendet wird, durch andere Energieträger aufgebracht
werden muss. Ein beträchtlicher Teil dieser Energie müsste sicherlich durch fossile Brennstoffe erzeugt werden und somit würde der entsprechende Anteil des erzeugten Wasserstoffs nicht CO2-neutral erzeugt werden.
Das bedeutet, dass man 1,5 TWh elektrische Energie einsetzen muss, um 0,9 TWh in Form
8
von Wasserstoff zu erhalten.
Diese Menge entspricht 90 Millionen Liter Diesel (in Energieäquivalenten).
Damit könnte man bei einem Durchschnittsverbrauch von 80 kWh/100 km (dies entspricht 8 l
Diesel/100 km) ca. 1.125 Mio. km/Jahr fahren.
Damit könnten ca. 75.000 Fahrzeuge (oder ca. 1,64% des gesamten PKW-Bestandes im
Jahr 2012 in Österreich) mit einer durchschnittlichen Kilometerleistung von 15.000 km/Jahr
und einem Durchschnittsverbrauch von 80 kWh/100 km betrieben werden
2.3.2.1
Alkalische Elektrolyse
Diese Art der Elektrolyse ist das am weitesten verbreitete und entwickelte Verfahren. Die
alkalische Elektrolyse findet entweder unter atmosphärischen Bedingungen oder unter
Überdruck (vorwiegend 30 bar; bis 60 bar möglich) statt. Die wesentlichen Leistungsdaten –
samt Entwicklungspotenzial sind in der folgenden Tabelle zusammengefasst.
8
Der untere Heizwert von Wasserstoff beträgt 3,0 kWh/Nm3.
31
Tabelle 2-25: Alkalische Elektrolyse – Leistungsdaten und Entwicklungspotenziale; Quellen:
(Smolinka et al., 2011), (Wenske, 2011).
Status quo
Potenzial
in 5–10 a
Potenzial
in 10–20 a
60–80
60–80
60–90
≤ 30
60
60
Wirkungsgrad (%)
62–82
67–87
67–92
Spez. Energieverbrauch
3
(kWh/Nm )
4,5–6,0
4,4–6,0
4,3–5,7
Lastbereich (%)
20–110
10–110
10–110
≤ 760
≤ 1000
≤ 1500
Lebensdauer Stack (h)
≤ 90 000
≤ 90 000
≤ 90 000
Standzeit des Systems
ohne Überholung (a)
8–10
15
20
mit Überholung (a)
20–30
25–30
30
Bezeichnung
Zelltemperatur (°C)
Zelldruck (bar)
Wasserstoffproduktionsrate (Nm3/h)
Hier sei insbesondere auf die Teillastfähigkeitsbereiche, welche in Zusammenhang mit
fluktuierendem RES-Anfall von enormer Wichtigkeit sind, hingewiesen. Eine ebenfalls entscheidende Rolle im Elektrolyseprozess kommt der Laständerungsmöglichkeit und der damit
verbundenen Frage, ob der Betriebspunkt dem fluktuierenden Leistungseintrag ausreichend
schnell folgen kann, zu.
9
Im Projekt P2G-Elektrolyse werden die Wirkungsgradendwerte als nicht so hoch angesehen, jedoch geht man auch von signifikanten Steigerungen als Entwicklungsziele aus.
9
Brinner A., ZSW; Projekt P2G-Elektrolyse, Projektpartner: ZSW, ENERTRAG HyTec, ETOGAS GmbH.
32
Abbildung 2-13: Wirkungsgradsteigerungspotenzial von Wasserstoff und synthetischem
Methan; Quelle: Brinner A., ZSW; Projekt P2G-Elektrolyse, Projektpartner: ZSW,
ENERTRAG HyTec, ETOGAS GmbH.
Die geschätzten spezifischen Investitionskosten in Abhängigkeit von der Wasserstoffproduktionsrate sind in Abbildung 2-14 dargestellt.
Abbildung 2-14: Geschätzte spezifische Investitionskosten für alkalische Elektrolyseure.
Quelle: (Smolinka et al., 2011).
2.3.2.2
Membranelektrolyse
Die Membranelektrolyse ist im Vergleich zur alkalischen Elektrolyse nicht so stark verbreitet.
Die kommerzielle Anwendung fand bisher in der Leistungsklasse bis 150 kW statt. Tabelle
2-26 gibt einen Überblick über die derzeitigen Leistungsdaten sowie das Enwicklungspotenzial dieser Technologie.
33
Tabelle 2-26: Membranelektrolyse – Leistungsdaten und Entwicklungspotenzial. Quellen:
(Smolinka et al., 2011) (Wenske, 2011)
Status quo
Potenzial
in 5-10 a
Potenzial
in 10-20 a
50–80
60–90
60–90
≤ 30
60
100
Wirkungsgrad (%)
67–82
74–87
82–93
Spez. Energieverbrauch
3
(kWh/Nm )
4,5–7,5
4,3–5,5
4,1–4,8
(0-10)–110
(0-5)–110
(0-5)–110
≤ 30
≤ 120
≤ 500
Lebensdauer Stack (h)
≤ 20 000
≤ 50 000
≤ 60 000
ohne Überholung (a)
4–7
10
10
mit Überholung (a)
10–20
20–30
30
Bezeichnung
Zelltemperatur (°C)
Zelldruck (bar)
Lastbereich (%)
Wasserstoffproduktionsrate (Nm3/h)
Die Membranelektrolyse kann auch in sehr niedrigen Teillastbereichen betrieben werden,
wobei die Begrenzung meist durch die Anlagenperipherie (Zirkulationspumpe, Flüssig- und
Gasseparator, welche eine größere Trägheit aufweisen, jedoch eine geringere thermische
Kapazität beinhalten) bestimmt wird. Die durch das Speisewasser bedingte Trägheit erlaubt
auch sehr schnelle Laständerungsmöglichkeit, wodurch der Betriebspunkt sehr gut dem
fluktuierenden Leistungseintrag folgen kann. Ebenfalls von Vorteil ist die schnelle Erreichbarkeit der Betriebstemperatur.
Als Nachteile sind die relativ hohen Investitionskosten und die mangelnde Langzeitbeständigkeit der Membrane anzuführen, da diese durch lokale Überhitzungen insbesondere im
fluktuierenden Betrieb (durch die fehlende Wärmeentwicklung im Stand-by-Modus kommt es
zu einer Abkühlung des gesamten Systems, beim Anfahren kommt es wieder zur Erwärmung) leicht beschädigt werden kann.
2.3.2.3
Hochtemperaturelektrolyse
Trotz großem Interesse an der Hochtemperaturelektrolyse (HT-Elektrolyse) und den daraus
resultierenden, derzeit laufenden Forschungsprojekten befindet sich diese Technologie im
Vergleich zur alkalischen Elektrolyse und der Membranelektrolyse noch im Stadium der
Grundlagenforschung. Dieses Verfahren wird derzeit noch nicht kommerziell angewendet.
3
Die im Labor erzielten Wasserstoffproduktionsraten sind ≤ 5,7 Nm /h. Laständerungen
führen zur Änderung der Verlustwärme, die wiederum Temperaturänderungen im Stack nach
sich ziehen. Diese Temperaturänderungen generieren mechanische Spannungen in den
keramischen Zellen und reduzieren damit die Lebensdauer der Stacks in wesentlichem
Umfang. Obwohl dieser Prozess den elektrischen Laständerungen sehr schnell folgen
könnte, ist diese Dynamik – auch im Teillastbereich – durch die dadurch erzeugten mechanischen Probleme eingeschränkt. Daher eignen sich fluktuierende RES derzeit noch nicht
nicht als Stromquelle für die HT-Elektrolyse (Smolinka et al., 2011, S. 15ff).
34
2.3.3
Technologiebedingte Restriktionen für Power-to-Gas-Methanisierung
Die Umwandlung von Wasserstoff unter Zuführung von CO 2 in Methan basiert auf zwei
unterschiedlichen Verfahren, nämlich der katalytischen Methanisierung, und der biologischen Methanisierung.
2.3.3.1
Katalytische Methanisierung
Dieser Prozess beruht auf der sogenannten Sabatier-Reaktion, welche sehr stark exotherm
wirkt. Das Verfahren kann in 2-Phasen- und 3-Phasen-Systeme (relevante 3-PhasenSysteme befinden sich derzeit im Forschungsstadium) unterteilt werden. Beiden Verfahren
ist die Kernproblematik der effizienten Abfuhr der Reaktionswärme gemein. Diese Abfuhr ist
erforderlich, um eine zu hohe Systemtemperatur (ca. 400 °C) und die daraus resultierende
Beschädigung der Katalysatoren zu vermeiden.
Neben anderen Nachteilen – wie eingeschränkte Lastwechsel des Reaktors – muss bei allen
2-Phasen-Systemen ein minimaler Gasstrom gewährleistet sein, da anderenfalls die Reaktoren schnell auskühlen und für eine Wiederinbetriebnahme durch externe Energiezufuhr auf
Betriebstemperatur gebracht werden müssen. Stark schwankende Gasströme sind für diese
10
Systeme nicht geeignet, da sie die Lebenszeit der Anlage beträchtlich verkürzen.
Daher würde eine Anwendung zur Verwertung von Überschusselektrizität eine Zwischenschaltung von Wasserstoffpuffertanks mit ausreichender Speicherkapazität zur Verstetigung
der anschließenden Methanisierung erfordern.
Wasserstoff wird meistens in komprimierter oder verflüssigter Form gespeichert. Für beide
Speicherformen ist ein Energieeinsatz erforderlich. Die Kompression erfordert – in Abhängigkeit des Speicherdruckes – ca. 10–12% des Energiegehaltes von Wasserstoff, die Verflüssigung bis zu 20%.
Aufgrund der hohen Drücke (üblicherweise ca. 250–300 bar, dzt. bis zu 700 bar realisierbar)
und aufgrund des Materials, das den Schwund durch Diffusion minimiert, stellen die Tanks
und die mehrstufigen Hochdruckkompressoren eine beträchtliche Kostenkomponente dar.
2.3.3.2
Biologische Methanisierung
Die biologische Methanisierung kann in
■
Methanisierungsreaktoren durch thermophile Archaebakterien in Reinkultur , und in
■
Biogasanlagen durch eine Erhöhung der Methanausbeute durch zusätzlich zugeführten
12
Wasserstoff
11
durchgeführt werden. Beide Verfahren befinden sich noch im Forschungsstadium.
10
Diese Aussage wurde von der TU-Tulln, Hr. DI Bochmann im Zuge des 2. National Info Day des GreenGasGridsProjektes am 11.6.2013, auf ausdrückliche, zielgerichtete Nachfrage bestätigt.
11
Die in Linz ansässige Krajete GmbH, hat am 30.10.2013 vermeldet, dass eine kürzlich abgeschlossene Studie
auf der TU-Linz gezeigt hat, dass in 10-Liter-Behältern pro Tag 3 Nm3 Methan produziert werden können. Im
nächsten Schritt sollen 1000-Liter-Behälter getestet werden. http://ooe.orf.at/news/stories/2612053/
12
Übliche Biogasanlagen produzieren ca. 60% Methan und ca. 35% CO 2. Dieses CO2 kann mithilfe von zugeführtem Wasserstoff methanisiert werden.
35
2.3.4
Szenarienbasierte Abschätzung von Wasserstoffgestehungskosten
In (Smolinka et al., 2011) haben die Autoren Wasserstoffgestehungskosten (diese Kosten
beinhalten nicht die Kompressionskosten oder Verflüssigungskosten, noch eventuelle Verteilkosten oder Speicherkosten), welche auf geschätzten Zahlen basieren und unterschiedliche Szenarien implizieren, kalkuliert. Es sei darauf hingewiesen, dass die in Tabelle 2-27
dargestellte Kalkulation auf einem sehr einfachen Zugang basiert und es durchaus möglich
wäre, die Wasserstoffgestehungskosten – im Falle der dementsprechenden Einbindung in
das bestehende Energiesystem (siehe unten „Bereitsteller von Regelenergieleistungen) –
weiter zu reduzieren.
Tabelle 2-27: Wasserstoffgestehungskosten basierend auf unterschiedlichen
angenommenen Szenarien. Quelle: eigene Darstellung basierend auf Daten von (Smolinka
et al., 2011).
Szenario
Spezifikation
A
Membrane
B
Alk. Elek.
C1
Membrane
C2
Membrane
D1
Alk. Elek.
D2
Alk. Elek.
30
500
250
250
1500
1500
Wirkungsgrad:
%
64,4
78,7
86,3
86,3
82,3
82,3
Auslastung: %
75
98
35
98
35
98
2.486
1.000
1.200
1.200
800
800
10
10
10
10
10
10
Betrieb:%
CAPEX
4
4
4
4
4
4
Abschreibung: a
10
20
25
25
25
25
Zinssatz: %
Stromkosten:
€/MWh
5
5
5
5
5
5
90
75
30
50
30
50
271,2
135,1
115,7
95,2
95,2
90,4
Fixkosten: %
39
16,6
64,4
27,9
54,7
20,5
Variable K: %
61
83,4
35,6
72,1
45,3
79,5
Kapazität:
3
Nm /h
CAPEX: €/kW
Montage:
CAPEX
%
Gestehungskosten: €/MWh
Tabelle 2-27 verdeutlicht die Abhängigkeit der resultierenden Wasserstoffgestehungskosten
bei Einsatz des Elektrolyseverfahrens (die Wasserstoffgestehungskosten bei Anwendung
der Dampfreformierung betragen € 40/MWh) von folgenden wesentlichen Einflussfaktoren:
■
Anlagengröße (und der daraus resultierenden spezifischen Investitionskosten (Economies of Scale)); Spalte A und B der Tabelle
■
Systemwirkungsgrad (etwas gemildert im Vergleich zu der Anlagengröße)
■
Systemauslastung (große Auswirkung, siehe auch Abbildung 2-15), welche eine Funktion der Stromkosten ist.
■
Stromkosten (große Auswirkung) bei gleicher Anlagenkapazität (Spalte C1 plus C2
sowie Spalte D1 plus D2)
36
Abbildung 2-15: Wasserstoffgestehungskosten in Abhängigkeit der Systemauslastung.
Quelle: (Smolinka et al., 2011)
Man kann in Tabelle 2-27 sehen, dass die resultierenden Wasserstoffgestehungskosten im
Vergleich zu den derzeitigen Erdgasmarktpreisen relativ hoch sind. Diese hohen Kosten
werden (auch) dadurch verursacht, dass durch einen permanenten Betrieb (bzw. eine hohe
Auslastung) dieser (simplifizierte) Kalkulationsansatz auf den (Groß)Handelspreisstromkosten aufbaut.
Aus diesem Grund wird im nachstehenden Kapitel „Einbindung von Power to Gas in die
bestehenden Energiesysteme“ nach wirtschaftlich tragbareren Lösungen gesucht. Dies
geschieht auch unter dem Aspekt, dass die derzeitigen Wasserstoffgestehungskosten bei
der Dampfreformierung von Erdgas – einem endothermen Prozess mit einem Wirkungsgrad
von > 80%, bei dem gleich viel CO2 wie bei der Verbrennung von Erdgas entsteht – ca.
€ 40/MWh betragen (Smolinka et al., 2011, S. 19).
Die Menge des derzeit in Österreich pro Jahr für chemische Zwecke verbrauchten Wasserstoffs ist statistisch nicht erfasst. Der weltweite Wasserstoffverbrauch beträgt mehr als
3
13
500 Mrd. Nm /Jahr .
Betreffend Einsatzmöglichkeiten von Wasserstoff im Verkehrssektor sei hier der Vergleich
der reinen Energiekosten für Rohöl dargestellt. Diese betragen zwischen € 46/MWh WTI bzw.
14
€ 50/MWh Brent . In Österreich liegt – bei den in der Fußnote angeführten Rahmenbedingungen – der Dieselnettoabgabepreis (quasi an der Pumpe inklusive Raffination, Vertrieb und
Gewinn, aber ohne Steuern) bei € 70/MWh (BMWFJ, 2013).
13
H2ydrogeit: http://www.hydrogeit.de/wasserstoff.htm,; entnommen am 19.12.2013
14
Der Preis ergibt sich bei einem derzeitigen Erdölpreis von € 81/bbl Brent und € 74/bbl WTI und bei einem Energiegehalt von ca. 11.630 kWh pro toe. Ein Barrel wurde mit 159 Liter umgerechnet. Ein € beträgt $ 1,33.
37
2.3.5
Einbindung von Power to Gas (P2G) in die bestehenden Energiesysteme
Aufgrund der Vorteile der P2G-Systeme, kann P2G – vorbehaltlich der betriebswirtschaftlichen Sinnhaftigkeit – auf folgende Arten in die Energiesysteme eingebunden werden:
■
als Element des Lastmanagements
■
als Speicher
■
als Bereitsteller von Regelleistungen
2.3.5.1
Element des Lastmanagements
Die Intention des Lastmanagements ist es, hohe Verbraucherlasten (sehr oft um die Mittagszeit) hin zu Perioden mit niedriger Last und hoher Erzeugungsleistung zu verschieben.
Dadurch erreicht man ein „Peak-Shaving“, d.h. die Vermeidung von zusätzlich notwendigen
Erzeugungskapazitäten zur Abdeckung von Spitzenlast. Andererseits wird so die in den
Perioden mit niedriger Last und hoher Erzeugungsleistung erzeugte Arbeit nutzbar gemacht
und so Überschüsse vermieden oder zumindest minimiert. Desgleichen können auf diese Art
Prognosefehler der RES-Erzeugung kompensiert werden.
Die Grundbedingung für ein funktionierendes Lastmanagement sind zeitlich flexible Verbraucher. Mit diesen ergeben sich zwei Möglichkeiten, um den Verbrauch zu beeinflussen:
einerseits die Abschaltung bzw. Leistungsteigerung von Anlagen in Zeiten hoher Verbraucherlasten, andererseits die Inbetriebnahme bzw. Leistungssteigerung von Anlagen in Perioden von niedriger Verbraucherlast.
Der Hauptzweck der P2G-Anlagen als Element des Lastmanagements wäre es, solch ein
flexibler Verbraucher zu sein. In Zeiten von niedrigen Verbraucherlasten und hohen Erzeugungsleistungen würde das überschüssige elektrische Energieangebot zur Umwandlung in
Gas genutzt werden (im Unterschied von z.B. Produktionsprozessen, die Energie aufnehmen, um Produkte zu erzeugen). Der Betrieb von P2G-Systemen in Zeiten hoher Verbraucherlast und geringer Erzeugerleistungen erscheint insofern nicht sinnvoll, da auf diese
Weise auch Energie aufgenommen wird, die nicht als Überschuss anzusehen ist.
Im Falle des Betriebes von P2G-Anlagen in Zeiten hohen Strombedarfs müssen die Wasserstoff- und Methangestehungskosten schon aufgrund der elektrischen Großhandelspreise
als Inputkosten hoch ausfallen. Falls beispielsweise der Großhandelspreis von € 40/MWhel
bezahlt werden muss, ergeben sich bei einem derzeit realistischen Gesamtwirkungsgrad von
50% für die Umwandlung von Strom in Methan Kosten von € 80/MWhMethan; dies ohne Netznutzungstarife, Kapitalkosten und andere Betriebskosten). Somit erscheint dieser Zugang
aufgrund der Konstellation und der damit per se nicht gegebenen Wettbewerbsfähigkeit zum
Zeitpunkt der Erstellung der Studie nicht sehr erfolgversprechend.
2.3.5.2
P2G als Speicher
Der Unterschied zwischen der zuvor beschriebenen Einsatzmöglichkeit als Element des
Lastmanagements und dem Speichereinsatz liegt in der Nutzung der Erzeugungskomponente. In diesem Fall wird das erzeugte und im Gasspeicher gespeicherte Gas zu einem erwünschten Zeitpunkt durch gasbefeuerte KWKs oder BHKWs zur Stromerzeugung verwendet. Dieser Zugang ermöglicht die Nutzung von P2G als Speicher. Die Speicherung (im
kleinen Ausmaß) könnte vor Ort stattfinden. Zusätzlich könnte das erzeugte Gas in das
38
Erdgasnetz eingespeist und in Erdgasspeichern gespeichert werden, womit sowohl eine
örtliche Entkoppelung erreicht als auch ein mengenmäßig wesentlich bedeutsameres Speichersystem genutzt werden kann. Speziell durch letzteres wäre dann eine Verschiebung von
signifikanten Energiemengen über längere Zeiträume (z.B. Sommer  Winter) realisierbar.
2.3.5.3
Bereitsteller von Regelleistungen
Je nach Ausführung könnten P2G-Systeme sowohl positive (durch Einspeisung in das
System) als auch negative (durch Entnahme aus dem System) Regelenergieleistungen
bereitstellen. Wenn man der Grundidee, dass P2G überschüssige Elektrizität aufnehmen
soll, folgt, erscheint „nur“ der Ansatz der Bereitstellung von negativer Regelenergieleistung
erfolgversprechend. Auch die Bereitstellung von positiven Regelenergieleistungen ermöglicht das Erzielen von Erlösen. Hier ist jedoch zu berücksichtigen, dass bei dieser Betriebsweise auch Energie genutzt wird, die nicht als Überschussenergie anzusehen ist – samt den
damit verbundenen Nachteilen (siehe 2.3.5.1).
Aufgrund der technischen und kommerziellen Charakteristika der Untergruppen der Regelleistungen, nämlich
■
Primärregelleistungen
■
Sekundärregelleistungen
■
Minutenreserve
und der damit verbundenen Abrufhäufigkeit, scheint „lediglich“ die Bereitstellung von Sekundärregelleistungen sinnvoll zu sein.
2.4 Unkonventionelle Erdgasgewinnung
Neben der konventionellen Erdgasförderung rückt die Produktion des sogenannten unkonventionellen Erdgases („Unconventional Gas“) immer stärker in den Fokus. Ausgehend von
den USA – wo bereits von einer „Schiefergasrevolution“ gesprochen wird – wurden und
werden auch in anderen Ländern wie China, Australien, Südafrika, aber auch in Europa die
für die Gewinnung von Unconventional Gas – vorwiegend Schiefergas – erforderlichen
Schritte gesetzt.
Im Folgenden werden die Arten und Fördermethoden von unkonventionellem Erdgas beschrieben. Darauf aufbauend wird die jüngste Preisentwicklung in den USA diskutiert sowie
deren mögliche Auswirkungen – im Falle von LNG-Exporten nach Europa – auf den europäischen Gasmarkt als auch auf andere relevante Erdgasmärkte abgeschätzt. Ebenso werden
die Kosten einer potenziellen Förderung von Shale Gas in Österreich abgeschätzt.
2.4.1
Einheiten und Umrechnungsfaktoren
In den folgenden Abschnitten werden Daten aus verschiedenen Quellen dargestellt, die
international gebräuchliche, vom SI-System abweichende, Einheiten für Energie und Volumen verwenden:
■
1 Million British Thermal Units (MMBTU) entsprechen 0,29307 MWh oder 1.055 GJ
■
1 trillion cubic feet (tcf) entsprechen 28,3168 Mio. Nm³
39
Die Währungsumrechnungen von US-Dollar zu Euro basieren auf einem Umrechnungskurs
von 1,33 U.S. Dollar je Euro.
Für die häufig in der Einheit „$/MMBTU“ dargestellten Gaspreise bedeutet das, dass
1 $/MMBTU einem Preis von 2,5655 €/MWh bzw. 0,7126 €/GJ entspricht.
2.4.2
Arten von Vorkommen
Unconventional Gas kann vom konventionellen Gas nicht scharf abgegrenzt werden. Zudem
verschiebt sich die „Grenze“ zwischen Unconventional Gas und konventionellem Erdgas,
weil das Unconventional Gas derzeit mit noch unkonventionellen Methoden gefördert wird,
die aber in absehbarer Zukunft als „konventionell“ eingestuft werden könnten. D.h., dass
heutiges Unconventional Gas in naher Zukunft als konventionelles Gas betrachtet wird.
Unconventional Gas wird in folgende Untergruppen gegliedert:
■
Schiefergas (Shale Gas)
■
Erdgas aus Lagerstätten mit sehr geringer Durchlässigkeit (Tight Gas)
■
Kohleflözgas (Coal Bed Methane)
■
Arktisches Gas (Arctic Gas) – wird in dieser Arbeit nicht behandelt
■
Gashydrate (Methane Hydrates) – werden in dieser Arbeit nicht behandelt
Die in der Gasindustrie übliche Bezeichnung dieser Untergruppen des Unconventional Gas
mit englischen Termini wird auch in dieser Arbeit angewendet.
Zur Charakterisierung der unterschiedlichen Untergruppen des Unconventional Gas sind
zwei Begriffe von Bedeutung, die hier kurz erklärt werden:
■
Die Porosität (Abbildung 2-16) ist ein Maß für den verfügbaren Raum zwischen den
Körnern und gibt das Volumen zwischen den Gesteinskörnern an, welches für das Gas
zur Verfügung steht.
Abbildung 2-16: Porosität; Quelle: OGP; European Gas Production Potential; Conventional&Unconventional; 3rd European Gas Conference 27th January 2010
■
40
Die Permeabilität (Abbildung 2-17) ist ein Maß für die Fließmöglichkeit des Gases innerhalb des Gesteins und wird in Darcy (D) oder Millidarcy (mD) gemessen. Die Permeabili-
tät der Reservoire von Conventional Gas bewegt sich im Bereich zwischen 1 und 1000
mD, während die der Reservoire von Unconventional Gas teilweise beträchtlich niedriger
ist. (Details dazu bei der Charakterisierung der verschiedenen Arten von Unconventional
Gas.)
Abbildung 2-17: Permeabilität; Quelle: OGP; European Gas Production Potential; Conventional&Unconventional; 3rd European Gas Conference 27th January 2010
2.4.2.1
Shale Gas („Schiefergas“)
Schiefer, als eines der häufigsten Sedimentgesteine, besteht vorwiegend aus Tonmineralien
und aus sehr kleinen Fragmenten anderer Mineralien. Bestimmte Schieferformationen
können Gasreservoire enthalten, die dann als „Shale Gas“ bezeichnet werden.
Abbildung 2-18: Schiefergestein; Quelle: (New Energy and Fuel, 2008)
Shale-Gas-Reservoire werden durch eine sehr niedrige Permeabilität (Durchlässigkeit)
zwischen 0,02 und 0,1 Millidarcy charakterisiert. Weitere Eigenschaften sind:
■
Relativ hohe Mächtigkeit (= Dicke der gasführenden Schicht)
■
Hohe Sprödigkeit
■
Hoher organischer Kohlenstoffanteil (> 4,5%)
■
Abweichungen vom hydrostatischen Druck innerhalb des Reservoirs
■
Hohes Wasservolumen für das hydraulische Aufbrechen („Fracking“) des Gesteines
■
Hohe Bohrlochanzahl
41
2.4.2.2
Tight Gas
Tight-Gas-Reservoire befinden sich in Formationen von dichtem Sandstein. Dichter Sandstein hat Permeabilitäten von weniger als 1 mD und Porositäten von < 20% (zum Vergleich
dazu betragen die Permeabilitäten von „World Class Reservoirs“ > 1000 mD). Die nachstehende Grafik (Abbildung 2-19) verdeutlicht den Unterschied zwischen „normalem Sandstein“
und „dichtem Sandstein“.
Eine weitere Charakteristik von Sandstein ist die variable Permeabilität, die mit zunehmender Tiefe und zunehmendem Alter abnimmt.
Abbildung 2-19: Normaler Sandstein und dichter Sandstein. Quelle: OGP; European Gas
Production Potential; Conventional&Unconventional; 3rd European Gas Conference 27th
January 2010
2.4.2.3
Coal Bed Methane („Kohleflözgas“)
Während der Bildung der Kohlelagerstätten wurde dichte organische Materie für sehr lange
Zeiträume (Millionen Jahre) anoxisch unter hohem Druck und hohen Temperaturen eingeschlossen (siehe Abbildung 2-20). Dabei entstand als Nebenprodukt Methan, das durch den
Einschluss nicht in andere Gesteinsschichten wandern konnte.
Abbildung 2-20: Coal Bed Methane; Quelle: KGS Energy Research Reports;
www.undergroundcoal.com.au
42
Die Permeabilität von Coal-Bed-Methane-Reservoiren beträgt zwischen 0,1 und 50 Milli3
darcy. Diese Reservoire enthalten zwischen 2 und 23 Nm Erdgas pro Tonne Kohle mit
wenig bis gar keinem Schwefelwasserstoff (H2S) und wenig bis gar keinen Anteilen an
Natural Gas Liquids (NGL). Coal Bed Methane wird erst seit relativ kurzer Zeit als wichtige
potenzielle Gasversorgungsquelle gesehen.
2.4.2.4
Arctic Gas
Arctic Gas bezeichnet das in der Nordpolarregion (siehe Abbildung 2-21) vermutete Erdgas.
Darüber hinaus wird auch von großen Erdölvorkommen in dieser Region ausgegangen.
Nach Schätzungen belaufen sich die unentdeckten und technisch förderbaren Ressourcen
3
15
auf 90 Mrd. Barrel Erdöl, 44 Mrd. Barrel Natural Gas Liquids und 44 Billionen Nm Erdgas.
Abbildung 2-21: Arctic-Gas-Vorkommen. Quelle: OGP; European Gas Production Potential;
Conventional&Unconventional; 3rd European Gas Conference 27th January 2010
Als Beispiel für die europäischen Aktivitäten in der Arktis sei hier die norwegische LNGVerflüssigungsanlage in der Barentssee (siehe Abbildung 2-22) erwähnt.
15
U.S. Geological Service, USGS Factsheet 2008, p.18
43
Abbildung 2-22: Arctic-Gas-Vorkommen. Praktische Umsetzung. Quelle: OGP; European
Gas Production Potential; Conventional&Unconventional; Foto StatoilHydro, Snovit, Barent
Sea, Norway 3rd European Gas Conference 27th January 2010
2.4.3
Förderung
Die oben beschriebenen Charakteristika – insbesondere die durchwegs niedrige Permeabilität – zeigen die Probleme bei der Förderung des Unconventional Gas auf.
Abbildung 2-23 verdeutlicht – in einer simplifizierten Form – die Unterschiede zwischen einer
konventionellen Erdgasförderung, welche in die Förderung von Erdölbegleitgas (Conventional Associated Gas) und unabhängig vorhandenem Gas (Non-Associated Gas) unterteilt
wird und meistens mittels vertikalen Bohrungen erfolgt, und der Förderung von Unconventional Gas aus gasführendem Schiefergestein, welche vorwiegend durch horizontale Bohrungen erfolgt.
Abbildung 2-23: Unterschied zw. konventioneller und unkonventioneller Erdgasförderung.
Quelle: (The Earth Times, 2011)
44
2.4.3.1
Förderung von Shale Gas
Während das konventionelle Erdgas vorwiegend mittels Vertikalbohrungen gefördert wird,
wird Unconventional Gas vorwiegend mittels horizontalen Bohrungen gefördert. Grundsätzlich könnte auch das Unconventional Gas mittels vertikalen Bohrungen gefördert werden,
jedoch wäre – aufgrund der sehr geringen Zuströmfläche zum Production Casing (Steigrohr)
– eine sehr hohe Anzahl von vertikalen Bohrungen erforderlich. Eine niedrige Permeabilität
benötigt große Zuströmflächen zum Production Casing – welche mittels horizontaler Bohrungen wirtschaftlicher erreicht werden können. In anderen Worten bedeutet das, dass eine
horizontale Bohrung – vor der Ablenkung – sehr ähnlich einer vertikalen Bohrung verläuft
und man im Zuge der Ablenkung von der vertikalen Bohrung in die Horizontale „schwenkt“ ,
um im Anschluss horizontal weiter zu bohren. Die horizontalen Abschnitte erreichen mittels
der derzeitig verfügbaren Bohrtechnologie bereits Längen von bis zu 3 km.
Da die sehr geringe Permeabilität von Unconventional Gas Reservoirs – ohne Zusatzmaßnahmen – nur einen kleinen Zufluss zum Förderrohr ermöglichen würde, bedarf es massiver
Stimulationsmaßnahmen oder des sogenannten Hydraulic Fracturing (Fracking). Beim
Fracking wird die Schieferformation aufgebrochen, damit das Erdgas durch die Risse – im
Vergleich zu „ungebrochenem“ Schiefer, dessen Permeabilität sehr gering ist – leichter zum
Production Casing strömen kann. Dazu wird eine mit Sandkörnern und Chemikalien (Spezifikation siehe unten) versetzte Flüssigkeit mit hohem Druck in das Rohr gepresst, und bei
Übersteigen eines bestimmten Druckes wird der Schiefer aufgebrochen. Je spröder die
Schieferformation, desto besser die Fracking-Ergebnisse. Bevor die Flüssigkeit eingepresst
wird, wird das Production Casing an den vorgesehenen Stellen zum Schiefer perforiert.
Durch das Austreten der Fracking-Flüssigkeit an dieser Stelle und durch den zu diesem
Zeitpunkt herrschenden hohen Druck in der Flüssigkeit, welche gegen den Schiefer drückt,
wird der Schiefer gespalten und es entstehen Risse, durch welche das Gas zum Production
Casing zuströmt. Damit sich die Risse nach der Entspannung der Flüssigkeit – also nach
dem Druckabbau – nicht wieder schließen, werden die Sandkörner gebraucht. Diese verbleiben in den Rissen und halten diese „offen“. Abbildung 2-24 und Abbildung 2-25 veranschaulichen die Funktionsweise des Fracking.
In Abhängigkeit der Rahmenbedingungen betreffend Beschaffenheit der Schieferformation
erreichen die „Fracs“ einen horizontalen Durchmesser von bis zu 200 m. Ebenfalls in Abhängigkeit der Beschaffenheit der Schieferformation wird der Abstand zwischen den einzelnen Fracs bestimmt.
Als Faustregel geht man in den USA davon aus, dass man für das Fracking pro Bohrloch bis
3
zu 15.000 m Wasser braucht. Dieser Wert kann in Europa/Österreich unterschiedlich sein,
da der Bedarf von der Beschaffenheit der Formation abhängt. Diesbezügliche Daten stellen
meistens ein Firmengeheimnis dar und liegen somit wahrscheinlich nur den Explorationsund Produktionsermächtigten vor. Ein Teil dieser Fracking-Flüssigkeit verbleibt in der Formation, während der Großteil wieder austritt, aufbereitet und wiederverwertet wird oder entsorgt
werden muss. Für die Entsorgung wie auch für die Wiederverwertung ist eine entsprechende
Aufbereitung (Reinigung etc.) erforderlich. Die Industrie arbeitet an der Entwicklung von
effektiveren Technologien, um den Wasserverbrauch zu reduzieren.
45
Gemäß U.S. Department of Energy beträgt der Anteil des Wassers und des Sandes in der
Fracking-Flüssigkeit > 99%. Die Additivzusammensetzung und deren übliche Anwendung
sind in Tabelle 2-28 dargestellt.
Abbildung 2-24: Hydraulic Fracturing („Fracking“); Quelle: (The Earth Times, 2011)
Abbildung 2-25: Fracking Prozess – schematische Darstellung. Quelle: World Energy
Council
46
Tabelle 2-28: Additive in der Frackingflüssigkeit und deren übliche Anwendung.
Quelle: Eigene Darstellung basierend auf Daten von (JRC, 2012a, S. 48)
Product category
Main ingredient
Water
Sand
Approximately 99.5%
water and sand
Other
Approxim. 0.5%
Acid
Hydrochloric acid or
muriatic acid
Antibacterial agent
Glutaraldehyde
Purpose
Other common uses
Expand fracture and
deliver sand
Landscaping and manufacturing
Allows the fracture to
remain open so the gas
can escape
Drinking water filtration,
play sand, concrete and
brick mortar
Helps dissolve minerals
and initiates cracks in
the rock
Eliminates bacteria in
the water that produces
corrosive by-products
Allows a delayed
breakdown of the gel
Swimming pool chemical
and cleaner
Disinfectant, sterilizer for
medical and dental
equipment
Used in hair colouring, as
a disinfectant and in the
manufacture of common
household plastics
Used in laundry detergents, hand soaps and
cosmetics
Used in pharmaceuticals,
acrylic fibres and plastics
Used in cosmetics including hair, make-up, nail
and skin products
Breaker
Ammonium persulfate
Crosslinker
Borate salts
Corrosion inhibitor
N, N-dimethyl formamide
Friction reducer
Petroleum distillate
“Slicks” the water to
minimise friction
Gel
Guar gum or hydroxyethyl cellulose
Thickens the water in
order to suspend the
sand
Thickener used in cosmetics, baked goods,
Iron Control
Citric acid
Prevents precipitation
of metal oxides
Food additive, food and
beverages, lemon juice
ca. 7% citric acid
Clay stabiliser
Potassium chloride
Creates a brine carrier
fluid
pH adjusting agent
Sodium or potassium
carbonate
Maintains the effectiveness of other components, such as crosslinkers
Scale inhibitor
Ethylene glycol
Prevents scale deposits
in the pipe
Isopropanol
Used to increase the
viscosity of the fracture
fluid
Surfactant
Maintains fluid viscosity
as temperature increases
Prevents the corrosion
of the pipe
Used in low-sodium tablet
salt substitute, medicines
and IV fluids
Used in laundry detergents, soap, water
softener and dishwasher
detergents
Used in household
cleansers, deicer, paints
and caulks
Used in glass cleaner,
multi surface cleansers,
antiperspirant, deodorants and hair colour
47
2.4.3.2
Förderung von Coal Bed Methane
Das Prinzip der Förderung von Coal Bed Methane ist in Abbildung 2-26 dargestellt.
Durch die Abförderung des Wassers löst sich das Coal Bed Methane vom Kohleflöz und
strömt durch das Production Casing nach oben, wo es vom Wasser abgetrennt wird. Auch
bei der Förderung des Coal Bed Methane ist das geförderte Wasser – unter Einhaltung der
diesbezüglichen Regelungen – zu entsorgen.
Abbildung 2-26: Coal Bed Methane – Produktion u. mögliche Umweltgefahren.
Quelle: Aldhous (2012) abgebildet in (IEA, Golden Rules for a Golden Age of Gas, 2012)
Bei beiden Methoden sieht die International Energy Agency den Austritt der Abgase im Zuge
der Bohrung (Antrieb der Bohranlage und anderer Aggregate durch vor Ort aufgestellte
Stromgeneratoren, welche fossile Brennstoffe verwenden) und die Entsorgung der geförderten Flüssigkeit als die größten Probleme im Hinblick auf die Umweltverschmutzung an, dies
selbst unter der Voraussetzung, dass die technischen Anlagen entsprechend den relevanten
Vorschriften ausgeführt sind und die notwendigen Arbeitsprozesse exakt nach den diesbezüglichen Regelungen ausgeführt werden. Selbstverständlich sind die Betriebsstoffe in der
notwendigen Qualität zu besorgen und entsprechend den erforderlichen Vorkehrungen
einzusetzen.
2.4.4
Verteilung der Vorkommen
Da robuste Daten (betreffend Substanz und Qualität) im Zusammenhang mit der Exploration
und Förderung von Unconventional Gas bisher ausschließlich über die Gegebenheiten in
den USA vorhanden sind, versucht man, die in den USA gewonnenen Erkenntnisse auf
andere Regionen, wie beispielsweise China und Europa, zu projizieren. Selbstverständlich
48
ist dieser Zugang mit großen Unsicherheiten behaftet, aber derzeit gibt es – mangels relevanter Daten über die Regionen – keine zuverlässigere Methode.
Die geschätzten Ressourcen für konventionelles Erdgas und Wet Shale Gas gemäß den
Daten der U.S. Energy Information Administration (EIA) sind in Tabelle 2-29 dargestellt.
Nähere Ausführungen erfolgen unter 2.6.
Tabelle 2-29: Geschätzte Ressourcen für konventionelles Erdgas und Wet Shale Gas in Tcf;
Quelle: Daten entnommen aus: (EIA, Energy Information Administration, 2013c)
Region totals and
2011 natural
gas production
selected countries
January 1,
2013 estimated proved
natural gas
reserves
2013 EIA/ARI
unproved wet
shale gas
technically
recoverable
resources
(TRR)
2012 USGS
conventional
unproved wet
natural gas
TRR, including
reserve growth
Total technically recoverable wet
natural gas
resources
Europe
10
145
470
184
799
Former Soviet
Union
30
2178
415
2145
4738
North America
32
403
1685
2223
4312
Asia and Pacific
13
418
1607
858
2883
South Asia
4
86
201
183
470
Middle East and
North Africa
26
3117
1003
1651
5772
2.5 Analyse der US-amerikanischen Schiefergasgewinnung
In diesem Kapitel wird die Preis- und Nachfrageentwicklung betreffend Erdgas in den USA
dargestellt. Ebenso werden die Ursachen, wie die kommerziellen und technischen Fortschritte einerseits und der Einfluss der Bohrungen nach Tight Oil sowie nach Wet Gas samt
den darin befindlichen Natural Gas Liquids (NGLs), für die Erdgaspreisentwicklung in den
USA analysiert. Im nächsten Abschnitt werden die Liquified Natural Gas (LNG)Exportpotenziale der USA beleuchtet und deren potenzieller Einfluss auf die Erdgaspreise in
Europa abgeschätzt. Die Abbildung der Erdgaspreise erfolgt auf der Basis von unterstellten
unterschiedlichen Szenarien samt möglichen wahrscheinlichen Reaktionen von Russland.
2.5.1
Entwicklung des US-Erdgaspreises
Die nachstehenden Grafiken Henry Hub Gulf Coast Natural Gas Spot Price (Abbildung 2-27)
und Natural Gas Spot and Futures Prices (NYMEX) (Abbildung 2-28) zeigen die Preisentwicklung des am Henry Hub gehandelten Erdgases im Zeitraum 1998 bis zum 13.9.2013 –
basierend auf täglichen Durchschnittswerten.
Man sieht, dass im Zeitraum vor der „Shale Gas Revolution“ – Ende 2005/Anfang 2006 –
Preisspitzen von über $ 15/MMBTU (€ 38,5/MWh) aufgetreten sind. Zu diesem Zeitpunkt war
man der Meinung, dass LNG Regasification Terminals erforderlich sind, um die Inlandsnachfrage nach Erdgas mittels importiertem LNG abdecken zu können. Man hat auch in diesem
Zeitraum die erforderlichen Schritte betreffend LNG-Regasification-Terminals gesetzt. Einen
49
neuerlichen sehr signifikanten Preisanstieg gab es im Jahr 2008, da im Zuge der sehr hohen
Erdölpreise auch die Erdgaspreise stark anzogen. Ab diesem Zeitpunkt fiel der Erdgaspreis
deutlich. Dies aus mehreren Gründen: Einerseits verringerte sich – bedingt durch die Wirtschaftskrise – die Erdgasnachfrage, andererseits stieg die Shale-Gas-Produktion in einem
rasanten Tempo an. Parallel dazu stieg auch die Produktion von Tight Gas leicht an, während die Produktion von Erdölbegleitgas (bis vor kurzem) sowie von Coal Bed Methane mehr
oder minder konstant blieb (siehe unten Abbildung 2-29). Diese Produktionsanstiege führten
zu einem Tiefstpreis von unter $ 2/MMBTU (€ 5,13/MWh). Im Zeitraum der Studienerstellung
bewegte sich der Preis um $ 3,7/MMBTU (€ 9,5/MWh).
Abbildung 2-27: Henry Hub Golfküsten Erdgas Spot Price; 1997–2013.
Quelle: http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/rngwhhdD.htm; entnommen am 13.9.2013.
Abbildung 2-28: Spot und Future Price von Erdgas (NYMEX).
Quelle: http://www.eia.gov/naturalgas/weekly/#tabs-prices-2; entnommen am 13.9.2013.
50
16
Abbildung 2-29: Erdgasproduktion nach Arten im Referenzszenario, 1990–2040 .
Quelle: http://www.eia.gov/forecasts/aeo/MT_naturalgas.cfm; entnommen am 13.9.2013.
2.5.2
Quellen und Methoden der unkonventionellen Erdgasförderung
Die folgende Grafik (Abbildung 2-30) zeigt in einem höheren Detaillierungsgrad den Anstieg
der Shale-Gas-Produktion sowie den fast konstanten Verlauf der Produktion des Erdölbegleitgases (Associated Gas). Weiters sind die stark fallende Produktion der konventionellen Erdgasförderung sowie die mehr oder minder konstante Coal-Bed-Methane-Produktion
dargestellt.
16
“Lower 48” bezeichnet die zusammenhängenden US-Bundesstaaten, d.h. alle Bundesstaaten ausgenommen
Alaska und Hawaii.
51
Abbildung 2-30: Bruttoförderung und -produktion von Erdgas. Quelle: (EIA, Natural Gas
Gross Withdrawals and Production, 2013d)
Wenn man im nächsten Schritt die aufgeschlüsselten Produktionsmengen mit der Anzahl der
wöchentlich gezählten, im Einsatz befindlichen Bohranlagen (siehe Abbildung 2-31) kombiniert, sieht man, dass die Anzahl der im Gasbereich aktiven Bohranlagen stark abgenommen und die Anzahl der im Ölbereich operierenden Bohranlagen stark zugenommen hat. Die
Gesamtsumme der Bohranlagen ist leicht gesunken. Diese Zahlen bedeuten, dass generell
weniger nach Erdgas und dort insbesondere weniger nach Conventional Gas gebohrt wird,
während die Bohrtätigkeit im Erdölbereich stark zugenommen hat. Diese Aussagen sind
konsistent mit den Entwicklungen im Tight-Oil-Sektor, welcher einen starken Förderanstieg
verzeichnet.
2500
2000
1500
1000
500
0
07.01.05
07.01.07
Oil Rigs
07.01.09
Gas Rigs
07.01.11
07.01.13
Total
Abbildung 2-31: Anzahl der Öl- und Erdgasbohranlagen in Nordamerika sowie deren Summe
auf wöchentlicher Basis. Quelle: Erstellung durch AEA, Daten Baker Hughes;
http://phx.corporate-ir.net/phoenix.zhtml?c=79687&p=irol-reportsother; entnommen am
13.9.2013.
52
Die obigen Schlussfolgerungen werden durch Abbildung 2-32 und Abbildung 2-33 bestätigt.
Abbildung 2-32 zeigt, dass zwar die Gesamtanzahl der Erdgasbohrungen sinkt, dieser
Abstieg jedoch vorwiegend durch die Verringerung der Anzahl der vertikalen und direktionalen Bohrungen im Erdgasbereich hervorgerufen wird. Das bedeutet, dass vorwiegend nach
Unconventional Gas gebohrt wird, da diese Bohrungen die horizontale Fördertechnik aus
ökonomischen Gründen benötigen (siehe auch 2.4.3). Dies bestätigt auch die Grafik, welche
die Anzahl der produzierenden Bohrlöcher abbildet (siehe Abbildung 2-33).
Abbildung 2-32: Wöchentliche Zählung der Bohranlagen und durchschnittlicher Henry Hub
Spotpreis. Quelle: http://www.eia.gov/naturalgas/weekly/#tabs-rigs-1; entnommen am
13.9.2013.
Abbildung 2-33: Anzahl der produzierenden Erdgasbohrlöcher.
Quelle: http://www.eia.gov/dnav/ng/ng_prod_wells_s1_a.htm; entnommen am 13.9.2013.
53
2.5.3
Erklärung des derzeitigen Gaspreisniveaus in den USA
Die Wirtschaftlichkeit von Bohrungen nach Shale Gas erfordert – bei einer unterstellten
Internal Rate of Return (IRR) von 10% – Erdgaspreise zwischen $ 3/MMBTU (€ 7,7/MWh)
und $ 6/MMBTU (€ 15,4/MWh) (siehe Abbildung 2-34). Um die erforderliche Wirtschaftlichkeit zu erreichen, wäre ein Durchschnittspreis von $ 4,5/MMBTU (€ 11,54/MWh) erforderlich.
Jonathan Stern geht in seinem Buch (Stern, 2012, S. 394) von einem Durchschnittspreis von
$ 6 – 6,5/MMBTU (€ 15,4 – 16,7/MWh) für Dry Gas aus. Daher stellt sich zwangsläufig die
Frage, warum sich die Erdgaspreise kurz-, mittel- und teilweise langfristig – je nach angenommenem Szenario – signifikant unter dem Wert von $ 4,5/MMBTU (siehe Abbildung 2-35)
bewegen konnten und sich noch immer bewegen.
Abbildung 2-34: Notwendiger Gaspreis für eine wirtschaftliche Förderung. Quelle: Provident
Energy, Analyst Day Presentation, Dividend Income and Growth, October 6, 2011 based on
Morgan Stanley data.
54
Abbildung 2-35: Jährlich durchschnittliche Henry Hub Spotmarktpreise für Erdgas in fünf
Szenarien, 1990–2040.
Quelle: http://www.eia.gov/forecasts/aeo/MT_naturalgas.cfm#natgas_prices?src=Natural-b5,
entnommen am 13.9.2013.
Abbildung 2-36: Henry-Hub-Futures Preis für den beliebig gewählten Vertrag NG J5=2[10];
Preise auf der Ordinate in $/MMBTU; Lieferzeitpunkt April 2015. Quelle: (CME Group, 2013)
55
Abbildung 2-37: Verhältnis zwischen Brent Erdölpreis und Henry Hub Spotpreis für Erdgas in
Energieäquivalenten 1990–2040.
Quelle: http://www.eia.gov/forecasts/aeo/MT_naturalgas.cfm#natgas_prices?src=Natural-b5
In Abbildung 2-37 sieht man, dass ab 2012 das Preisverhältnis von Erdgas zu Erdöl signifikant sinkt. Aus der Darstellung lässt sich schließen, dass die prognostizierte relative Erdgaspreissteigerung höher als die prognostizierte relative Erhöhung der Erdölpreise – ausgenommen die Periode 2023–2033 – in welcher sich die Preise in Relation nicht verändern,
ausfallen wird.
Für diese scheinbare wirtschaftliche Ungereimtheit, nämlich, dass Erdgas unter den Förderkosten verkauft wird, gibt es folgende Erklärungen:
■
Es wird vorwiegend nach Wet Gas, also Erdgas, das auch Natural Gas Liquids (NGLs)
enthält, gebohrt.
■
Die Suche und Förderung fokussiert sich verstärkt auf Erdölbegleitgas – welches –
ebenso wie Wet Gas auch NGLs beinhaltet
■
Die Fortführung der Produktion des Dry Gas (Erdgas ohne wesentliche NGL-Anteile), da
anderenfalls die Bohrkosten als Sunk Costs anfallen würden.
■
Man geht von weiteren fortlaufenden kommerziellen und technologischen Lernkurveneffekten in der Bohrtechnik aus.
56
2.5.3.1
Wet Gas
NGLs sind leichte Kohlenwasserstoffe, welche bei Lagerstättenbedingungen im Erdgas
gelöst sind und mit diesem mitgefördert werden. Die NGL-Bestandteile sind:
■
Ethan (C2)
■
Propan (C3)
■
Butan (normales Butan und Isobutan) (C4)
■
Pentan Plus (C5+)
■
Gas Kondensate
Unter atmosphärischen Bedingungen werden die schwereren Komponenten (C 5+) kondensieren, während die leichteren Komponenten im gasförmigen Zustand verbleiben und vom
Methan abgeschieden werden können. Die weiteren Komponenten des Erdgases sind aus
der folgenden Grafik ersichtlich.
Abbildung 2-38: Zusammensetzung des Erdgases. Quelle: International Energy Agency,
Natural Gas Liquids Supply Outlook 2008 – 2015; April 2010.
Rohöl ist eine weitere Quelle von NGLs. Die NGLs werden in der Raffination aus dem Rohöl
gewonnen und bestehen vorwiegend aus Propan (C3) und Butan (C4).
Ethan (C2) stellt zumeist den zweitgrößten Volumenanteil im Erdgas dar. Aufgrund der
physikalischen Eigenschaften von Ethan muss dieses, um die Spezifikationen einzuhalten,
nicht zur Gänze aus dem Rohrleitungsgas entfernt werden. Je höher der Anteil des Ethans
innerhalb der spezifizierten Grenzen ist, desto höher ist der Energieinhalt des Rohrleitungsgases. Ethan wird fast ausschließlich in Rohrleitungen transportiert, da andere Transportformen (LKW, Zug, Schiff) sich technisch und wirtschaftlich kaum sinnvoll darstellen lassen.
Dies hat zur Folge, dass Ethan nicht exportiert wird und in der heimischen Petrochemie
Anwendung findet.
Ethan stellt einen der wichtigsten Rohstoffe für die petrochemische Industrie dar. Aus Ethan
wird in Ethylen-Crackern Ethylen hergestellt, welches in Kunststoffendprodukten, Textilien,
Pestiziden und im pharmazeutischen Sektor im großen Ausmaß angewendet wird. Dementsprechend hoch ist die Nachfrage nach Ethan.
57
Propan wird entweder vom Erdgas abgeschieden oder in der Raffination von Rohöl gewonnen. Benötigt wird Propan in der Petrochemie wie auch im Brennstoffsektor. Propan kann
mittels Pipelines, LKWs, Zügen und Schiffen transportiert und somit exportiert und importiert
werden.
Butan, welches ebenfalls aus Erdgas oder in der Raffination gewonnen wird, dient als Rohstoff in der Petrochemie, als Benzinzusatzstoff (Blending) oder als Verdünner von Bitumen,
um dieses leichter transportieren zu können.
Pentan wird zum Verdünnen von Bitumen sowie als Benzinzusatzstoff (Blending) eingesetzt.
Wenn man die Preise der einzelnen NGL-Bestandteile analysiert, sieht man, dass diese
Preise entweder erheblich oder leicht über dem Erdgaspreis liegen. Erdgas setzt üblicherweise die Untergrenze des Preises fest (Price Floor) während Rohöl und raffinierte Erdölprodukte die Obergrenze des Preises bilden. Falls NGLs nicht aus dem Erdgas entfernt
werden, werden sie zum Erdgaspreis verkauft. D.h., dass bei niedrigen NGL-Preisen kein
Anreiz bestehen würde, diese zu gewinnen – somit bildet Erdgas die Preisuntergrenze. Da
Rohöl in vielen Anwendungsbereichen als Substitut zu den NGLs fungiert, stellen der Rohölpreis bzw. die Raffinationsprodukte die Opportunitätskosten dar – somit wird damit die
Obergrenze für NGLs festgelegt.
Abbildung 2-39: Spotpreise für Erdgaskondensate.
Quelle: http://www.eia.gov/naturalgas/weekly/#tabs-prices-4; entnommen am 13.9.2013.
Aus diesem Blickwinkel heraus erkennt man die Auswirkung der NGLs auf den Erdgaspreis.
In anderen Worten, die bei der Kuppelproduktion anfallenden Erlöse für die NGLs und für
das Erdgas müssen die wirtschaftlichen Anforderungen in Summe erfüllen.
Um die Bedeutung der NGLs in der Petrochemie bzw. die Bedeutung der Petrochemie als
solche in den USA zu verdeutlichen, dienen die folgenden Abbildungen.
Man kann aus Abbildung 2-40 ersehen, dass die USA ca, 18,55 Mio. Barrel Ölprodukte pro
Tag verbrauchen (der weltweite Tagesbedarf liegt bei ca. 89 Mio. Barrel pro Tag).
58
Aus Abbildung 2-41 wird auch ersichtlich, dass in den USA ca. 2,3 Mio. Barrel NGLs
produziert und verbraucht werden – davon ein Großteil in der Petrochemie. Dieser Bedarf
lässt auf einen hohen Beitrag der US-Petrochemie zum BIP in den USA schliessen. Die
Nachfrage könnte sogar steigen, falls die NGL-Produktion noch ausgebaut werden kann und
ein weiterer World Class Cracker installiert werden würde.
Abbildung 2-40: Datenübersicht für die USA. Quelle: Energy Information Administration:
http://www.eia.gov/countries/country-data.cfm?fips=US; entnommen am 2.10.2013.
Abbildung 2-41: NGL-Produktion in den USA, 2009–2012. Quelle: Brookings: NATURAL
GAS BRIEFING DOCUMENT #1: Natural Gas Liquids, March 2013, S. 5.
59
Abbildung 2-42: NGL-Konsum nach Sektor. Quelle: Envantage.
2.5.3.2
Förderung von Erdölbegleitgas
Die sich im Erdölbegleitgas befindlichen NGLs kommen, in Analogie zur Wet-GasProduktion, in denselben Sektoren zum Einsatz. Zusätzlich zu den NGLs wird – als Hauptteil
der Förderung – Rohöl gefördert. Wie bereits in 2.5.3.1 erläutert, stellen der Rohölpreis bzw.
die Raffinationsprodukte die Opportunitätskosten der NGLs dar. D.h. dass die Preise für
Rohöl und raffinierte Produkte über den NGL-Preisen liegen. Aus diesem Grund können die
anfallenden Kosten pro Bohrung durch die aus der Erdgas-, der NGL- und der Rohölproduktion generierten Erlöse abgedeckt und ein Gewinn sichergestellt werden.
2.5.3.3
Fortführung der Dry-Gas-Produktion
Diejenigen Bohrungen, die in der Erwartung höherer Erdgaspreise in der Vergangenheit
gebohrt wurden, würden sich bei den derzeitigen Erdgaspreisen nicht wirtschaftlich darstellen lassen. Andererseits würden die Bohrlochkosten, Bohrplatzkosten, Infrastrukturanschlusskosten etc. im Falle der Stilllegung der Produktion aus diesen Bohrungen Sunk
Costs darstellen. Somit wird die Produktion unter dem Gesichtspunkt der erzielbaren Deckungsbeiträge aus dieser Produktion weitergeführt. Dadurch können die Verluste aus
diesen Bohrungen minimiert werden. In dieser Situation werden die langfristigen Grenzkosten (Long Run Marginal Cost – LRMC) nicht mehr berücksichtigt. Die Fortführung der Produktion orientiert sich an den kurzfristigen Grenzkosten (Short Run Marginal Cost – SRMC).
Darüber hinaus ist zu berücksichtigen, dass die Produzenten auch Dry-Gas-Bohrungen
abteufen, um die Gewinnungsrechte auf dem erworbenen oder geleasten Land nicht zu
verlieren – selbst wenn die Erschließungs- und Bohrkosten die aus diesen Bohrungen erzielten Erlöse übersteigen.
In anderen Worten heißt das, solange bei den derzeit niedrigen Gaspreisen auch nach Dry
Gas auf unkonventionelle Art gebohrt wird, kann eine Fortführung der niedrigen Gaspreise
trotzdem als realistisch angesehen werden. D.h. aber auch, dass nach Conventional Gas –
ausgenommen die wirklich großen, leicht zu erschließenden Felder (falls entdeckt) – wenig
bis gar nicht gebohrt wird. Ebenso wird die Geschwindigkeit der Offshore-Entwicklungen
abnehmen.
60
2.5.3.4
Fortlaufende kommerzielle und technologische Lernkurveneffekte in der
Bohrtechnik
Die Bohraktivitäten werden als solider Indikator für zukünftige Produktionsmengen gesehen.
Aus der Anzahl der aktiven Bohranlagen, die in einer abgegrenzten Region nach Erdöl oder
Erdgas bohren, lassen sich betreffend zukünftige Produktionsmengen Daten ableiten. Die
Bohreffizienz wird ausgedrückt in der Anzahl der Tage, die benötigt werden, um eine Anzahl
von Bohrungen in einem Jahr durchzuführen. In anderen Worten, die Bohreffizienz ist ein
Maß für die Bohrgeschwindigkeit.
Wie im Abbildung 2-31 dargestellt, übersteigt in Nordamerika die Anzahl der Bohranlagen,
die nach Erdöl suchen (ca. 1.400 Bohranlagen), die Anzahl der erdgassuchenden Bohranlagen (ca. 370 Bohranlagen) beträchtlich.
Anhand der Fortschritte der Tight-Oil-Bohrungen sollen die Lernkurveneffekte ersichtlich
gemacht werden. Diese setzen sich aus folgenden Einzelmaßnahmen zusammen (EIA,
2013a, S. 1):
■
Multiple-well drilling pads
■
Verlängerung des horizontalen Abschnitts der Bohrung auf bis zu 3 km
■
Optimierung des Frackings durch mikroseismische Abbildungen und verbesserte Interpretation
■
Simultanes Fracking von Multiple-Bohrlöchern
■
Abstimmung der Bohrmeißel auf die Besonderheiten von spezifischen Shale- und TightFormationen
■
„Walking“ Bohranlagen
Die Lernkurveneffekte für die Bohrungen wie auch für die Komplettierung der Bohrlöcher
erhöhen nicht nur die Rentabilität der jeweiligen Bohrung, sondern ermöglichen auch die
Erschließung von Formationen, die anderenfalls ni cht profitabel wären.
Multiple-well drilling pads
Die nachstehende Abbildung 2-43 verdeutlicht die Funktionsweise des Multiple-well pad
drilling. Dabei werden von einem Bohrplatz mehrere Formationen angebohrt, wobei die
Bohranlage an einem Platz verbleibt. Dadurch werden sowohl die Bohrplatzkosten reduziert
als auch die Umweltauswirkungen minimiert. Ebenso können in der Produktionsphase
Economies of Scale generiert werden, da in einer einzelnen Aufbereitungsanlage höhere
Erdgasvolumina durchgesetzt und somit die Investitions-, Betriebs- und Wartungskosten
minimiert werden können (EIA, 2013a, S. 5).
61
Abbildung 2-43: „Multiple-well pad drilling“.
Quelle: http://outrunchange.files.wordpress.com/2012/09/illustration-of-pad-producing-shalegas-photo-chesapeake-statoil.jpg; entnommen am 19.9.2013.
Verlängerung des horizontalen Abschnitts der Bohrung auf bis zu 3 km
Durch diese Maßnahme erspart man sich den vertikalen Bohrabschnitt, um die gleiche
Zuströmfläche zu erreichen wie bei mehreren horizontalen Bohrungen mit kurzen horizontalen Abschnitten. Darüber hinaus werden auch die Fracking-Aktivitäten zumindest insofern
minimiert, als man nicht zu anderen Bohrlöchern wechseln muss. Es entfällt auch das Auffüllen des vertikalen Abschnittes der zusätzlichen Bohrungen (im Vergleich zu langen horizontalen Abschnitten) mit der Fracking-Flüssigkeit (EIA, 2013a, S. 5).
Optimierung des Frackings durch mikroseismische Abbildungen und verbesserte
Interpretation
Hier werden bohrlochspezifische seismische Untersuchungen durchgeführt und es werden
die Resultate mittels verbesserter Interpretationsmethoden interpretiert. Mit den erzielten
Resultaten sind sowohl die Bohr- als auch Fracking-Aktivitäten optimierbar (EIA, 2013a, S.
5).
Simultanes Fracking von Multiple-Bohrlöchern
In diesem Prozess werden mehrere Formationen simultan aufgebrochen. Dies bedeutet
einerseits eine Minimierung des teuren Equipments wie beispielsweise der Anzahl der
Hochdruckpumpen, andererseits wird der für das Fracking benötigte Zeitraum optimiert (EIA,
2013a, S. 5).
„Walking“ Bohranlagen
Damit ist gemeint, dass man Bohranlagen einsetzt, die ohne kompletten Abbau der Bohranlage von einem Bohrloch zum nächsten sehr naheliegenden Bohrloch gebracht werden
können. Aus diesem Grund liegen auch die Bohrplätze soweit wie nur möglich nebeneinander. Dies führt sogar dazu, dass man eigene Bohrblöcke mit benachbarten Bohrblöcken
62
abtauscht. Darüber hinaus werden Economies of Scale erzielt, indem Pachtverträge über die
Bohrblöcke ver- und gekauft als auch gehandelt werden. Dieser Zugang erlaubt es, die
Bohranlagen mehrfach in einem kleinen Gebiet einzusetzen. Daher können die Transportkosten für den Transport der Bohranlagen sowie die Vorbereitungskosten (Aufbau der Bohranlage etc.) für die Bohrung und die Nachbohrarbeiten (Demontage der Bohranlage etc.)
minimiert werden. (EIA, 2013a, S. 5).
2.5.4
US- Exportpotenzial für Liquefied Natural gas
Aufgrund der „Shale-Gas-Revolution“ und der daraus resultierenden beträchtlichen Erdgasproduktionssteigerung, wird erwartet, dass sich die USA von einer Erdgasimport- zu einer
Erdgasexportnation (auf Nettobasis) wandeln.
Die EIA erwartet, dass sich die Importe aus Kanada stark reduzieren werden, und dass sich
die LNG-Importe in Netto-LNG-Exporte verkehren werden. In Summe werden die USA damit
von einem Erdgasimporteur zu einem Nettoexporteur. Dies wird auch aus den Abbildung
2-44 Abbildung 2-45) ersichtlich.
Abbildung 2-44: U.S. Erdgasimporte nach Herkunft, 1990–2040 (in tcf). Quelle: (EIA, Energy
Information Administration, 2013b).
63
Abbildung 2-45: Gesamte U.S. Erdgasproduktion, -konsum und Nettoimporte im
Referenzszenario, 1990–2040 (in tcf); Quelle: (EIA, Energy Information Administration,
2013b).
In diesem Zusammenhang stellt sich die Frage, ab wann die USA zu exportieren beginnen
werden und welche Auswirkungen dies auf Europa – insbesondere im Hinblick auf die Erdgasgroßhandelspreise – haben könnte.
Die nachstehenden Grafiken und Tabellen zeigen:
■
die Anzahl der Verflüssigungsanlagen
■
die Lokation
■
die Verflüssigungskapazität
■
die Projektwerber
■
den Status des Genehmigungsverfahrens – unterteilt in Exportländer, mit denen ein Free
Trade Agreement (FTA) existiert, und in solche, mit denen kein Free Trade Agreement in
Kraft ist (Non-FTA).
Vereinfacht dargestellt bedeutet ein Freihandelsabkommen (FTA), dass den Anforderungen
des öffentlichen Interesses ex lege Genüge getan ist und die Bewilligung ohne Modifikationen oder Verzögerungen gewährt werden muss.
Im Falle eines Non-FTA muss – nach einer öffentlichen Anhörung – eine Genehmigung
durch das US-Department of Energy (DOE) erteilt werden, falls der Export nicht den Anforderungen des öffentlichen Interesses widerspricht. Eine Bewilligung kann unter Auflagen
erteilt werden.
64
Bei der Evaluierung des öffentlichen Interesses werden hauptsächlich die Kriterien
■
Inlandsnachfrage nach der für den Export vorgeschlagenen Menge
■
Angemessenheit im Vergleich zur Inlandsversorgung
■
Versorgungssicherheit in den USA
■
Auswirkungen auf das US-BIP, die Konsumenten, die Industrie – inklusive Auswirkungen
auf den Erdgaspreis
■
Schaffung von Arbeitsplätzen
■
Auswirkungen auf die Außenhandelsbilanz
■
Internationale geopolitische Einwirkungen
■
Umwelteinflüsse
■
Konsistenz mit der vom Department of Energy (DOE) geförderten Wettbewerbsstrategie
in Betracht gezogen (DOE, 2013).
Abbildung 2-46: Karte der LNG Import/Export Terminals in Nordamerika. FERC – Federal
Energy Regulatory Commission (US), MARAD – Maritime Administration, USCG – US Coast
Guard. Quelle: (FERC, 2013).
65
Tabelle 2-30: Liste der LNG Import/Export Terminals in Nordamerika, Quelle: (FERC, 2013)
Import Terminal
PROPOSED TO FERC
1.
Robbinston, ME
0,50 Bcfd
Kestrel Energy - Downeast LNG
2.
Astoria, OR
0,50 Bcfd
Oregon LNG
3.
Corpus Christi, TX
0,40 Bcfd
Cheniere – Corpus Christi LNG
POTENTIAL U.S. SITES IDENTIFIED BY PROJECT SPONSORS
4.
Offshore New York
0,40 Bcfd
Liberty Natural – Port Ambrose
Export Terminal
PROPOSED TO FERC
5.
Freeport, TX
1,80 Bcfd
Freeport LNG Dev/Freeport LNG Expansion/FLNG Liquefaction*
6.
Corpus Christi, TX
2,10 Bcfd
Cheniere – Corpus Christi LNG*
7.
Coos Bay, OR
0,90 Bcfd
Jordan Cove Energy Project*
8.
Lake Charles, LA
2,40 Bcfd
Southern Union - Trunkline LNG
9.
Hackberry, LA
1,70 Bcfd
Sempra – Cameron LNG*
10.
Cove Point, MD
0,82 Bcfd
Dominion – Cove Point LNG*
11.
Astoria, OR
1,25 Bcfd
Oregon LNG*
12.
Lavaca Bay, TX
1,38 Bcfd
Excelerate Liquefaction
13.
Elba Island, GA
0,35 Bcfd
Southern LNG Company
14.
Sabine Pass; LA
1,30 Bcfd
Sabine Pass Liquefaction
15.
Lake Charles, LA
1,07 Bcfd
Magnolia LNG
16.
Plaquemines Parish, LA
1,07 Bcfd
CE FLNG
17.
Sabine Pass, TX
2,10 Bcfd
ExxonMobil – Golden Pass
PROPOSED CANADIAN SITES IDENTIFIED BY PROJECT SPONSORS
18.
Kitimat, BC
0,70 Bcfd
Apache Canada Ltd.
19.
Douglas Island, BC
0,25 Bcfd
BC LNG Export Cooperative
20.
Kitimat, BC
3,23 Bcfd
LNG Canada
POTENTIAL U.S. SITES IDENTIFIED BY PROJECT SPONSORS
21.
Brownsville, TX
2,80 Bcfd
Gulf Coast LNG Export
22.
Pascagoula, MS
1,50 Bcfd
Gulf LNG Liquefaction
23.
Cameron Parish, LA
0,16 Bcfd
Waller LNG Services
24.
Ingleside, TX
1,09 Bcfd
Pangea LNG (North America)
25.
Cameron Parish, LA
0,20 Bcfd
Gasfin Development
26.
Cameron Parish, LA
0,67 Bcfd
Venture Global
27.
Brownsville, TX
3,20 Bcfd
Eos LNG & Barca LNG
28.
Gulf of Mexico
3,22 Bcfd
Main Pass - Freeport-McMoRan
POTENTIAL CANADIAN SITES IDENTIFIED BY PROJECT SPONSORS
29.
Goldboro, NS
0,67 Bcfd
Pieridae Energy Canada
30.
Prince Rupert Island, BC
4,20 Bcfd
BG Group
31.
Melford, NS
1,80 Bcfd
H-Energy
32.
2,50 Bcfd
Pacific Northwest LNG
33.
3,80 Bcfd
ExxonMobil – Imperial
34.
Squamish, BC
0,27 Bcfd
Woodfibre LNG Export
66
Tabelle 2-31: Bei der DOE eingereichte Anträge, um inländisch erzeugtes LNG zu
exportieren, Stand 2. April 2013. Quelle: Department of Energy;
http://energy.gov/sites/prod/files/2013/08/f2/Summary_of_Export_Applications.pdf;
Company
Quantity (billion cubic feet
per day (Bcf/d))
Sabine Pass Liquefaction, LLC
2.20
Approved
Approved)
Freeport LNG Expansion, L.P. and
FLNG Liquefaction, LLC
1.40
Approved
Under DOE Review
Lake Charles Exports, LLC
2.00
Approved
Under DOE Review
Approved
Under DOE Review
Approved
Under DOE Review
Approved
Under DOE Review
FTA Applications
Non-FTA Applications
0.03 FTA
Carib Energy (USA) LLC
0.01 non-FTA
Dominion Cove Point LNG, LP
1.00
1.20 FTA
Jordan Cove Energy Project, L.P.
0.80 non-FTA
Cameron LNG, LLC
1.70
Approved
Under DOE Review
Freeport LNG Expansion, L.P. and
FLNG Liquefaction, LLC
1.40
Approved
Under DOE Review
Gulf Coast LNG Export, LLC
2.80
Approved
Under DOE Review
Gulf LNG Liquefaction Company, LLC
1.50
Approved
Under DOE Review
LNG Development Company, LLC
(d/b/a Oregon LNG)
1.25
Approved
Under DOE Review
SB Power Solutions Inc.
0.07
Approved
n/a
Southern LNG Company, L.L.C.
0.50
Approved
Under DOE Review
Excelerate Liquefaction Solutions I,
LLC
1.38
Approved
Under DOE Review
Golden Pass Products LLC
2.60
Approved
Under DOE Review
Cheniere Marketing, LLC
2.10
Approved
Under DOE Review
Main Pass Energy Hub, LLC
3.22
Approved
n/a
CE FLNG, LLC
1.07
Approved
Under DOE Review
Waller LNG Services, LLC
0.16
Approved
n/a
Pangea LNG (North America)
Holdings, LLC
1.09
Approved
Under DOE Review
Magnolia LNG, LLC
0.54
Approved
n/a
Trunkline LNG Export, LLC
2.00
Approved
Under DOE Review
Gasfin Development USA, LLC
0.20
Approved
n/a
Freeport-McMoRan Energy LLC
3.22
Pending Approval
Under DOE Review
0.28
Pending Approval
Under DOE Review
0.24
Pending Approval
Under DOE Review
29.93 Bcf/d
28.54 Bcf/d
17
Total of all Applications Received
17
Die Werte der Summenzeile entsprechen nicht der Summe der Werte in der Spalte „Quantity“, da für manche
Terminals von zwei Firmen Anträge über jeweils die gesamte Kapazität eingebracht wurden und diese Anträge
daher nicht einfach summiert werden dürfen.
67
Die Werte in Tabelle 2-30 sowie Tabelle 2-31 zeigen, dass Anträge für die Errichtung und
den Betrieb einer großen Zahl von Anlagen zur Verflüssigung von Erdgas mit einer Gesamtkapazität bis zu 30 Billion cubic feet (Bcf) pro Tag (ca. 300 Mrd. Nm³ pro Jahr) gestellt wurden.
Die Erfahrung zeigt, dass nicht alle Anträge positiv bewertet werden, und sich auch nicht alle
Anlagen wirtschaftlich darstellen lassen. Diese Annahme wird auch durch vom Department
of Energy Office of Fossile Fuels vergebene Studien bestätigt. In diesen Studien, die sich mit
den Auswirkungen von LNG-Exporten beschäftigen, wird von einem Bereich um die 60 Mrd.
Nm³ pro Jahr ausgegangen.
2.5.5
Abschätzung der Preisauswirkungen von US-LNG-Exporten
Da LNG-Exporte in einer Wechselwirkung mit der Liquidität des Erdgasmarktes in den USA
stehen, sind Erdgaspreisauswirkungen auf den US-Markt zu erwarten. Diese Auswirkungen
sind abhängig von der exportierten Menge respektive vom inländischen Bedarf. Der inländische Bedarf hängt stark von der wirtschaftlichen Entwicklung ab. Anziehende Erdgaspreise
würden stärkere Bohraktivitäten nach sich ziehen, welche wiederum zur Dämpfung der
Erdgaspreiserhöhung beitragen würden.
Aufgrund dieser Erwartungen und aufgrund der Berücksichtigung dieser Entwicklungen für
eventuelle Exporte in Non-FTA-Länder wurden, wie bereits erwähnt, entsprechende Studien
in Auftrag gegeben, um die Auswirkungen zu bewerten. Gemäß den Resultaten dieser
Studien sind folgende Auswirkungen auf die Henry-Hub-Preise zu erwarten (Cheniere,
2013):
Tabelle 2-32:Erwartete Erhöhung des Gaspreises am Henry-Hub durch US-LNG-Exporte im
3
Ausmaß von 6 Bcf/Day (ca. 60 Mrd. Nm /Jahr), in Abhängikeit der Exportsteigerungsrate
und in Abhängigkeit des in den USA geförderten Erdgasvolumens. Quelle: (Cheniere, 2013)
Studienersteller
EIA
Deloitte
NERA
Preiserhöhung am Henry-Hub in $/MMBTU
Preiserhöhung in %
0,50
9
0,15 (zwischen 2016 – 2030)
2,7
0–0,33 ab Exportstart; 0,22–1,11 5 Jahre später
0–6 bzw. 4– 20
Alle Studien stellen positive Nettoeffekte auf der wirtschaftlichen Makroebene dar (Cheniere,
2013). Deloitte kommt zu der Schlussfolgerung, dass sich der Henry-Hub-Preis zwischen
2016 und 2030 um $ 0,15/MMBTU erhöhen würde. In Asien würden die durchschnittlichen
Preise um ca. 0,4–0,6 $/MMBTU sinken. In Europa wäre die Preisreduktion noch höher.
Diese würde sich im Bereich zwischen 0,4–0,7 $/MMBTU (€1,03–1,8/MWh) bewegen
(Cheniere, 2013).
Nachdem die Verflüssigungsanlage Sabine Pass Liquefaction LLC bisher die erste und
einzige Anlage ist, die auch eine Exportgenehmigung für Non-FTA-Länder erhalten hat, ist
die Analyse dieser Anlage hinsichtlich Inbetriebnahmezeitpunkt, Preise für die abgeschlossenen Long Term Take or Pay-Verträge und der Vertragspartner von maßgeblichem Interesse.
68
Aus der folgenden Grafik (Abbildung 2-47) sind der anvisierte sowie der garantierte Inbetriebnahmezeitpunkt für die unterschiedlichen Verflüssigungsschienen (Trains) 1–4 ersichtlich. Daraus geht hervor, dass die USA spätestens ab Anfang 2017 LNG exportieren werden. Der anvisierte DFCD (Date of First Commercial Delivery) ist mit Mitte 2016 [für British
Gas (BG)] festgelegt.
Abbildung 2-47: Anvisierte und garantierte Inbetriebnahmezeitpunkte für die unterschiedlichen Verflüssigungsschienen von Sabine Pass Liquefaction.Quelle: (Cheniere,
2013).
Ausgehend von einem regionalen Gaspreis, der ca. 11–15% des Rohöls ausmacht (Gaspreis in $/MMBTU, Rohölpreis in $/Barrel), stellen sich die Lieferkosten und die Preisdeltas
zwischen den Lieferkosten und den anlegbaren Preisen wie folgt dar.
Tabelle 2-33: Lieferpreis in den unterschiedlichen Regionen und Preisdeltavergleich
(Cheniere, 2013).
($/MMBTU)
Americas
Europa
Asien
Henry Hub
4,00
4,00
4,00
Liquefaction
3,00
3,00
3,00
Shipping
0,75
1,25
3,00
Fuel/Basis
0,60
0,60
0,60
Delivered Cost
8,35
8,85
10,60
Gas price in Relation to
Crude oil Price
15%
12%
15%
Regional Price
15,00
12,00
15,00
Margin
6,65
3,15
4,40
Die IEA gibt im WEO 2103 ebenfalls indikative Abschätzungen der Kostenbereiche (in
$/MMBTU) für die Verflüssigung und den Transport von LNG – auf Basis 2020 – an. Die
sehr große Bandbreite für die Verflüssigung ergibt sich aus den Investitionskosten in die
69
Liquefaction-Terminals. Falls bestehende Regasification-Terminals in Liquefaction-Terminals
umgewandelt werden, können die bestehenden LNG-Tanks, das Piping, Ankervorrichtungen
für das Anlegen der Tanker, Ent- und Beladevorrichtungen, Steuerungssystem und andere
Komponenten des Regasification-Terminals genutzt werden. Somit ergeben sich im Vergleich zu einem Greenfield-Investment LNG-Liquefaction-Terminal bedeutende Kostenvorteile. Der sehr weite Kostenbereich bei den LNG-Shipping-Kosten ergibt sich hauptsächlich
aus der Skalierung der LNG-Tanker (Economies of Scale), des Alters bzw. der Auslastung
der LNG-Flotte etc. Bei noch größerer Nachfrage nach LNG-Transporten werden auch
Investments in zusätzliche LNG-Tanker – mit sinkenden LRMC – notwendig.
Tabelle 2-34: Indikative Kostenabschätzungen für die Verflüssingung von Erdgas und den
Transport von LNG. Quelle: IEA: WEO 2013, p. 133.
Da CHENIERE – als Projektentwickler und Operator von Sabine Pass – über detaillierte
Kostenpositionen der Anlage verfügt, wurden die Daten von CHENIERE für die LNGExportkostenkalkulation herangezogen.
Wenn man die Angaben von CHENIERE mit den Verträgen zwischen British Gas (BG), Gas
Natural Fenosa, Korea Gas und GAIL (Indien) und dem Betreiber der Verflüssigungsanlage
Sabine Pass, CHENIERE, in Zusammenhang bringt, ergeben sich nachstehende Lieferkosten.
Der Free-On-Board (FOB)-Preis für die Verträge zwischen CHENIERE einerseits und BG,
Gas Natural Fenosa, Korea Gas und GAIL andererseits, ergibt sich aus der Summe des
Henry-Hub-Preises (inkl. eines 15%-Aufschlags) und der Verflüssigungskosten – basierend
auf der entsprechenden Vertragsformel (Cheniere, 2013):
P (LNG) = 1,15 * HH + B
Legende:
P = Preis für LNG FOB
HH = Erdgaspreis am Henry Hub
B = Proxy für die Verflüssigungskosten
Die Variation von B unter den Abnehmern ist in Tabelle 2-35 dargestellt.
70
Tabelle 2-35: Gaspreisaufschlag für den Proxy für die Verflüssigungskosten je Abnehmer
Abnehmer
B [$/MMBTU]
BG
2,52
Gas Natural Fenosa
2,49
Korea Gas
3,00
GAIL
3,00
Bei einem angenommenen Erdgaspreis von $ 4/MMBTU am Henry Hub ergeben sich bei
Einspeisung in das Erdgasnetz im Lieferland die Kosten in Tabelle 2-36.
Tabelle 2-36: Kosten bei Einspeisung in das Erdgasnetz im Lieferland (bei einem
angenommenen Erdgaspreis von $ 4/MMBTU am Henry Hub). Quelle: Berechnungen durch
AEA - abgeleitet von (Cheniere, 2013)
($/MMBTU)
BG
Gas Natural
Korea Gas
GAIL
FOB
7,12
7,09
7,60
7,60
Shipping
1,25
1,25
3,00
3,00
Fuel Basis
0,60
0,60
0,60
0,60
Delivery Cost
8,97
8,94
11,20
11,20
Ca. Entry Kosten
0,25
0,20
N.A.
N.A
ca. 9,22
ca.9,14
N.A
N.A
ca. 10,40
(€ 26,7/MWh)
N.A
Proxy Japan:
15,5
Preisdelta in $/MMBTU
ca. 1,18
N.A
ca. 4,3
Preisdelta in %
ca. 11,4
N.A
27,7
Preis in der Regelzone
Anlegbarer Preis/Hubpreis
$/MMBTU (€/MWh)
Wenn man den Preis am Central European Gashub (CEGH) in der Höhe von ca.
$ 10,6/MMBTU (ca. € 27,2/MWh) mit dem Preis am National Balancing Point (NBP) in Großbritannien vergleicht, so sieht man, dass im günstigen Fall am CEGH ein Preisdelta (aus der
Sicht des Verkäufers am CEGH) von ca. $ 1,4/MMBTU (€ 3,6/MWh) erreicht werden kann.
Dies entspricht ca. 13%.
Gegenüber dem Preis am Hub Net Connect Germany (NCG) in der Höhe von ca.
$ 10,5/MMBTU (ca. € 26,9/MWh) ergäbe sich ein Preisdelta (aus der Sicht des Verkäufers)
von € 1,3/MMBTU (ca. € 3,3/MWh). Dies entspricht einem Preisdelta von ca. 12,4%.
Wenn man den Preis der langfristigen Take-or-Pay-Verträge als Maßstab anlegt und von
einem geschätzten Preis von ca. $11,3–11,7/MMBTU (€ 29 -31/MWh) ausgeht, so ergibt
sich ein Preisdelta von 22 bis 31% im Vergleich zum Preis am NBP. (Aufgrund der kürzlich
erfolgten Senkung der Preise der langfristigen Take-or-Pay-Verträge für Österreich ergibt
sich ein niedrigeres Preisdelta).
Es wird ausdrücklich darauf hingewiesen, dass sich die Preisunterschiede auf den NBP
beziehen und ein Transport von UK nach Österreich mit zusätzlichen Transportkosten (Entry-/Exit-Tarife in den jeweiligen zu durchquerenden Regelzonen) belastet werden müsste,
außer es erfolgt ein Abtausch des Gases zwischen NBP und dem CEGH, welcher die
71
Transportkosten reduzieren könnte. Darüber hinaus geht man sehr oft davon aus, dass der
Verkauf des US-LNG-Volumens auf Kostenbasis erfolgt. Dies ist mit der anfänglich nach
Europa importierten Menge unwahrscheinlich, da der US-LNG-Importeur versuchen wird,
seinen Gewinn zu optimieren und sich so nahe wie möglich am anlegbaren Preis am NBP
orientieren wird.
3
Wie bereits erwähnt, geht Deloitte – bei einem Export von 60 Mrd. Nm /Jahr aus den USA,
erwartet im Jahr 2030, und bei teilweisen Importen dieses Volumens nach Europa – von
einer Preisauswirkung von – (0,4–0,7) $/MMBTU (€ 1,03–1,8/MWh) auf den europäischen
Preis aus.
18
Gemäß IEA stellen sich die Kosten für den Transport von LNG aus den USA (Golf von
Mexiko) wie aus der nachstehenden Grafik ersichtlich dar.
Abbildung 2-48: Indikative Kosten der LNG-Exporte aus den USA (zu derzeitigen Preisen)
Quelle: IEA, WEO 2103, Presentation to Press
http://www.worldenergyoutlook.org/media/weowebsite/2013/LondonNovember12.pdf
Die von der IEA kalkulierten Kosten stimmen mit den eigenen Berechnungen – basierend
auf den Daten von CHENIERE – überein. Dies insbesondere wenn man berücksichtigt, dass
die IEA keine Entry-Kosten („Entry Paid“) für den Handel am virtuellen Hub inkludiert hat.
2.5.6
Mögliche Auswirkungen der US-Schiefergasförderung auf europäische
Gaspreise
In diesem Abschnitt, welcher sich primär auf die Ausführungen von Rogers (Stern, 2012, S.
375ff) und der IEA (IEA, 2013, S. 133f) stützt, wird implizit davon ausgegangen, dass im
betrachteten Zeitraum keine signifikanten Shale-Gas-Mengen in Europa produziert werden.
Die Fragestellung lautet, welche Voraussetzungen für einen Wettbewerb zwischen den
Preissetzungsmechanismen in den Regionen Asien, Europa und Nordamerika und den
dadurch generierten Auswirkungen erforderlich sind. Die angenommenen Preisbildungsmechanismen stellen sich wie folgt dar:
18
IEA, WEO2013, Presentation to Press:
http://www.worldenergyoutlook.org/media/weowebsite/2013/LondonNovember12.pdf
72
■
In Nordamerika erfolgt die Preisbildung auf den Erdgashubs. Der Henry Hub ist der
diesbezüglich bekannteste und einflussreichste Hub.
■
In Europa ist die Umstellung von ölgebundenen (korrekter Ölprodukten) langfristigen
Take-or-Pay-Verträgen auf hubbasierte Verträge im Laufen, wobei die Auswirkungen der
russischen Erdgaslieferungen auf Basis der ölgebundenen Take-or-Pay-Verträge analysiert werden.
■
In Asien wird der Großteil der LNG-Lieferungen auf Basis von langfristigen RohölpreisBindungen ausgeführt. Die Bezugsgröße ist der Japanese Customs Cleared Rohölpreis
(oft als Japanese Crude Cocktail bezeichnet).
Gemäß Rogers sind folgende drei Voraussetzungen für den Wettbewerb zwischen den
Preisbildungsmechanismen und deren Kundenpreisauswirkungen erforderlich:
■
Es muss die erforderliche Gasinfrastruktur vorhanden sein, die es erlaubt, das Erdgas
zwischen den oben genannten Regionen zu bewegen. Zusätzlich müssen ausreichend
Volumina jenes Erdgases vorhanden sein, welches „umgeleitet“ werden kann. D.h., dass
Erdgasinfrastruktur vorhanden ist, welche es zulässt, dass umleitbares LNG zu den drei
Regionen transportiert werden kann. Diese Erdgasinfrastruktur muss es auch möglich
machen, dass ölindexiertes, nach Europa transportiertes Pipelinegas auf die umgeleiteten LNG-Transporte reagieren kann. Somit sind in Nordamerika ausreichend LNGVerflüssigungsanlagen, welche – im Falle des Nichtgebrauchtwerdens (falls die Shale
Gas-Produktion tendenziell sinkt) – wieder in Regasification-Terminals umgebaut werden können, erforderlich.
In Europa wird sowohl von ausreichender LNG-Regasification als auch von ausreichend
Pipelinekapazität ausgegangen. In Asien sind ebenfalls ausreichend LNG-Regasification
Kapazitäten vorhanden.
Um diese LNG-Regasification-Kapazitäten bedarfsabhängig nutzen zu können, sind
auch die notwendigen Volumina von umleitbarem LNG sicherzustellen. Die nachstehende Grafik zeigt die im Jahr 2008 vorherrschenden Verträge, aufgeteilt nach kommittierten, nichtkommittierten und Eigenbedarfsvolumina.
73
Abbildung 2-49: Vorherrschende Verträge im Jahr 2008, sortiert nach kommittierten,
nicht-kommittierten und Eigenbedarfsvolumina. Quelle: Jensen, J.T.: LNG – Expanding
the Horizons of International Gas Trade: Conference of the Association of International
Petroleum Negotiators, May 2009.
Es kann davon ausgegangen werden, dass zwischenzeitlich der Anteil der nichtkommittierten und der Eigenbedarfsvolumina gestiegen ist und auch weiterhin steigen wird.
■
Die Versorgungsketten müssen so aufgebaut sein, dass sie eine Umleitung des Erdgases zu den jeweiligen Regionen – als Reaktion auf ein Angebots- und Nachfrageungleichgewicht und Preisunterschiede – zulassen. Als Beispiel sei hier Großbritannien
genannt, da dort die Nachfrage mittels der Inlandsproduktion, LNG (langfristige und
Spotverträge) und ölindexierten Erdgaslieferungen sichergestellt werden kann. Letztere
erfolgen durch die Verbindungsleitungen zwischen Kontinentaleuropa und England.
Falls das Spot Gas in Großbritannien billiger als das ölindexierte Erdgas ist, wird Erdgas
von England nach Kontinentaleuropa fließen, bis sich Preisgleichheit eingestellt hat oder
bis die minimale – aus dem Take-or-Pay-Vertrag resultierende – Abnahmemenge nicht
unterschritten wird und dadurch der Arbitragevorgang gestoppt wird. Falls das ölindexierte Erdgas billiger als Spot-Gas in Großbritannien ist, wird dieses solange von Kontinentaleuropa nach England fließen, bis ein Preisausgleich stattfindet oder bis die maximale
– aus dem Take-or-Pay-Vertrag resultierende – Abnahmemenge nicht überschritten wird
und dadurch der Arbitragevorgang gestoppt wird.
■
74
Die Motivation und Möglichkeit, dass sich einer oder mehrere der drei Agenten in einer
regionalen Versorgungskette von ölindexierten Verträgen abbringen lässt/lassen und
stattdessen hubbasierte Preisbildungsmechanismen zur Anwendung kommen. Die
nachstehende Abbildung 2-50 zeigt die drei Agenten und ihre Motivationen bei Vorhandensein (Annahme) von ölindexierten Lieferverträgen und der Rahmenbedingung, dass
entweder vertragliche Bindungen oder regulatorische Vorschriften diese Agenten daran
hindern, ihre Präferenzen zu erreichen.
Abbildung 2-50: Die drei Agenten und ihre Motivationen bei Vorhandensein (Annahme)
von ölindexierten Lieferverträgen, Rahmenbedingungen und Kriterien. Quelle: Stern, J.:
The Pricing of Internationally Traded Gas, 2012, S. 389.
Ausgehend von diesen Kriterien untersucht Rogers die Preisauswirkungen bei Annahme
folgender Kostenkomponenten:
■
Henry Hub Preis $ 6,5/MMBTU (€ 16,64/MWh)
■
Verflüssigungskosten von $ 2/MMBTU (€ 5,12/MWh)
■
Transportkosten von $ 1/MMBTU (€ 2,56/MWh)
■
Kosten für die Wiederverbringung in den gasförmigen Zustand von $ 0,5/MMBTU (€ 1,28
MWh)
und unter Kombination der Annahmen:
■
Hohe Nachfrage in Asien und niedrige US-Inlandsproduktion
■
Geringe Nachfrage in Asien und niedrige US-Inlandsproduktion
■
Hohe Nachfrage in Asien und hohe US-Inlandsproduktion
■
Geringe Nachfrage in Asien und hohe US-Inlandsproduktion
75
Szenario „Hohe Nachfrage in Asien und niedrige US-Inlandsproduktion“
Diese Annahme impliziert, dass die USA über einen relativ kurzen Zeitraum zu einem gro3
ßen LNG-Importeur werden, wobei die Importe auf 57 Mrd. Nm /a steigen (siehe nachstehende Grafik).
Abbildung 2-51: Nordamerikanische LNG-Importe und -Exporte im Zeitraum 2008–2025.
Quelle: Waterborne LNG zitiert in (Stern, 2012, S. 404); nach 2011 Analysen von Rogers;
ebendort.
Ebenso impliziert diese Annahme – wie aus der nachstehenden Grafik ersichtlich – einen
hohen LNG-Bedarf im asiatischen Raum.
Abbildung 2-52: Globale LNG Disposition 2008 – 2025. Quelle: Waterborne LNG zitiert in
(Stern, 2012, S. 403), S. 403; nach 2011 Analysen von Rogers; ebendort.
Man sieht in diesem Szenario, dass die größten Steigerungsraten in der LNG-Versorgung in
Europa und China, gefolgt von den USA, erreicht werden.
76
Als Reaktion auf diese Entwicklung nehmen die Pipelinegaslieferungen aus Russland nachstehende Ausmaße an.
Abbildung 2-53: Russische Lieferungen via Pipelines 2005–2025. Quelle: Waterborne LNG
zitiert in (Stern, 2012, S. 404); nach 2011 Analysen von Rogers; ebendort.
Die Abbildung 2-53 verdeutlicht, dass unter diesen Annahmen die minimalen – aus den
langfristigen Take-or-Pay-Verträgen resultierenden – Abnahmemengen eingehalten werden,
wobei angenommen wird, dass Russland diese abgesetzten Mengen in der postölindexierten Zeit zu verteidigen versuchen wird.
Ausgehend von diesen regionalen Lieferungen ergibt sich folgendes modellgeneriertes
Preisszenario:
Abbildung 2-54: Regionale Preistrends 2010–2025. Quelle: BP Statistical Review of World
Energy, zitiert in (Stern, 2012, S. 404); nach 2011 Analysen von Rogers; ebendort.
77
Die angenommenen Rahmenbedingungen führen zu einem sehr steilen Preisanstieg in den
USA. Dieser Preisanstieg wird hervorgerufen durch die geringe Inlandsproduktion bei gleichzeitig hohem Bedarf in Asien. Ebenso ist auch am NBP von einem starken Preisanstieg
auszugehen. D.h., dass sich zwischen Amerika, Europa und Asien ein Wettbewerb um das
am Markt befindliche LNG entwickelt. Daraus resultierend zeigt sich, dass Russland die
Hubpreise am gewünschten Niveau halten kann und gleichzeitig zumindest das Minimum
der Vertragsmenge ohne Probleme absetzen kann.
Szenario „Geringe Nachfrage in Asien und niedrige US-Inlandsproduktion“
Abbildung 2-55 zeigt, dass in diesem Szenario die mit Abstand größten LNGBedarfssteigerungen in Europa, gefolgt von den USA, zu erwarten sind. Dies ist insofern
erklärbar, als dieses Szenario von einem geringen Bedarf in Asien ausgeht.
Abbildung 2-55: Globale LNG Disposition 2008–2025. Quelle: Waterborne LNG zitiert in
(Stern, 2012, S. 405); nach 2011 Analysen von Rogers; ebendort.
78
Die obige Abbildung 2-56 zeigt, dass bis 2016 die von Russland gewünschten Mengen in
Europa abgesetzt werden können, aber im Anschluss die Lieferungen stark sinken. Dies
liegt daran, dass Russland versucht, die Hub-Preise hoch zu halten, dies aber auf Kosten
der abgesetzten Mengen, die sich stark reduzieren.
Um die Position Russlands etwas näher zu analysieren, wurden Restriktionen zweiter Ordnung eingeführt, nämlich dass einige LNG-Verflüssigungsanlagen mit einer geringeren
Realisationswahrscheinlichkeit behaftet werden und dass Russland auf alle Fälle eine Ex3
portmenge von 150 Mrd. Nm /a absetzen möchte.
Falls man dieser Annahme folgt, ergeben sich folgende Effekte: „Überschuss-LNG“, welches
ursprünglich für Europa bestimmt war, wird in die USA umgeleitet. Diese Mengen haben
eine Auswirkung auf die Speicherinhalte, die Inlandsproduktion und auch auf die Preise.
D.h., dass – aufgrund der LNG-Arbitragemöglichkeiten – auch die europäischen Hubpreise
und die LNG-Spotpreise in Asien diesem Preisverfall folgen, jedoch unter Berücksichtigung
der unterschiedlichen LNG-Transportkosten.
79
Obwohl in diesem Szenario der Preisunterschied zwischen den LNG-Spotpreisen und den
JCC-basierten Preisen in Asien sehr hoch sein kann, ist davon auszugehen, dass – aufgrund der relativ kurzen Zeitdauer der großen Preisunterschiede – die JCC-basierten Preise
bestehen bleiben würden.
Ebenso sei ausdrücklich festgehalten, dass in jenen Perioden, wo die hubbasierten Preise
sehr niedrig sind, die Endkunden nicht gewillt wären, die ölindexierten Preise zu akzeptieren.
Aus diesem Grund würden sich wahrscheinlich bekannte Szenarien aus den Zeiträumen
2009–2011 einstellen – in welchen die Versorger einerseits die langfristigen Take-or-PayMengen abnehmen mussten, aber die diesbezüglichen Preise nicht an den Endkunden
weiterreichen konnten. Daher generierten die Versorger Verluste, die das Überleben der
Versorger gefährdeten.
Szenario „Hohe Nachfrage in Asien und hohe US-Inlandsproduktion“
Aufgrund der hohen US-Inlandsproduktion würden – zusätzlich zu den ohnehin geplanten
LNG-Verflüssigungsanlagen von anderen LNG-Versorgern – auch in den USA und Kanada
LNG-Verflüssigungskapazitäten aufgebaut werden. Falls diese LNG-Verflüssigungszusatzkapazitäten nicht zu einer Änderung der Zeitpläne der anderen LNG-Versorger führen,
werden diese Zusatzkapazitäten im Atlantic Basin landen. Darüber hinaus wird angenommen, dass sich aufgrund dieser LNG-Verflüssigungszusatzkapazitäten die Nachfrage nach
Erdgas in Asien und Europa nicht ändert. Somit würde es zu einer Angleichung der Henry
Hub-Preise und der europäischen Hubpreise kommen, wobei die Verflüssigungskosten, die
Transportkosten, die Kosten für die Überführung des LNG in einen gasförmigen Zustand
plus die Entry in die europäischen Marktgebiete zum Henry Hub-Preis addiert werden müssten. Die gesamten Zusatzkosten belaufen sich in dieser Modellannahme auf $ 3,5/MMBTU
(€ 9/MWh).
80
Aus der Abbildung 2-59 wird ersichtlich, dass die US LNG-Verflüssigungskapazitäten zu
höheren LNG-Importen in Europa führen. Diese höheren LNG-Importe nach Europa führen
wiederum dazu, dass die Pipelinegasimporte aus Russland nach 2014 zu sinken beginnen
und ab 2020 unter die Take-or-Pay-Menge fallen (siehe Abbildung 2-60).
Die LNG-Exporte aus den USA führen – aufgrund steigender Preise – zu einem Produktionsanstieg, welcher wiederum zu einem weiteren Anstieg der LNG-Exporte aus den USA
führt – wie aus der nachstehenden Grafik (Abbildung 2-61) ersichtlich, bis der Henry HubPreis auf einen Wert von $ 6,5/MMBTU (€ 16,7/MWh) steigt.
81
Quelle: Waterborne LNG zitiert in (Stern, 2012, S. 411); nach 2011 Analysen von Rogers
ebendort.
Energy, zitiert in (Stern, 2012, S. 411); nach 2011 Analysen von Rogers ebendort.
Wie man sieht, hat dieses Szenario eine sehr große Auswirkung auf die Pipelinegasimporte
aus Russland (siehe Abbildung 2-62). D.h. dass Russland nicht einmal mehr die Take-orPay-Menge absetzen könnte. Dies könnte dazu führen, dass Russland von einer Preisfokussierung (relativ hohe Preise für die Take-or-Pay-Mengen) auf eine Exportmengenfokussierung abstellen müsste. Daraus ergäbe sich ein wesentlich niedrigerer Pipelineimportgaspreis
für das russische Erdgas und resultierend daraus würden sich die russischen Exportmengen
nach Europa wie folgt darstellen.
82
Aus der obigen Ableitung ergäben sich stark reduzierte bis keine US LNG-Exporte nach
Europa (siehe Abbildung 2-64).
Quelle: Waterborne LNG zitiert in (Stern, 2012, S. 413); nach 2011 Analysen von Rogers
ebendort.
Diese Entwicklung beruht auf folgendem Preisszenario. Man sieht, dass die Preise in Europa
in einem sehr kurzen Zeitraum sehr stark sinken würden – sogar geringfügig unter die Henry
Hub-Preise. Der schattierte Bereich bildet jenen Preisbereich ab, in welchem die europäischen Preise weder einen Anreiz für die Umleitung von umleitbarem (also nicht kommittierten) LNG von anderen LNG-Versorgern (nicht US-LNG-Versorger) von Europa nach Nordamerika setzen, noch besteht ein Anreiz für LNG-Transporte von Nordamerika nach Europa.
Man kann davon ausgehen – obwohl im Modell nicht berücksichtigt –, dass diese Preisverläufe zu einer erhöhten Gasnachfrage in Europa wie auch in Asien führen würden.
83
Energy, zitiert in (Stern, 2012, S. 413); nach 2011 Analysen von Rogers ebendort
Die AEA sieht einen Preisverfall in diesem Ausmaß aus folgenden Gründen als nicht sehr
wahrscheinlich an. Analysiert man die aus diesem Szenario folgenden europäischen Preise
und vergleicht sie mit den prognostizierten Kosten des russischen Pipelinegases (loco
Europa), so wird ersichtlich, dass Gazprom bei Preisen von < $ 4/MMBTU (€ 10,26/MWh)
keine Gewinnmarge erwirtschaften würde. Selbst wenn der russische Staat sowohl auf den
Förderzins (Mineral Extraction Tax) als auch die Exportsteuer (Russian Export Duty) verzichtete (die Größenordnung dieser Beträge ist aus der Abbildung 2-66 ersichtlich) wäre die
Gewinnmarge für Gazprom relativ klein. Dies über einen Zeitraum von ca. vier Jahren.
Das würde bedeuten, dass Gazprom keine Rücklagen – selbst bei Förderung aus Lagerstätten mit sehr niedrigen Produktionskosten (was derzeit der Fall ist) – für die Erschließung von
neuen Lagerstätten bilden könnte. Da sich die meisten neuen Lagerstätten in Russland, wie
beispielsweise das Stohkman Feld, in unwirtlichen Gegenden befinden, wären die Produktionskosten hoch. Dies könnte dazu führen, dass Gazprom sich weiterhin auf den Preis fokussiert und dafür geringere Absatzmengen in Kauf nimmt.
84
Abbildung 2-66: Kosten des russischen Pipelinegases loco Europa. Quelle: Bros, T.: Should
th
we all move to Henry Hub pricing; Flame Conference 14 March 2013, S. 27.
Darüber hinaus ist zu berücksichtigen, dass US-LNG-Exporteure versuchen würden, einen
Deckungsbeitrag zur Abdeckung der fixen Kosten zu erarbeiten oder zumindest – über kurze
Zeiträume – den Grenzpreis (SRMC) zu erzielen.
19
Da die jährlichen Betriebskosten (OPEX) ca. 1,5–3% der Investition (CAPEX) ausmachen
(die CAPEX wurden für die Anlagen Sabine Pass mit ca. $ 630/Tonne errechnet (Cheniere,
2013, S. 21ff)), würden sich für die gesamte Versorgungskette OPEX in der Höhe von ca.
$ 1,25–2,25/MMBTU (€ 3,2–5,77/MWh) ergeben. Wenn man die OPEX der gesamten Versorgungskette zu den Kosten (Henry Hub-Preis) des Erdgases sowie den Entry Tarif
($ 0,25/MMBTU) addiert, ergeben sich Grenzkosten in der Höhe von ca. $ 5,5–6,50/MMBTU
(€ 14,1–16,7/MWh). Über einen kurzen Zeitraum wäre es auch denkbar, dass der Erdgaspreis am Henry Hub sinkt und man die SRMC mit < $ 5,5/MMBTU (€ 14,1/MWh) ansetzen
kann, aber wahrscheinlich nicht über einen Zeitraum von > 4 Jahren.
Daher wären kurzfristig Preise von $ 5,5–6,50/MMBTU möglich, aber es ist wenig wahrscheinlich, dass die Preise auf ca. $ 4/MMBTU fallen würden. Katar könnte zwar seine
Anforderung der Vollkostendeckung für LNG-Lieferungen nach Europa in der Höhe von
$ 4,6–4,8/MMBTU für kurze Perioden unterlassen und ebenfalls mit SRMC kalkulieren, aber
wahrscheinlich würde sich Katar – als Swing-Supplier (entweder nach Europa oder Asien)
verstärkt nach Asien wenden, um dort gegen hochpreisiges LNG aus Australien zu konkurrieren, um höhere Gewinne zu erwirtschaften.
Russland würde wahrscheinlich auch keinen Grund sehen, um bedeutend unter die anlegbaren Preise zu gehen. Trotzdem müsste sich Russland von der Preisfokussierung auf die
Mengenfokussierung umorientieren.
19
White N.: Rules of Thumb for Screening LNG Developments, Perth 2/10/12, S. 11 oder eigene Kalkulation
basierend auf Angaben Interoil, Visaggio C.: Economics and Financing of Integrated Gulf LNG Project. September
2012, S. 14
85
Szenario „Geringe Nachfrage in Asien und hohe US-Inlandsproduktion“
Die Kombination aus geringer Nachfrage in Asien und einer hohen US-Inlandsproduktion
stellt die russischen Pipelinegasimporte vor extreme Herausforderungen, weil der LNGAnteil in Europa sehr stark ansteigt (siehe folgende Abbildung 2-67).
Abbildung 2-67: Globale LNG Disposition 2008– 2025. Quelle: Waterborne LNG zitiert in
Daraus resultiert ein stark sinkender Anteil des russischem Erdgases in Europa, welcher im
Jahr 2025 einen niedrigen Wert aufweist – unter der Annahme, dass Russland den NBPPreis auf einem Niveau von $ 9/MMBTU (€ 23/MWh) halten möchte – also preisfokussiert
operiert.
86
Die oben getroffenen Modellannahmen würden zu folgenden Preisverläufen führen.
Aufgrund dieser sehr stringenten Annahmen wurde eine Remodellierung durchgeführt und
es wurde davon ausgegangen, dass Russland eine Mindestmenge in Europa absetzen
möchte. Darüber hinaus wurde die Realisierungswahrscheinlichkeit von zukünftigen NichtUS-LNG-Verflüssigungsanlagen auf lediglich 20% gesetzt.
Daraus ergeben sich folgende Entwicklungen. Russland würde die angenommenen
3
150 Mrd. Nm pro Jahr nach Europa liefern und sich somit von der Preisfokussierung auf die
Mengenfokussierung umstellen (siehe Abbildung 2-70).
87
Aus der Mengenfokussierung von Russland würden in Europa Preise folgen, die LNGImporte aus Nordamerika unwirtschaftlich machen würden.
Quelle: Waterborne LNG zitiert in (Stern, 2012, S. 418); nach 2011 Analysen von Rogers;
ebendort.
Die Preise, die sich aus der Mengenfokussierung von Russland ergeben würden, sind in der
nachstehenden Abbildung 2-72 dargestellt.
Abbildung 2-72: Regionale Preistrends 2010 – 2025. Quelle: BP Statistical Review of World
Durch dieses Szenario werden auch Preise von unter $ 4/MMBTU (€ 10,26/MWh) generiert.
Auch diesen starken Preisverfall sieht die AEA in diesem Ausmaß nicht als sehr wahrscheinlich an. Siehe Begründung unter „Hohe Nachfrage in Asien und hohe US Inlandsproduktion“. Mit dem Unterschied, dass Katar wahrscheinlich knapp über den Vollkosten anbieten
könnte und trotzdem noch immer konkurrenzfähig zu den anderen Wettbewerbern – insbe-
88
sondere zu den LNG-Exporten aus den USA nach Europa – bleiben würde und gleichzeitig
einem Konkurrenzkampf in Asien (Annahme: geringe Nachfrage in Asien) aus dem Weg
gehen könnte.
Somit wäre ein Preis von $ 4,6–4,8/MMBTU (€ 11,8–12,3/MWh) kurzfristig möglich, aber
wahrscheinlich nicht über einen Zeitraum von etlichen Jahren. Dies auch vor dem Hintergrund, dass eine LNG-Exportkapazität aus den USA in der Größenordnung von ca. 60 Mrd.
3
Nm /Jahr eine gewisse Zeitspanne für den Aufbau braucht.
Ad Abschätzung der regionalen Preise durch die IEA
Die IEA geht in ihren Abschätzungen, welche sich bis 2035 erstrecken, davon aus, dass es
im Erdgassektor keinen globalen Preis geben wird. Dieser Ansatz wird damit begründet,
dass die Transportkosten – aufgrund der relativ niedrigen Energiedichte – einen signifikanten Einfluss haben und dieser Einfluss auch im Fall des Transportes von verflüssigtem
Erdgas bestehen bleiben würde. D.h., dass selbst in einem „fully converged“ Gaspreisszenario substanzielle Preisunterschiede in den unterschiedlichen Regionen gegeben sein
werden. Somit kalkuliert die IEA die möglichen Gaspreisentwicklungen für die Szenarien
„Gas Price Convergence Case“ und „New Policies Scenario“ (Abbildung 2-73).
Abbildung 2-73 Entwicklung der regionalen Preise für den „Gas Price Convergence Case“
(GPCC) und das „New Policies Scenario“ (NPS). Quelle: IEA: WEO 2103 p. 134
Man sieht, dass im GPCC das Preisdelta zwischen den USA und Europa von ca.
$ 7,8/MMBTU im Jahr 2013 auf ca. $ 5/MMBTU sinkt. Dies liegt daran, dass der Erdgaspreis
in Europa vorübergehend sinkt, um im Jahr 2035 das jetzige Niveau relativ geringfügig zu
überschreiten. Das Verhältnis der Gaspreise verschiebt sich von nunmehr 1:3 auf dann
1:1,7.
Im NPS verändert sich das absolute Preisdelta von $ 7,8/MMBTU auf ca. $ 6/MMBTU. Dies
liegt an der etwas größeren (absolut und relativ) Preissteigerung der Erdgaspreise in den
USA im Vergleich zu Europa. Das Verhältnis der Preise in Europa zu den Preisen in den
USA verschiebt sich von ca. 1:3 auf 1:2, obwohl der absolute Preisunterschied sich „lediglich“ um 23% verringert.
89
2.6 Potentiale für unkonventionelle Erdgasgewinnung
Obwohl das zukünftige Potenzial des Unconventional Gas, (in dieser Arbeit liegt der Fokus
auf Shale Gas) zentral für die nächsten Schritte in diesem Sektor ist, ist dessen Größenordnung nach wie vor umstritten. Die Unsicherheit betreffend Ressourcen basiert einerseits auf
der Qualität der zu Grunde gelegten Daten, andererseits auf nicht konsistenten Definitionen
und deren Anwendungen.
2.6.1
Klassifizierung von Ressourcen und Reserven
Um eine plausible und konsistente Darstellung der Potenziale des Unconventional Gas
(siehe 2.5.1) zu ermöglichen, wurden folgende Begriffe angewendet (ICEPT, September
2012, S. 7f):
■
Original Gas In Place (OGIP) is the total volume of natural gas that is estimated to be
present in a given field, play or region. This volume is never recoverable, with the fraction of this gas that can be recovered referred to as the recovery factor. This is a key factor in estimating gas availability and can vary significantly depending on geological conditions, technologies used, and the prevailing economic environment.
■
Ultimate Recoverable Resources (URR) is the sum of all gas expected to be produced
for a field or region over all time. This estimate therefore includes not only gas already
produced, and gas resources already discovered, but gas which is not currently producible either technically or economically but is expected to be so in the future, and the undiscovered gas (using both of the above interpretations) which is expected to be discovered in the future. This definition is therefore sensitive to a range of assumption about future gas prices, future technological developments, and future discovery rates. URR is
closely related to Estimated Ultimate Recovery (EUR) which is commonly used to refer
to single well but for all other purposes is synonymous.
■
Technically Recoverable Resources (TRR) is the gas producible with current technology,
but excluding economic constraints. However, there is some ambiguity as to whether this
classification includes undiscovered gas, with contradictory statements appearing in
some reports. For example the EIA suggest in one document both that undiscovered resources are excluded and included. However the majority of evidence suggests that undiscovered gas should be included. We consider TRR to include all variations of undiscovered resources discussed above. Not all literature explicitly identifies whether cumulative production is included or not. Another definition, Remaining Technically Recoverable Resources (RTRR), can be used to explicitly exclude cumulative production.
■
Economically Recoverable Resources (ERR) is a subset of TRR and defines the technically and economically producible gas given current technical and economic conditions.
As such this definition is sensitive to changes in economic conditions. It is questionable
whether or not undiscovered resources should be included in estimates of ERR and it is
difficult to defend the basis for any assumptions on the economic producibility of gas resources which have not been found. However, some reports include some form of undiscovered resources and to maintain consistency with conventional estimates we also
include all variations of undiscovered resources in our definition of ERR.
■
Proved Reserves (1P) – sometimes referred to as P90 – represent an estimate with a
90% probability of being exceeded.
90
■
Proved and Probable Reserves (2P) – sometimes referred to as P50 – represent an
estimate with a 50% chance of being exceeded
■
Proved, Probable and Possible Reserves (3P) – sometimes referred to as P10 – represent an estimate with a 10% chance of being exceeded.
Hier sei ausdrücklich darauf hingewiesen, dass U.S. Geological Survey (USGS) – als ein
sehr einflussreiches Institut, welches regelmäßig Daten veröffentlicht – Definitionen benutzt,
die unüblich und teilweise mehrdeutig sein können. USGS benutzt die Definition Potential
Additions To Reserves, welche als TRR minus Undiscovered, minus Existing Reserven und
minus kumulative Produktion identifiziert wurde. Aus diesem Grund ist es erforderlich, die
existierenden Reserven, die kumulative Produktion und Schätzungen der Undiscovered
Reserven zu den Angaben von USGS zu addieren, um eine Vergleichbarkeit mit den TRRAngaben anderer Autoren zu erreichen (ICEPT, September 2012, S. 8).
Tabelle 2-37 und die sogenannte McKelvey Box (Abbildung 2-74) visualisieren die Abgrenzungen in einer übersichtlichen Art.
Tabelle 2-37: Kurze Beschreibung der in diesem Bericht verwendeten Klassifizierung von
Erdgasvorkommen und –reserven. Quelle: (ICEPT, September 2012, S. 6f)
91
Abbildung 2-74: McKelvey Box der Ressourcenklassifizierung für unkonventionelles Gas.
Quelle: (ICEPT, September 2012, S. 7)
ICEPT hat, basierend auf obigen Definitionen, 62 Quellen mit originären Daten auf Landesoder Regionen-Ebene analysiert und die Daten ausgewertet. Für die Abschätzung der
Ressourcen wurden die jüngsten relevanten Studien (siehe Tabelle 2-38) als Basis herangezogen, wobei auf Konsistenz – über den betrachteten Zeitraum – und Vergleichbarkeit der
Daten ein besonderes Augenmerk gelegt wurde.
92
Tabelle 2-38: Shale-Gas-Berichte: Original Schätzungen der Länder sortiert nach Datum,
erfassten Ländern/Regionen und Art der Ressourcenschätzung seit 2009; Quelle: (ICEPT,
September 2012, S. 11)
In den folgenden Kapiteln werden die Ressourcenverteilungen für Erdgas, basierend auf
TRR-Werten für die gesamte Welt, die USA, Kanada, Europa und China dargestellt. Die vom
World Energy Council (WEC) genannten Reserven für China inkludieren die Reserven von
Hongkong, Kambodscha, Laos, der Mongolei, Nordkorea und Vietnam. Eine weltweite
Abschätzung – untergliedert nach den bedeutendsten Regionen – ist erforderlich, um die
93
Auswirkungen der Shale-Gas-Ressourcen auf den zunehmend weltweit agierenden LNGMarkt abschätzen und auch die Effekte auf Pipeline-Gas erkennen zu können.
2.6.2
Größe der Vorkommen in den USA
Der Großteil der weltweit verfügbaren Daten beschäftigt sich mit den Ressourcen in Nordamerika. Abbildung 2-75 verdeutlicht die Lage der Gasfelder in den USA und Kanada. Die
Abschätzungen der Ressourcen für die USA und Kanada, welche seit 2008 gemacht wurden, sind in Abbildung 2-76 dargestellt.
Abbildung 2-75:Die wichtigsten unkonventionellen Erdgasvorkommen in Nordamerika.
Quelle: (IEA, 2012, S. 103)
94
Abbildung 2-76: Schätzungen seit 2008 der technisch förderbaren Shale-Gas-Ressourcen in
den USA (oben) und Kanada (unten). Die gelben Punkte entsprechen Schätzungen der
wirtschaftlich förderbaren Ressourcen. Quelle: (ICEPT, September 2012, S. 16)
2.6.3
Größe der Vorkommen in China
Während in der Anfangsphase der Shale-Gas-Entwicklung relativ wenige Daten für China
vorhanden waren, hat sich die Situation 2012 wesentlich verändert. Alleine in den ersten
sechs Monaten des Jahres 2012 wurden fünf neue relevante Studien veröffentlicht. Es
scheint so, als würde in China ein ähnlich hohes Tempo in der Shale-Gas-Entwicklung
auftreten wie in den USA.
95
Abbildung 2-77: Schätzungen der technisch förderbaren Shale-Gas-Vorkommen in China.
Der gelbe Punkt entspricht Schätzungen der wirtschaftlich förderbaren Ressourcen.
Quelle: (ICEPT, September 2012, S. 18)
China hat ein ähnliches großes Potenzial wie die USA aufzuweisen. Der hohe – und noch
immer steil steigende – Energiebedarf in China wird eine sehr schnelle Erschließung der
Unconventional Gas-Reserven bewirken. Hier sei erwähnt, dass im Nordwesten des Landes
Wassermangel als große Hürde für die Erschließung und Förderung angesehen wird, da in
diesem Teil von China selbst die Landwirtschaft mit Wasserressourcenproblemen zu kämpfen hat.
Abbildung 2-78: Die wichtigsten unkonventionellen Erdgasvorkommen in China.
Quelle: (IEA, Golden Rules for a Golden Age of Gas, 2012, S. 116)
96
2.6.4
Größe der Vorkommen in Europa
Abbildung 2-79 zeigt Lage und Ausdehnung der Vorkommen von Shale Gas und Coal Bed
Methane in Europa. Die größten Potenziale werden in Frankreich, im Norden von Deutschland, Polen, den baltischen Staaten, im Pannonischen Becken und in Rumänien bzw. Bulgarien vermutet.
Die Abbildung 2-79 vermittelt den Eindruck, dass im Wiener Becken keine Shale-GasVorkommen zu erwarten sind. Wie unter 2.6.5 dargestellt erwartet die OMV relativ ergiebige
Vorkommen im Wiener Becken. Diese Inkonsistenz ist mit der unvollständigen Datenlage,
die der IEA zum Zeitpunkt der Erstellung der Abbildung zur Verfügung stand, zu erklären.
Abbildung 2-79: Die wichtigsten unkonventionellen Erdgasvorkommen in Europa.
Quelle: (IEA, Golden Rules for a Golden Age of Gas, 2012)
Die International Energy Agency sieht die Deckung der europäischen Erdgasnachfrage bis
2035 in einem ab 2015 stark steigenden Ausmaß durch unkonventionelles Erdgas
(Abbildung 2-80). Als Voraussetzung für die Entwicklung der Shale-Gas-Produktion wird die
20
strikte Beachtung der sogenannten „Golden Rules for the Golden Age of Gas“ angenommen.
20
Die IEA hat im Jahr 2012 einen Spezialreport betreffend Unconventional Gas herausgebracht. Dieser Report ist
im Zusammenhang mit dem Spezialreport, herausgegeben im Jahr 2011, „ARE WE ENTERING A GOLDEN AGE
OF GAS“ zu sehen. Die Regeln, die im Spezialreport „Golden Rules for the Golden Age of Gas“ angeführt sind,
beschäftigen sich mit umwelttechnischen und sozioökonomischen Rahmenbedingungen, die die Förderung von
Unconventional Gas auch in Europa und anderen maßgeblichen Regionen – in Analogie zu den USA – ermöglichen
sollen und damit letztlich zum „Golden Age of Gas“ führen sollen.
97
Abbildung 2-80: Deckung der europäischen Erdgasnachfrage bis 2035; Quelle: (IEA, Golden
Rules for a Golden Age of Gas, 2012, S. 129)
Im Gegensatz zu den USA sind für Europa nur wenige Datenquellen betreffend Shale-GasRessourcen vorhanden. Diese sind in der folgenden Grafik abgebildet.
Abbildung 2-81: Alle Schätzungen der technisch förderbaren Shale-Gas-Vorkommen in
Europa. Der gelbe Punkt entspricht einer Schätzung der wirtschaftlich förderbaren
Ressourcen. Quelle: (ICEPT, September 2012, S. 17)
2.6.5
Größe der Vorkommen in Österreich
In der obigen Tabelle der EIA wird Österreich nicht explizit angeführt, sondern unter „Europa“ subsummiert.
Da diese Zahlen sehr oft auf Daten basieren, die von US-Verhältnissen ausgehen und diese
Verhältnisse – mangels anderer belastbarer Daten – auf Europa und andere Regionen
projizieren –, kann man von einer gewissen Unschärfe ausgehen.
Entsprechend den Aussagen, die von der OMV im Rahmen eines Interviews mit platts im
Jahre 2008 ( European Gas Daily, 2008, S. 4f) gegeben wurden, stellen sich die Reserven
im Wiener Becken als beträchtlich dar. Im besagten Interview gibt die OMV eine potenzielle
2
Fläche für die anvisierte Gesteinsformation von mehr als 500 km an. Hier kann durchaus
von einer signifikanten Gesteinsformationsfläche gesprochen werden. Die OMV sieht die
98
Herausforderungen in der Tiefe der Formation, da sich diese auf 5000 m befindet – andererseits wird auf die Erfahrung der OMV in diesem Gebiet wie auch auf die Erfahrung mit tiefen
Bohrungen verwiesen. In diesem Interview wird erwähnt, dass die OMV bei früheren Bohrungen in diese Tiefe in der Formation Gas festgestellt hat, jedoch zu diesen Zeitpunkten –
aufgrund der damals niedrigen Erdgaspreise und der ebenfalls noch nicht verfügbaren, zur
Gewinnung des Erdgases aus diesen Formationen erforderlichen Bohrtechnologie – von
solchen Bohrungen Abstand genommen hat. Die OMV erwähnt in diesem Interview, dass
sich zum Zeitpunkt des Interviews eine Feasibility Study in Ausarbeitung befunden hat, die
über die wirtschaftliche Sinnhaftigkeit einer Shale-Gas-Produktion im Wiener Becken entscheiden sollte. OMV war der Meinung, dass eventuell eine Förderzinsreduktion nötig sein
könnte, um die Shale-Gas-Produktion im Wiener Becken auf wirtschaftlich solide Beine
stellen zu können. Die Tatsache, dass die OMV vor kurzem versucht hat, die erforderlichen
Bohrungen abzuteufen, deutet darauf hin, dass sich die Produktion von Shale Gas im Wiener Becken gemäß der erwähnten Feasibility Study als wirtschaftlich sinnvoll erwiesen hätte.
Aufgrund des starken Widerstandes der lokalen Bevölkerung gegen das Fracking-Verfahren
hat sich auch die Politik gegen weiterführende Probebohrungen ausgesprochen. Somit hat
die OMV ihre Bohraktivitäten im Zusammenhang mit Shale Gas im Wiener Becken eingestellt. In diesem Zusammenhang hat Christopher Veit, Leiter OMV Exploration und Produktion (E&P), in einem Interview mit REUTERS am 17. September 2012 (Reuters, 2012) von
3
einem möglichen Potenzial von ca. 160 – 240 Mrd. Nm gesprochen. Da Hr. Veit nicht genauer spezifiziert hat, ob es sich um TRR- oder ERR-Volumina handelt, wird hier von ERRVolumina ausgegangen, da im Kontext des Interviews die Angabe von TRR-Daten zu Verwirrungen hätte führen können. Veit meinte aber auch, dass im Falle der Vorschreibung von
verpflichtenden Umweltverträglichkeitsprüfungen für jedes einzelne Projekt, dessen Wirtschaftlichkeit wahrscheinlich nicht gegeben wäre.
2.6.6
Einbeziehung von Coal Bed Methane und Tight Gas
Aufgrund der unpräzisen Definition von Unconventional Gas – welche auf die Permeabilität
der Formation abstellt – ist die Erfassung von Daten betreffend Coal Bed Methane und Tight
Gas noch etwas komplexer als die Erfassung der Shale Gas-Ressourcen. Diese zusätzliche
Komplexität besteht darin, dass der Gaszufluss nicht nur eine Funktion der Permeabilität,
sondern auch des Druckes in der Formation, des Bohrlochradius und der Gasviskosität ist.
Darüber hinaus sind für Coal Bed Methane und Tight Gas wenige Schätzungen vorhanden.
Zusätzlich stellt die Abschätzung des Recovery Factors für Tight Gas in manchen Unterlagen einen weiteren Unsicherheitsfaktor dar. Für Coal Bed Methane ergeben die Schätzungen konsistente Daten über den betreffenden Zeitraum, in welchem die Abschätzungen
durchgeführt wurden.
Somit ergeben sich aus der Wahl der besten verfügbaren Daten folgende geschätzte TRR
und Intervalle für Coal Bed Methane, Tight Gas (Tabelle 2-39).
99
Tabelle 2-39: Schätzungen der verbleibenden technisch förderbaren Ressourcen von
konventionellem, CBM und Tight Gas sowie eine Reihe von besten Schätzungen für Shale
Gas in Trillion cubic meter (Tcm). Quelle: (ICEPT, September 2012, S. 18)
2.6.7
Skeptische Sichtweise zum Unconventional Gas Boom
Um einen vollständigen Zugang zu dem Thema zu gewährleisten, wird auch ein kritischer
Zugang zu dem „Unconventional Gas-Hype“ beschrieben.
Die EnergyWatchGroup, namentlich insbesondere Dr. Zittel von der Ludwig-BölkovSystemtechnik GmbH, sieht die zukünftige Entwicklung des Unconventional Gas, insbesondere des Shale Gases, nicht so optimistisch.
100
Begründet wird dies mit dem charakteristischen Verlauf des Förderprofils von Shale-GasBohrungen (Abbildung 2-82).
Abbildung 2-82: Charakteristischer Verlauf des Förderprofils von Shale-Gas-Bohrungen.
Quelle: (JRC, 2012a, S. 48)
Der Verlauf des Förderprofils zeigt deutlich einen sehr steilen Produktionsabfall pro Bohrloch
(Decline) bei der Shale-Gas-Förderung. Der Förderrückgang einzelner Gasfördersonden
kann im ersten Jahr 70–85% betragen (EnergyWatchGroup, 2013, S. 32).
Im Gegensatz dazu tritt wird bei der Förderung von Conventional Gas ein etwas flacherer
Produktionsanstieg auf, gefolgt von einer Plateauproduktion und einem weniger steilen
Produktionsabfall.
Wenn man nun dem logischen Zugang, dass man zuerst aus den Feldern mit dem größten
Potenzial produziert [wobei angemerkt werden muss, dass selbst in den bevorzugten Feldern (sogenannten Sweet Spots) sehr unterschiedliche Förderleistungen der Bohrlöcher
auftreten] folgt, ergibt sich folgende Schlussfolgerung.
Der Förderrückgang der bestehenden Sonden, verbunden mit der vorrangigen Produktion
aus Sweet Spots und dem – in der Reihenfolge nachgeordneten – Anschluss von Feldern
mit geringer Ergiebigkeit, erfordert den immer schnelleren Anschluss einer immer größeren
Anzahl neuer Fördersonden.
Da die ergiebigen Förderungen seltener werden und neue Sonden schwieriger zu erschließen sind – bedingt auch durch die steigenden Umweltansprüche der betroffenen Bewohner
und durch die steigenden spezifischen Kosten (z.B. hoher Wasserverbrauch) – geht die
aggregierte Förderung zurück (EnergyWatchGroup, 2013, S. 32f).
Daraus folgt folgender schematischer Produktionsverlauf für einen Block bzw. eine Region.
101
Abbildung 2-83: Schematischer Produktionsverlauf für einen Block bzw. eine Region.
Quelle: The Oxford Institute For Energy Studies, Geny F.: Can Unconventional Gas be a
Game Changer in European Gas Markets?, December 2010, S. 65.
Aus diesen Gründen geht die Energy Watch Group davon aus, dass die Schiefergasförderung in den USA im Jahr 2015 das Maximum erreichen und danach zurückgehen wird
(EnergyWatchGroup, 2013, S. 34).
Howard Rogers geht auf dieses Szenario im Chapter 12 „The Interaction of LNG and Pipeline Gas Pricing: Does Greater Connectivity Equal Globalization” in (Stern, 2012, S. 394f) ein
und meint, dass im Extremfall ein Break-EvenPreis von $ 6,5/MMBTU am Henry Hub erforderlich sein könnte (wissend, dass im Falle von Wet-Gas-Bohrungen ein viel niedrigerer
Break-Even-Preis notwendig ist), um das Produktionsniveau des Jahres 2011 über die
nachfolgenden Jahre aufrecht zu erhalten, falls die skeptische Sichtweise für die U.S.-ShaleGas-Produktion Realität werden sollte.
Rogers stellt die U.S. Inlandsproduktion (also Conventional und Unconventional Gas) als
Funktion des Henry-Hub-Preises wie folgt dar. Rogers unterscheidet zwischen dem sogenannten „High US Production“-Szenario (also der Annahme, dass sich die Shale-GasProduktion weiterhin positiv entwickeln wird) und dem „Low US Production“-Szenario (Annahme, dass sich die Shale-Gas-Produktion nach einem Peak tendenziell rückläufig entwickeln wird).
102
Abbildung 2-84: 2 Szenarien – links: hohe US Produktion, rechts: niedrige US Produktion.
Quelle: (Stern, 2012, S. 396)
Aus der Abbildung 2-84 wird ersichtlich, dass im „High US Production Scenario“ – selbst bei
Henry-Hub-Preisen von $ 4/MMBTU – eine Steigerung der Inlandsproduktion erfolgt. Wenn
man nun in Betracht zieht, dass die Produktion von Conventional Gas sinkt, wird ersichtlich,
dass die durch das Shale Gas hervorgerufenen Steigerungsraten beträchtlich sein würden.
Im „Low US Production Scenario“ wäre dagegen ein Preis von $ 12/MMBTU erforderlich, um
das Inlandsproduktionsniveau auf dem Niveau des Jahres 2011 zu halten. Bei diesem hohen
Preis würden die Bohraktivitäten auch im Conventional Gas-Bereich wahrscheinlich zunehmen.
2.7 Mögliche Auswirkungen der europäischen Potentiale auf die
europäischen Gaspreise
2.7.1
Zusammensetzung der Produktionskosten
Um die möglichen Auswirkungen der europäischen Potenziale auf die europäischen Gaspreise analysieren zu können, ist es im ersten Schritt unabdingbar, die durchschnittlichen
Produktionskosten – genauer gesagt deren Intervall – abzuschätzen. Die Produktionskosten
setzten sich zusammen aus:
■
Bohrkosten – welche einer weiteren Unterteilung bedürfen (siehe unten)
■
Fracking-Kosten
■
Infrastruktur- Gasaufbereitungsanlagen- und Betriebskosten
2.7.1.1
Bohrkosten
Die Bohrkosten setzen sich zusammen aus den:
■
Bohrplatzkosten
■
Kosten für den Betrieb der Bohranlage (üblicherweise angegeben in Kosten pro Tag)
■
Bohrlochkosten
103
Bohrplatzkosten
Die Bohrplatzkosten sind abhängig von der Bohrplatzgröße, Anzahl der Bohrplätze und der
Anzahl der Bohrungen. Aufgrund der strengen Regelungen betreffend Schutz des Oberflächenwassers und des Abfallmanagements in Europa können, im Vergleich zu den USA,
ca. 3–5mal so hohe Bohrplatzkosten erwartet werden. Möglicherweise müssen die Bohranlagen – aufgrund der höheren Siedlungsdichte in Europa – aus Lärm- und Lichtschutzgründen umhaust werden (JRC, 2012a, S. 81).
Kosten für den Betrieb der Bohranlage
Diese Kosten sind von der Größe der Bohranlage und der Dauer des Bohrbetriebes abhängig. Die Kosten für den Betrieb der Bohranlage werden von den Personal- und Wartungskosten bestimmt. In diesem Bereich wären Kostensenkungen durch hohe Automationsgrade
und durch den Einsatz sehr hochwertigen Equipments erzielbar. Die erwarteten Tagessätze
für den Betrieb der Bohranlage bewegen sich zwischen € 15 000 und € 28 000 pro Tag
(JRC, 2012a, S. 81).
Bohrlochkosten
Die Bohrlochkosten setzen sich zusammen aus den Kosten fürs Casing, die Zementierung
und die Kosten für den Sondenkopf. Diese Kosten werden durch die zugehörigen Materialkosten wie Stahl für das Bohrrohr, Bohrschlamm etc.) bestimmt. Ebenfalls sind die Kosten
für den Bohrkopf, die Evaluierungskosten und die Abfallmanagementkosten zu berücksichtigen. Die Bohrlochkosten hängen vom Bohrlochdurchmesser und von der Tiefe des Bohrloches sowie von der Länge des horizontalen Bohrloches ab. Die Bohrkopfkosten sind –
relativ gesehen – günstiger geworden (JRC, 2012a, S. 81f).
Falls man die gesamten Bohrkosten durch die Anzahl der Bohrtage dividiert, betragen die
Tageskosten – grob geschätzt – ca. € 75 000 bis € 126 000 (JRC, 2012a, S. 81).
Exkurs: „Das abfallfreie Bohrkonzept“ – eine österreichische Entwicklung mit Nachhaltigkeitscharakter auf dem Sektor Umweltschutz
Das beim Rotary-Bohrprozess anfallende Bohrklein wird in dafür vorgesehenen – behördlich
genehmigten – Bohrschlammdeponien abgelagert. Aufgrund beschränkter Deponiekapazitäten, verbunden mit der Rahmenbedingung einer sehr unwahrscheinlichen Genehmigung für
neue Abfalldeponien in umweltsensiblen Gebieten, hat die Rohölaufsuchungs-AG in Zusammenarbeit mit dem MI-Technical Center in Stavanger sowie – neben anderen relevanten
Universitäten – mit der Montanuniversität in Leoben vorsorglich das Konzept des „abfallfreien Bohrens“ entwickelt (Hofstätter, 2003, S. 326f). Durch eine relativ einfache Änderung
des Spülungschemismus können Bohrspülungen als auch das Bohrklein wiederverwertet
werden. Folglich wird das Bohrklein nicht mehr als Abfall betrachtet, sondern wird als Rohstoff in anderen Industriezweigen genutzt, wie z.B. in der Bauindustrie, in der Keramik-,
Zement- und Ziegelindustrie oder als Versatzmaterial im Bergbau, d.h., dass keine Rückstände aus dem Bohrprozess anfallen (Hofstätter, 2003, S. 327).
Da Bohrungen in jungen Sedimenten mit wasserbasischen Spülungssystemen eine Inhibierung benötigen, um das Quellen der aktiven Tonformationen zu verhindern, wurden/werden
Kaliumchlorid oder kaliumazetatbasische Spülungssysteme angewendet. Aufgrund des
104
hohen Chloridgehaltes der Spülungen und der Adhäsion der Chloride an der Oberfläche des
Bohrkleins schreibt der Gesetzgeber für die Lagerung der Rückstände aus dem Bohrprozess
entsprechende Deponien vor (Hofstätter, 2003, S. 327).
Im abfallfreien Bohrkonzept wird ein kaliumbasisches Spülungssystem eingesetzt, bei welchem die Chloride durch Karbonate ersetzt werden. Daher kann das gesamte Spülungssystem sowie das anfallende Bohrklein vollständig genutzt werden. Die Spülung ist süßwasserbasisch und besteht lediglich aus Kaliumkarbonat und einem kurzkettigen Polymer zur
Steuerung der Filtration. Langkettige Polymere können zur Erhöhung der Rheologie eingesetzt werden. Der pH-Wert kann mittels Zitronensäure reguliert werden (Hofstätter, 2003, S.
327).
Die vorteilhaften Eigenschaften von Kaliumkarbonat z.B. in Kaliumchorid-Spülungen sind
ausreichend bekannt. Kaliumkarbonat wird in der Industrie auch als Korrosionsinhibitor
eingesetzt und schützt die Anlagenkomponenten (Hofstätter, 2003, S. 327).
Das „abfallfreie Bohrkonzept“ (siehe Abbildung 2-85) steht in seiner Konzeption jedem
Anwender kostenlos zur Verfügung.
Abbildung 2-85: Abfallfreies Bohrkonzept. Quelle: (Hofstätter, 2003, S. 326).
2.7.1.2
Fracking-Kosten
Die Fracking-Kosten setzen sich zusammen aus dem Wassermanagement, der Verwendung
von Chemikalien, den Vorkehrungen betreffend Minderung der Luftverschmutzung, und den
Vorkehrungen betreffend Verhinderung der Grundwasserverschmutzung.
Aufgrund der Kritik an der Verwendung von bestimmten Chemikalien in der FrackingFlüssigkeit, werden sogenannte Clean-Fracturing-Technologien entwickelt. Diese bestehen
aus geschlossenen Fracking-Flüssigkeitskreisläufen. Weiters wird der Einsatz der „kriti-
105
schen“ Chemiekalien unterbunden. Die Wasseraufbereitung erfolgt mit ähnlichen Vorkehrungen, wie sie in der Trinkwasseraufbereitung Verwendung finden. Die Kosten für solche
Fracking-Flüssigkeiten könnten geringfügig unter den Kosten für die „herkömmlichen“ Fracking-Flüssigkeiten liegen, jedoch ist die Effizienz des Fracking-Vorganges mit der CleanFracturing-Technologie bislang als geringer anzusehen. Die Forschungen betreffend CleanFracturing-Technologie dauern an.
Dies wird insbesondere ersichtlich aus der Anzahl der Patente, die in diesem Bereich angemeldet wurden. Generell kann gesagt werden, dass Patente als eine positive Antriebskraft
für die Verbreitung von Informationen – im Austausch für eine begrenzte Eigentümernutzung
der Erfindung – angesehen werden können. Andererseits setzt sich immer mehr auch die
Erkenntnis durch, dass Patente durchaus auch dazu genutzt werden können, um die Schaffung neuer Informationen zu kontrollieren, indem man die Evaluierung von Erfindungen
durch Dritte limitiert. Solche Kontrollen sind eher wahrscheinlich in Situationen, in welchen
die Anwendung und Bewertung der Erfindung durch Dritte Informationen generieren würde,
welche für den Patenteigner schädlich sein könnten.
Die nachstehende Grafik zeigt die Anzahl der Patente, die sich mit Fracking in den letzten 30
Jahren beschäftigt haben. Man sieht hier insbesondere in den letzten zehn Jahren einen
starken Anstieg der diesbezüglichen Patente in den USA (U.S. Patent and Trademark
Office), als auch einen starken relativen Anstieg im Vergleich zu anderen – in der ShaleGas-Produktion benötigten – Technologien wie Bohrlochkomplettierung sowie Horizontalbohrungen.
Abbildung 2-86: U.S. Patente bezüglich Fracking, Bohrlochkomplettierung und
Horizontalbohrungen. Quelle: (Cahoy et.al., 2012, S. 13)
Wenn man den Detaillierungsgrad erhöht, sieht man, dass sich die meisten Patente mit der
Hydraulikflüssigkeit, welche im Fracking eingesetzt wird, beschäftigen.
106
Horizontalbohrungen 2. Quelle: (Cahoy et.al., 2012, S. 14)
Aufgrund der steigenden Anzahl der Patente im relevanten Sektor lässt sich vermuten, dass
der Handlungsbedarf erkannt wurde und dementsprechende Aktivitäten erfolgt sind und
weiterhin erfolgen. Diese Konklusio wird durch die folgende Tabelle (Tabelle 2-40) untermauert, in welcher die Top-Ten-Bevollmächtigten betreffend Hydraulikflüssigkeiten im Fracking-Prozess ersichtlich sind.
Tabelle 2-40: Top-Ten-Patenthalter zur Verwendung von Hydraulikflüssigkeiten im FrackingProzess
Quelle: (Cahoy et.al., 2012, S. 15)
In diesem Zusammenhang sei insbesondere auf die Patentanmeldung durch Univ. Prof. DI
Dr. mont. Herbert Hofstätter hingewiesen, welcher das neue Verfahren "Bio Enhanced
Energy Recovery" getauft hat. Dieses Verfahren basiert auf der Verwendung von Kaliumkarbonat und Stärke. Das Kaliumkarbonat hat eine mehrfache Bedeutung, es erlaubt die Beschwerung (aufgrund der hohen Löslichkeit), die Inhibierung von Tonen (keine Quellung)
sowie die Korrosionsinhibierung. Die Stärke braucht man für die Gelstruktur, damit auch die
Tragfähigkeit für die Proppants (Stützmaterial – welcher Natur auch immer) gegeben ist. Das
Stützmaterial ist absolut inert und damit mit der Umwelt völlig kompatibel. Der Vorteil der
107
Stärke ist, dass diese sich relativ rasch abbaut und keine weiteren "Breaker" mehr braucht.
Gegenüber der herkömmlichen Methode ist damit dieses System völlig umweltfreundlich.
Aufgrund der sehr positiven Erfahrungen mit dem "Waste Free Drilling"-Konzept, welches
ebenfalls von Univ. Prof. DI Dr. mont. Hofstätter entwickelt wurde und welches mittlerweile in
ganz Europa angewendet wird, kann auch dem Verfahren "Bio Enhanced Energy Recovery"
eine große Bedeutung – insbesondere aus österreichischer Perspektive – zugemessen
werden.
Die Fracking-Kosten hängen vorwiegend von der Anzahl der Fracking-Einheiten (wie viele
Frackings werden im horizontalen Abschnitt durchgeführt), dem benötigten Wasservolumen
und der erforderlichen Menge der Additive ab. Bisher gibt es in Europa diesbezüglich wenig
Erfahrungswerte. In den USA betragen die Fracking-Kosten zwischen $ 3,3 Millionen bis
$ 3,7 Millionen pro Bohrloch. Dies unter der Annahme, dass zehn Fracking-Einheiten pro
Bohrloch durchgeführt werden (JRC, 2012a, S. 83).
Im Hinblick auf Kostensenkungspotenziale sei angemerkt, dass Erfahrungswerte gezeigt
haben, dass nicht jeder Perforationsabschnitt die gleiche Menge an Shale Gas produziert,
sondern dass 70% des produzierten Gases aus 30% der Perforationen kommen. D.h. dass
Heterogenität bei der Produktionsmenge pro Perforation (aus der zugehörigen Zone) besteht. Um Kosten zu sparen, wäre es hilfreich, wenn man vorab die Zonen mit der höchsten
Produktivität identifiziert und nur jene perforiert, in welchen die Produktionserlöse die zugehörigen Fracking-Kosten übersteigen.
2.7.1.3
Infrastruktur-, Gasaufbereitungsanlagen- und Betriebskosten
Die Entwicklung der Shale-Gas-Produktion mittels „Multiple-well drilling pads“ führt zu einer
Konzentration von Gasaufbereitungsanlagen, damit können große Vorteile aus Economies
of Scale erwartet werden. Grundsätzlich kann man davon ausgehen, dass die Infrastrukturkosten – vorwiegend der Anschluss an das bestehende Erdgasnetz – im Großteil von Europa höher sein werden als in den USA Dies ist bedingt durch die höhere Bevölkerungsdichte
in Europa, die strengeren Umweltschutzvorschriften und die geographischen Gegebenheiten.
Für typische Feldentwicklungen von Unconventional Gas können die Infrastrukturkosten in
der gleichen Höhe wie die Bohr- und Bohrlochkomplettierungskosten für Conventional Gas
angesetzt werden. Dieser Ansatz kann in der Grobabschätzung auch für Shale-GasFeldentwicklungskosten verwendet werden (JRC, 2012a, S. 85).
Die tatsächlichen Kostenblöcke hängen von den örtlichen Gegebenheiten ab. Bei einer
Förderung von Shale Gas im Wiener Becken kann man wahrscheinlich von relativ günstigen
Anschlusskosten an das bestehende Gasnetz ausgehen, da hier größtenteils von einer
relativ dichten diesbezüglichen Infrastruktur ausgegangen werden kann.
2.7.2
Shale-Gas-Produktionsszenario und die daraus resultierenden spezifischen
Kosten
Um die Intervalle der Shale-Gas-Produktionskosten abschätzen zu können, bedarf es Annahmen betreffend mehrerer wichtiger Parameter:
■
108
Ultimate Recovery (UR)
■
Wirtschaftliches Produktionslimit (ab wann decken die aus der Shale-Gas-Produktion
resultierenden Erlöse/Tag die von der Shale-Gas-Produktion generierten Kosten/Tag
nicht mehr ab)
■
Produktionszeitraum
Mangels diesbezüglicher europäischer Erfahrungswerte wird von in den USA gewonnenen
Daten ausgegangen.
Somit betragen die Annahmen betreffend (JRC, 2012a, S. 86):
■
durchschnittliche Ultimate Recovery (UR): 57 Millionen Nm3 pro Bohrloch
■
wirtschaftliches Limit: 2830 Nm3/Tag
■
wirtschaftlicher Produktionszeitraum: < 10 Jahre
Weiters sind Annahmen zu einer typischen Bohrlochkonfiguration zu treffen.
Die Bohrlochkonfiguration hängt in der Realität immer von den spezifischen Gegebenheiten
ab. In der weiteren Arbeit wird von einer „Most Likely“-Variante ausgegangen, die sich wie
folgt definiert (JRC, 2012a, S. 88):
■
Die durchschnittliche Bohrlochlänge beträgt 5000 Meter bei einem über die gesamte
Länge durchschnittlichen Bohrlochdurchmesser von 12,25 Inch (ca. 311 mm). Die Länge
von 5000 m inkludiert eine horizontale Länge von 1500 Meter. In Österreich liegt die
Shale-Gas-Formation in 5000 Meter Tiefe, somit ergibt sich eine Gesamtbohrtiefe – inklusive des horizontalen Abschnittes, falls die Mächtigkeit der Shale-Gas-Formation einen horizontalen Abschnitt erfordert – von 6500 Meter. Es könnte im Wiener Becken
auch der Fall auftreten, dass keine bzw. wenige horizontale Bohrabschnitte erforderlich
sind, falls die Mächtigkeit der Shale-Gas-Formation einige hundert Meter beträgt. In diesem Fall könnten die Bohrkosten sinken.
■
Bohrschlamm: 641 m ; dieser Wert ergibt sich aus dem Bohrlochvolumen multipliziert mit
1,5. Damit werden sowohl das Obertagebohrschlammvolumen als auch die auftretenden
Verluste berücksichtigt.
3
Basierend auf den getroffenen Annahmen ergeben sich folgende Rahmenbedingungen für
die Abschätzung der Bohrplatzkosten und der daraus resultierenden Bohrplatzkosten pro
Bohrloch.
Abschätzung der Bohrplatzkosten pro Bohrloch
Die Abschätzung der Bohrplatzkosten pro Bohrloch und Block basiert auf (JRC, 2012a, S.
89):
■
Kosten zwischen € 3,5 Millionen bis 5,0 Millionen pro Bohrplatz, wobei der „Most Likely“Wert bei 4,0 Millionen liegt.
■
Einer Anzahl der Bohrlöcher pro Block zwischen 15 und 36. Der „Most Likely“-Wert
beträgt 25 Bohrlöcher pro Block.
Daraus ergeben sich spezifische Bohrplatzkosten pro Bohrloch zwischen € 138 889 und
€ 233 333. Der „Most Likely“-Wert beträgt € 160 000 Bohrplatzkosten pro Bohrloch.
109
In den nachstehenden Ausführungen wird vom „Most Likely“-Wert-Szenario ausgegangen.
Abschätzung der Bohrlochkosten
Für die Abschätzung der Bohrlochkosten (Casing, Mud und Abwassermanagementkosten)
werden folgende Intervalle für die Kostentreiber angenommen:
Tabelle 2-41: Intervalle der Kostentreiber zur Abschätzung der Bohrlochkosten.
Beschreibung/Szenarien
Casing, Zementierung, Sondenkopf €/m
Bohrschlammwiederverwertungsfaktor
Bohrschlammkosten €/m
3
Abwassermanagementkosten €/m
„Most Likely“
Konservativ
250
275
300
7
5
3
400
1000
2000
264
660
1320
Optimistisch
3
Um die Tageskostensätze für die Bohranlage ermitteln zu können, werden folgende Bohrgeschwindigkeiten angenommen.
Tabelle 2-42: Annahme Bohrgeschwindigkeiten zur Ermittlung der Tageskostensätze für die
Bohranlage. Quelle: (JRC, 2012a, S. 91)
Bohrgeschwindigkeit in m/Tag
Optimistisch
„Most Likely“
Konservativ
110
80
130
Für die nachstehende Abschätzung der Tageskostensätze für die Bohranlage werden folgende Prozess- und Technologieannahmen zu Grunde gelegt (JRC, 2012a, S. 91):
■
Das konservative Szenario reflektiert die heutige Kostenbasis.
■
Das „Most Likely“-Szenario wäre innerhalb von fünf Jahren zu erreichen.
■
Das optimistische Szenario geht von einem Technologie- und Prozessfortschritt aus, der
in einem Zeitraum von 10–15 Jahren zu erreichen wäre.
Aufgrund der angenommenen Rahmenbedingungen könnten folgende Tagessätze, samt
Untergliederung derselben, erwartet werden:
Tabelle 2-43: Zu erwartende Tagessätze und Untergliederungen derselben (unter den oben
angeführten Rahmenbedingungen). Quelle: (JRC, 2012a, S. 92)
Optimistisch
„Most Likely“
Konservativ
Tagessatz für gesamte Bohraktivitäten €/Tag
34 800
49 500
78 000
Tagessatz für die Bohranlage €/Tag
15 000
20 000
28 000
Kosten für gerichtete Bohrungen €/Tag
6 000
8 000
15 000
Bohrschlammservicekosten €/Tag
3 000
5 000
8 000
800
1 500
2 000
10 000
15 000
25 000
Bohrkopfkosten €/Tag
Evaluierungskosten €/Tag
110
Im nächsten Schritt wird das Kostenmodell für die Bohrkosten, basierend auf der Kombination des „Most Likely“-Bohranlagenszenarios mit dem „Most Likely“-Kostenszenario und dem
„Most Likely“-Bohrgeschwindigkeitsszenario, erstellt. Aus dieser Kombination ergeben sich
die nachstehenden Bohrkosten (inklusive Auf- und Abrundungen) pro Bohrloch (JRC, 2012a,
S. 93).
Die österreichspezifischen Kosten wurden vom Autor durch lineare Extrapolation ermittelt
und in roter Farbe in der Tabelle dargestellt, während die aus der JRC-Studie „Unconventional Gas: Potential Energy market Impacts in the European Union“ entnommenen Daten in
schwarz dargestellt sind.
Tabelle 2-44: Bohrkostenmodell für die drei Bohranlagenszenarios Optimistisch, „Most
Likely“ und Konservativ. Quelle: (JRC, 2012a, S. 94)
Optimistisch
„Most Likely“
Konservativ
Bohrplatzkosten pro Bohrloch in €
160 000
160 000
160 000
Bohrtiefe in m (in Österreich gilt der Klammerwert in rot)
5 000
(6 500)
5 000
(6 500)
5 000
(6 500)
Bohrlochkosten (Casing, Zementierung etc.) in
€/m
301
385
506
34 800
49 500
78 000
Bohrdauer pro Bohrloch in Tagen (in Österreich
gilt der Klammerwert in rot)
38
(50)
45
(59)
63
(82)
Gerundete Gesamtbohrkosten pro Bohrloch in €
(Österreich: Klammerwert in rot)
3 003 000
(3 906 500)
4 337 000
(5 635 500)
7 565 000
(9 834 500)
78 078
95 414
121 040
601
867
1 513
Tagessatz für die Bohranlage in €/Tag
Durchschnittliche Tageskosten in €/Tag
Durchschnittliche Kosten pro Meter in €/m
Die Fracking-Kosten pro Bohrloch basieren auf folgenden Fracking-Konfigurationen (JRC,
2012a, S. 94):
Tabelle 2-45: Fracking-Konfigurationen. Quelle: (JRC, 2012a, S. 94)
Typische Fracking-Einheiten pro Bohrloch
Optimistisch
8
„Most Likely“
12
Konservativ
15
Aufgrund der gesetzten Rahmenbedingungen ergeben sich folgende Fracking-Kosten pro
Bohrloch (JRC, 2012a, S. 94):
Tabelle 2-46: Fracking-Kosten pro Bohrloch. Quelle: (JRC, 2012a, S. 94)
Optimistisch
„Most Likely“
Konservativ
Fixe Kosten pro Fracking-Einsatz in €
500 000
600 000
700 000
Kosten pro Fracking-Einheit €/Einheit
250 000
300 000
350 000
Daraus ergibt sich folgendes Fracking-Kostenszenario basierend auf der Annahme der
„Most Likely“ Bohrlochausführung, nämlich 12 Fracking-Einheiten.
111
Tabelle 2-47: Fracking-Kostenszenario. Quelle: (JRC, 2012a, S. 94)
Anzahl der Fracking-Einheiten pro Bohrloch
Fracking-Kosten pro Bohrloch in €
Optimistisch
„Most
Likely“
Konservativ
12
12
12
3 500 000
4 200 000
4 900 000
Wie bereits erwähnt, werden die Feldentwicklungs- und Infrastrukturkosten von den spezifischen Gegebenheiten abhängen. Die Möglichkeit der Wiederverwendung von Equipment
und Anschlüssen könnte ein Kosteneinsparungspotenzial beherbergen. Große Blöcke bieten
die Möglichkeit von zentralen Gasaufbereitungsanlagen und somit die Nutzung von aus
Economies of Scale resultierenden Vorteilen. Mangels relevanter Erfahrungswerte und
mangels Abschätzungsmöglichkeit von Kosteneinsparungspotenzialen werden die Feldentwicklungs- und Infrastrukturkosten mit 30% der Bohr- und Komplettierungskosten angesetzt.
Somit ergeben sich für die Feldentwicklungs-, Infrastruktur- und Prozesskosten die Werte in
Tabelle 2-48.
Tabelle 2-48: Feldentwicklungs-, Infrastruktur- und Prozesskosten (in €), 3 Szenarien;
Feldentwicklungs-, Infrastruktur- und Prozesskosten in €
Optimistisch
„Most Likely“
Konservativ
3 251 500
4 268 500
6 232 500
Nachstehend werden die Gesamtkostenszenarien, wiederum basierend auf den Annahmen
„Optimistisch“, „Most Likely“ und „Konservativ“ und resultierend aus den oben betrachteten
Szenarien, aufgezeigt. Die Kostenszenarien werden mit drei Produktionsszenarien, nämlich
„Optimistisch“, „Most Likely“ und „Konservativ“ kombiniert, um einen Bereich möglicher
Resultate für eine spezifische Bohrungs- und Bohranlagenkonfiguration zu erhalten.
Zusätzlich werden in den unterschiedlichen Szenarien auch die potenziellen Auswirkungen
von Natural Gas Liquids (NGLs) abgeschätzt und dargestellt. Daraus wird ersichtlich, dass
die Kosten pro MWh signifikant vom hohen Energiegehalt der NGLs pro Barrel beeinflusst
werden. Die diesbezüglichen Daten reflektieren den hohen ökonomischen Wert der NGLs. In
welchem Ausmaß NGLs in Europa angetroffen werden würden, hängt von den geologischen
Gegebenheiten ab. Realistische Erdgas-zu-NGL-Relationen müssten aufgrund von intensiven Explorationsaktivitäten in Europa eruiert werden.
Tabelle 2-49 gibt einen Überblicick über die verwendeten Produktionskostenszenarien.
112
Tabelle 2-49: Produktionsszenarien. Quelle: (JRC, 2012a, S. 96)
Optimistisch
„Most Likely“
Konservativ
Abschätzung der technically recoverable re3
source – TRR in Millionen Nm
85
57
21
Pro Bohrloch produzierte Energiemenge aus
Erdgas in Millionen MWh
1,01
0,68
0,25
500 000
300 000
100 000
Produzierte Energie aus NGLs pro Bohrloch in
Millionen MWh
0,84
0,50
0,17
Produzierte Gesamtenergie in Million MWh pro
Bohrloch
1,85
1,18
0,42
Abschätzung der TRR aus Shale Oil Bohrloch in
Barrel NGLs
Aus obigen Ausführungen resultieren folgende Kostenabschätzungen für eine ausschließliche Erdgasförderung – also ohne NGLs – unter den folgenden Rahmenbedingungen (JRC,
2012a, S. 96):
■
„Most Likely“-Bohrplatzszenario
■
„Most Likely“-Bohrlochszenario versus
■
drei Kosten- und Produktionsszenarien ohne NGLs
Im Falle der Förderung von „reinem“ Erdgas, also ohne NGLs, müssen die Kosten – im
Gegensatz zur Förderung mit NGLs – ausschließlich auf den Energieinhalt des Erdgases
umgelegt werden.
Tabelle 2-50: Kostenabschätzungen für eine ausschließliche Erdgasförderung (ohne NGLs).
Optimistisch
„Most Likely“
Konservativ
Gerundete Gesamtkosten pro Bohrloch in € (in Österreich gilt Klammerwert in rot)
9 754 500
(10 658 000 in Ö)
12 805 500
(14 104 000 in Ö)
18 697 500
(20 967 000 in
Ö)
Kosten pro ausschließlich aus Erdgas gewonnener MWh in € (in Österreich gilt Klammerwert in rot)
9,64
(10,55 in Ö)
18,87
(20,74 in Ö)
74,79
(83, 87 in Ö)
Im Falle der Berücksichtigung von NGLs ergibt sich – bei gleichen Rahmenbedingungen für
die anderen Faktoren – folgende Kostenabschätzung. Die nachstehenden Kosten beziehen
sich auf den Energieinhalt. Da der Marktwert von Ethan, Propan, Butan und Penthan+
üblicherweise höher ist als der Marktwert von Erdgas, können die Gesamtkosten durch die
Erlöse aller Kuppelprodukte abgedeckt werden. D.h., dass in einem kompetitiven Umfeld die
Kosten pro Energieeinheit „Erdgas“ sinken könnten.
113
Tabelle 2-51: Kostenabschätzungen für Erdgasförderung einschließlich NGLs. Quelle: (JRC,
2012a, S. 96)
Optimistisch
„Most Likely“
Konservativ
Gesamtkosten pro Bohrloch in € (in
Österreich gilt Klammerwert in rot)
9 754 500
(10 658 000 in Ö)
12 805 500
(14 104 000 in Ö)
18 697 500
(20 967 000 in Ö)
Kosten pro gewonnener MWh aus
Erdgas und NGLs in € (in Österreich gilt Klammerwert in rot)
5,28
(5,76 in Ö)
10,86
(11,95 in Ö)
44,84
(49,92 in Ö)
Falls man die „Most Likely“-Produktion mit den drei Kostenszenarien kombiniert, kann man
die Entwicklung der Produktionskosten über den Zeitraum von 5–15 Jahren ersehen.
Als erstes wird das „Most Likely“-Produktionsszenario – inklusive NGLs (JRC, 2012a, S. 97)
– mit den drei Kostenszenarien kalkuliert. Die österreichspezifischen Werte wurden vom
Autor mittels linearer Extrapolation ermittelt.
Tabelle 2-52: Darstellung des „Most Likely“-Produktionsszenarios inklusive NGLs in
Kombination mit den drei Kostenszenarien. Quelle: (JRC, 2012a, S. 97)
Gesamte produzierte Energie in Mio.
MWh
Optimistisch
„Most Likely“
Konservativ
1,18
1,18
1,18
9 754 500
12 805 500
18 697 500
(10 658 000 in Ö)
(14 104 000 in Ö)
(20 967 000 in Ö)
Kosten pro MWh inkl. NGLs in €
8,27
10,86
15,85
(9,03 in Ö)
(11,95 in Ö)
(17,77 in Ö)
Anschließend wird das „Optimistisch“-Produktionsszenario, inklusive NGLs, mit den drei
Kostenszenarien kombiniert (JRC, 2012a, S. 97). Die österreichspezifischen Werte wurden
vom Autor mittels linearer Extrapolation ermittelt.
Tabelle 2-53: Darstellung des „Optimistisch“-Produktionsszenarios, inklusive NGLs, in
Kombination mit den drei Kostenszenarien. Quelle: (JRC, 2012a, S. 97)
Optimistisch
„Most Likely“
Konservativ
1,85
1,85
1,85
9 754 500
(10 658 000 in Ö)
12 805 500
(14 104 000 in Ö)
18 697 500
(20 967 000 in Ö)
Kosten pro MWh inkl. NGLs in € (in
5,28
(5,76 in Ö)
6,93
(7,62 in Ö)
10,12
(11,33 in Ö)
Gesamte produzierte Energie in
Millionen MWh
Im letzten Schritt wird das „Konservativ“-Produktionsszenario, inklusive NGLs, mit den drei
Kostenszenarien kombiniert (JRC, 2012a, S. 97). Die österreichspezifischen Werte wurden
vom Autor mittels linearer Extrapolation ermittelt.
114
Tabelle 2-54: Darstellung des „Konservativ“-Produktionsszenario inklusive NGLs in Kombination mit den drei Kostenszenarien. Quelle: (JRC, 2012a, S. 97)
Optimistisch
„Most Likely“
Konservativ
0,42
0,42
0,42
9 754 500
(10 658 000 in Ö)
12 805 500
(14 104 000 in Ö)
18 697 500
(20 967 000 in Ö)
Österreich Klammerwert in rot)
23,39
(25,38 in Ö)
30,71
(33,58 in Ö)
44,84
(49,92 in Ö)
Gesamte produzierte Energie in
Millionen MWh
Zum Abschluss werden die Szenarien, welche die Entwicklungskosten der zukünftigen
Shale-Gas-Entwicklung abbilden, und die daraus resultierenden geschätzten Gesamtkosten
abgebildet. Nachstehende Tabelle bildet das Szenario „Most Likely“-Bohrloch- und Bohrplatzszenario versus den drei Kostenszenarien und den Produktionsszenarien, exklusive
NGLs (JRC, 2012a, S. 99). Die österreichspezifischen Werte wurden vom Autor mittels
linearer Extrapolation ermittelt.
Tabelle 2-55: Darstellung der Produktionskosten in Kombination mit den drei
Produktionsszenarien exklusive NGLs. Quelle: (JRC, 2012a, S. 99)
Kosten pro MWh ohne NGLs in €
(in Österreich Klammerwert in rot)
Optimistisch
„Most Likely“
Konservativ
9 754 500
(10 658 000 in Ö)
12 805 500
(14 104 000 in Ö)
18 697 500
(20 967 000 in Ö)
9,64
(10,55 in Ö)
18,87
(20,74 in Ö)
74,79
(83,87 in Ö)
Nachstehende Tabelle bildet die Produktionskosten ab – basierend auf den jeweiligen Bohrloch- und Bohrplatzkosten in Kombination mit der Produktionsmenge inklusive NGLs. Die
österreichspezifischen Werte wurden vom Autor mittels linearer Extrapolation ermittelt.
Produktionsszenarien inklusive NGLs. Quelle: (JRC, 2012a, S. 99)
Optimistisch
„Most Likely“
Konservativ
9 754 500
(10 658 000 in Ö)
12 805 500
(14 104 000 in Ö)
18 697 500
(20 967 000 in Ö)
5,28
(5,77 in Ö)
10,86
(11, 95 in Ö)
44,84
(49,92 in Ö)
Diese Kostenschätzungen entsprechen den derzeitigen Break-Even-Kosten einer ShaleGas-Produktion in Europa, welche auch von anderen namhaften Autoren genannt werden
und sich im Bereich zwischen € 13,5 bis 32/MWh bewegen.
115
Abbildung 2-88: Break-Even-Preise für die Produktion von unkonventionellem Gas.
Quelle: Centrica energy, „Unconventional Gas in Europe“; Economist Intelligence Unit,
„Breaking new ground: A special report on global shale gas developments“, (London: Economist Intelligence Unit 2011); Geny: Unconventional Gas; Korn: Prospects in Europe, Wood
Mackenzie: Global unconventional gas trends (Wood Mackenzie 2009), Medlock, Jaffe and
Hartley: Shale Gas and National Security; Moniz, Jacoby and Meggs: Future of natural gas;
zitiert in (JRC, 2012a, S. 160).
Abschließend kann man festhalten, dass sich die Entwicklung der Technologien und der
Prozesse, um Shale Gas zu gewinnen, weltweit in ähnliche Richtungen bewegen wird.
Im derzeit vorherrschenden Geschäftsmodell, nämlich Betreiber, Contractor und ServiceUnternehmen, wird die Technologie weltweit verfügbar. Abweichungen der Kosten werden
vorwiegend aus den unterschiedlichen Personalkosten, den lokalen Preisfluktuationen,
unterschiedlichen Steuerregimen etc., resultieren. Andere kostendominierende Faktoren
werden die unterschiedlichen Umweltstandards sein.
Wie in den obigen Szenarien dargestellt, könnte Shale Gas unter ausschließlich betriebswirtschaftlichen Gesichtspunkten, also unter der Voraussetzung, dass die Shale-GasFörderung politisch erwünscht ist, und unter der zusätzlichen Bedingung, dass die Bevölkerung – insbesondere die Anrainer – überzeugt werden könnten, in Österreich eventuell zu
konkurrenzfähigen Preisen gewonnen werden. Eine zusätzliche maßgebliche Voraussetzung
ist die Realisierung der oben diskutierten Einsparungspotenziale – bei Beibehaltung der
Ceteris-paribus-Prämisse für die anderen Einflussfaktoren.
Falls in der Anfangsphase die Break-Even-Kosten nicht erreicht werden könnten, wäre es
unter förderzinsmaximierenden Gesichtspunkten empfehlenswert, vorübergehend den
Förderzins zu senken und diesen in Entsprechung der Lernkurvenfortschritte anzuheben.
Man kann unter dem Szenario der politischen Umsetzung davon ausgehen, dass a) qualitativ hochwertige Jobs geschaffen werden würden, und b) vom Staat entweder über die ge-
116
samte Förderperiode oder zumindest mittel- und langfristig der Förderzins generiert werden
könnte. In welchem Ausmaß sich die geförderten NGLs auf die Wettbewerbsfähigkeit der
petrochemischen Industrie positiv auswirken würden, wird im Rahmen dieser Arbeit nicht
behandelt.
Ebenso könnten die Pläne der USA betreffend die Anwendung des Gas To Liquids (GTL)Prozesses im Zusammenhang mit potenziellen positiven Auswirkungen der Shale-GasFörderung in Österreich analysiert und bewertet werden. Dies insofern, als in diesem Prozess Erdgas in flüssige Kraftstoffe umgewandelt wird und somit die bestehende Tankstelleninfrastruktur im Transportsektor genutzt werden könnte.
Dieser Zugang wird in den USA ernsthaft diskutiert und vorangetrieben (Abbildung 2-91) und
könnte dazu führen, dass GTL-Treibstoffe in den USA zu günstigeren Preisen als die aus
Erdöl gewonnenen Treibstoffe vertrieben werden könnten. Neben den wirtschaftlichen
Auswirkungen von relativ günstigen Treibstoffen wären auch positive Effekte betreffend
verringerte Schadstoffemissionen (Verunreinigungen wie Schwefel, toxisch aromatische
Verbindungen oder Metallverbindungen und Polyzyklische Aromatische Kohlenwasserstoffe
würden gesenkt werden) zu erwarten.
2.7.3
Gas to Liquids
Beim GTL-Verfahren wird Sauerstoff, der zuvor in einer Luftzerlegungsanlage gewonnen
wurde, dem Erdgas zugeführt wird (Erdgas wird mit Sauerstoff angereichert). Die daraus
resultierende Reaktion führt zur Entstehung von Wasserstoff (H 2) und Kohlenmonoxid (CO),
welche zusammen das Synthesegas bilden. Im darauf folgenden Schritt (Fischer-TropschProzess) wird das Synthesegas mittels spezieller Katalysatoren zunächst in wachsartige
Paraffine und langkettige Kohlenwasserstoffe reformiert, um anschließend – durch deren
Aufspaltung – flüssige und schwefelfreie Kohlenwasserstoffe, etwa Dieselkraftstoff oder
Kerosin, zu erhalten. Es sei angemerkt, dass mehrere Verfahren parallel entwickelt werden.
Vielen dieser Verfahren ist gemein, dass man versucht, Erdgas, welches andernfalls abgefackelt werden muss (aufgrund der Unwirtschaftlichkeit des Anschlusses an ein Erdgasnetz;
dies kommt öfters bei der Förderung von Erdöl, welches auch Erdölbegleitgas enthält, vor),
mittels des GTL-Verfahrens in flüssige und damit leichter transportable Energieformen
umzuwandeln. Ebenso wird auch im großen Maßstab Erdgas in Diesel, Benzin oder Kerosin
umgewandelt (siehe PEARL-Anlage in Katar). Das (Smaller-Scale-)GTL-Verfahren lässt sich
wirtschaftlich dann darstellen, wenn der Erdgaspreis niedrig ist (ca. $ 4/MMBTU) und der
Erdölpreis > $ 80–90/bbl beträgt.
Da hier fossile in synthetische Energieträger umgewandelt werden, um anschließend ver21
brannt zu werden, entsteht keine CO2-Einsparung sondern es fällt prozessbedingt mehr
CO2 an – außer es handelt sich um „Stranded Gas“ welches durch das GTL-Verfahren
genutzt werden kann. D.h., dass z.B. Erdölbegleitgas, welches als Kuppelprodukt bei der
21
JRC: WELL TO WHEELS ANALYSIS OF FUTURE AUTOMOTIVE FUELS AND POWERTRAINS IN THE
EUROPEAN CONTEXT, 2007, P. 43 f.
117
22
Erdölförderung anfällt und mangels sinnvoller Abtransportmöglichkeit wirtschaftlich nicht
verwertet werden kann und daher abgefackelt werden muss, mittels des GTL-Verfahrens
(„Smaller-Scale-GTL-Anlagen) genutzt werden könnte. In diesem Fall würde die CO 2-Bilanz
23
wahrscheinlich positiv ausfallen . Im Falle der Umwandlung von Biomasse in synthetische
Kraftstoffe wäre eine CO2-Einsparung gegeben.
In Abbildung 2-89 ist die Verfahrensskizze des GTL-Prozesses dargestellt.
Abbildung 2-89: Verfahrensskizze GTL-Prozess Quelle: Oxford Catalysts;
http://www.gasworld.com/news/gtl-pilot-plant-and-customer-training-centre-opens-inohio/2002137.article; entnommen am 11.11.2013
22
Dieses Erdölbegleitgas wird abgefackelt, um kleinere CO2-Äquivalente zu erreichen. Unverbranntes Methan
weist lt. dem Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) ein CO2-Äquivalent von ca. 25 auf. Nicht verwertes Erdölbegleitgas kann dazu führen, dass die Erdölförderung gedrosselt werden muss, um die maximalen CO 2Äquivalent-Emissionen nicht zu überschreiten. In so einem Fall wäre zu überprüfen ob Erdölbegleitgas de facto
Opportunitätskosten generiert, die in der relevanten Kalkulation zu berücksichtigen wären.
23
Eine generelle Aussage dazu ist nicht ohne weiteres möglich, da es auf die Lokation der Erdölbohrung ankommt.
118
Abbildung 2-90: Gas to Liquids Process – Schematische Darstellung
Quelle: http://www.compactgtl.com/process/technical-overview/; entnommen am 8.11.2013
Die EIA geht davon aus, dass sich der GTL-Prozess in den USA im größeren Stil durchsetzen wird (siehe Abbildung 2-91). Hier sei angemerkt, dass die Rahmenbedingungen für die
Entwicklung der GTL-Technologie, insbesondere der „Smaller Scale GTL-Technologie“ sehr
gut sind, jedoch erscheint der in der nachstehenden Grafik abgebildete Markteinführungszeitpunkt als zu optimistisch. Ebenfalls ist die Marktdurchdringung im dargestellten Zeitraum
als sehr ambitioniert anzusehen.
Abbildung 2-91: Erdgasverbrauch in den USA im Zeitraum bis 2040 (in Billiarden Btus);
Quelle: EIA Annual Energy Outlook 2013 Early Release
119
Abbildung 2-92: Preisvergleich Erdgas zu Diesel in den USA. Quelle: OXFORD
CATALYSTS: Smaller Scale GTL, CERA-Week 2013, basierend auf EIA Daten
Unter der Annahme von realistischen Marktrahmenbedingungen ergäben sich für „Smaller
Scale GTL-Projekte“– im Vergleich zum herkömmlichen Diesel – sehr kompetitive Preise
Abbildung 2-93: Kostenvergleich GTL-Prozess zur herkömmlichen Produktion von Diese.
Quelle: OXFORD CATALYSTS: Smaller Scale GTL, CERAWeek 2013
Im Falle der Verwertung von „Stranded Gas“ und bei Umwandlung von Methan in Produkte
mit höherem Marktwert (z.B. Schmierstoffe), ergäben sich – neben der potenziellen CO2-
120
Einsparung – noch größere Wettbewerbsvorteile, da das Stranded Gas wahrscheinlich zu
günstigeren als den Henry-Hub-Preisen bezogen werden könnte – also << $ 4/MMBTU.
Abbildung 2-94: Kostenvergleich GTL-Prozess zur herkömmlichen Produktion von Diesel im
Fall von „Stranded Gas“. Quelle: OXFORD CATALYSTS: Smaller Scale GTL, CERAWeek
2013
Entsprechend dieser Daten und der Aussage von Oxford Catalysts, Roy Lipski, wäre die
Produktion von 1 Barrel Diesel um $ 66 (€ 49,62), d.h. Kosten von € 31,2/MWh bei einem
24
Erdgaspreis von $ 4/MMBTU, möglich. Diese Diesel-Gestehungskosten wären sogar
bedeutend niedriger als die reinen Energiekosten (also ohne Weiterverarbeitung) von Roh25
öl .
In Europa würden – aufgrund des ca. 2,6-mal höheren Erdgaspreises im Vergleich zum
Preis in den USA (Zeitpunkt der Erstellung der Studie) – die Gestehungskosten von 1 Barrel
GTL-Diesel > $ 133 (> € 100) betragen.
2.7.4
Abschätzung der Shale-Gas-Produktionskosten durch OIES
Das Oxford Institute for Energy Studies (OIES) hat im Jahr 2010 ebenfalls die Kosten potenzieller Shale Gas-Produktionen untersucht. Dabei ist das OIES von der Frage ausgegangen,
welche Menge an Shale Gas produziert werden müsste, damit Shale Gas als „Game Changer“ wirken kann. D.h. welche Break-Even-Kosten bei der Produktion dieser Volumina von
Shale Gas anfallen dürfen, damit Shale Gas im Vergleich zu LNG und Pipeline Gas – auf
Long Run Marginal Cost (LRMC)-Basis – wettbewerbsfähig wäre.
Das „kritische“ Volumen wurde in (OIES, Can Unconventional Gas be a Game Changer in
3
European Markets, 2010, S. 63) mit 1 Trillion Cubic Feet/Jahr (ca. 28,32 Mrd. Nm /Jahr)
geschätzt. Dies entspräche einem Verbrauchsanteil von ca. 5,3% in Europa. Der Start der
24
Oxford Catalysts, Lipski R.: Gas-to-Liquid Plants No Longer Exclusive to Larger Players;
http://www.forbes.com/sites/peterdetwiler/2013/01/17/gas-to-liquids-plants-no-longer-exclusive-to-larger-players/;
entnommen am 11.11.2013
25
Der Preis von € 46/MWh WTI und € 50/ MWhBrent ergibt sich bei einem derzeitigen Erdölpreis von € 71/bbl WTI bzw.
€ 78/bbl Brent und bei einem Energiegehalt von ca. 11.630 kWh pro toe. Ein Barrel wurde mit 159 Liter umgerechnet.
Ein € beträgt $ 1,33.
121
Produktion wurde mit 2015 angenommen, wobei das Produktionsniveau nach fünf Jahren
3
besagte 28,32 Mrd. Nm /Jahr erreichen würde. Als wahrscheinliche Produktionsgebiete
wurden – aufgrund der unterstellten hohen Produktionsmenge – Deutschland und Polen
identifiziert.
Um das Produktionsziel von 28,32 Mrd./Jahr innerhalb von 5 Jahren zu erreichen, müssten –
ausgehend von den U.S.-Erfahrungswerten – ca. 800–1000 Bohrungen/Jahr durchgeführt
werden. Ab dem Zeitpunkt, ab dem 28,32 Mrd. Nm3/Jahr für einen Zeitraum von 10 Jahren
produziert werden würden, wären ca. 700 Bohrungen pro Jahr zu bohren. Falls man über
den Zeitabschnitt von 10 Jahren hinausgehen will, wären – um das Produktionsniveau halten
zu können – bis zu 1000 Bohrungen pro Jahr erforderlich (OIES, Can Unconventional Gas
be a Game Changer in European Markets, 2010, S. 66).
Falls man den gleichen Flächenbedarf pro Bohrung wie in den USA annimmt, bedeutet das,
2
dass ca. 324 km pro Jahr (für 1000 Bohrungen) für Bohrungen gebraucht werden (OIES,
Can Unconventional Gas be a Game Changer in European Markets, 2010, S. 66).
Auf österreichische Verhältnisse umgelegt (Annahme 5% des Gesamtbedarfs wird aus
3
Shale-Gas-Vorkommen gefördert) würden pro Jahr ca. 400–500 Mio. Nm gefördert werden.
2
Pro Jahr wären ca. 5,7 km Bohrfläche für 18 Bohrungen erforderlich.
3
Falls im Wiener Becken 160–240 Mrd. Nm (siehe Aussage der OMV, 2.6.5) Shale-Gas
vorhanden wären, würde die OMV sicherlich versuchen, die jährlich zu gewinnende Menge
3
bedeutend (>> 1 Mrd. Nm /Jahr) anzuheben, um die Lagerstätten in einem noch abschätzbaren Zeitraum (40–60 Jahre) auszubeuten. Das würde die Anzahl der jährlichen Bohrungen
2
auf ca. 100–140 Bohrungen, mit einem jährlichen Flächenbedarf von 32–45 km , anheben.
Zum Zeitpunkt der Erstellung der OIES-Studie (Mitte 2010) ergab sich, basierend auf der
angenommenen Bohrtiefe, nachstehende Kostenstruktur (in Millionen US-Dollar).
Tabelle 2-57: Kostenstruktur (in Mio. US-Dollar) für die Erschliessung des „kritischen“ jährli26
chen Shale Gas-Volumens in Deutschland und Polen ; Quelle: (OIES, Can Unconventional
Gas be a Game Changer in European Markets, 2010, S. 85)
26
Angaben basieren auf Daten von Schlumberger Business Consulting.
122
Die Explorationsbohrung würde als vertikale Bohrung ausgeführt werden. Bereits realisierte
Kostenoptimierungen wurden berücksichtigt. Darüber hinaus wurde von einer 50% Kosteneinsparung – welche über einen Zeitraum von 5–10 Jahren realisiert werden könnte – ausgegangen. Diese Annahmen basieren auch auf der Zusatzannahme, dass in diesem Zeitraum mehrere Tausend Bohrungen zu bohren wären und somit ein großer Lernkurveneffekt
eintreten würde. Nachstehende Grafik stellt die bisher erzielten Lernkurveneffekte anhand
der Bohr-und Komplettierungskosten (D&C) in den USA dar.
Abbildung 2-95: Bisher erzielte Lernkurveneffekte anhand der Bohr-und Komplettierungskosten (D&C). Quelle: Talisman Energy, October 2009; http://www.talismanenergy.com/upload/feature_presentation/2/66/corp_presentation_011009.pdf; entnommen
am 30.9.2013.
Um die Plausibilität zu prüfen, wurden die Kostenbereiche von Explorations- und Produktionsbohrungen (E&P) für Conventional Gas in Europa abgebildet und im nächsten Schritt die
Kosten für die Shale Gas Bohrungen eingefügt.
Aus Abbildung 2-96 ist ersichtlich, dass Shale-Gas-Bohrungen in Europa, strukturbeding, 2–
3-mal so teuer sind wie vergleichbare Bohrungen in den USA. Außerdem sieht man, dass
die Unconventional-Gas-Bohrungen – basierend auf den angenommenen Parametern – am
oberen Kostenende der Conventional-Bohrungen angesiedelt sind. Ebenso wird ersichtlich,
dass Tight-Gas-Bohrungen um vieles teurer sind als Shale-Gas-Bohrungen.
123
27
28
Abbildung 2-96: Kosten für Shale-Gas- und Tight-Gas-Bohrungen, USA und Europa.
Quelle: (OIES, Can Unconventional Gas be a Game Changer in European Markets, 2010, S.
86)
Ausgehend von den oben genannten Rahmenbedingungen, würden sich in Deutschland und
Polen die Kosten in Tabelle 2-58 und Tabelle 2-59 (jeweils in $/MMBTU) ergeben. Es sei
nochmals darauf hingewiesen, dass die Abschätzung durch The Oxford Institute For Energy
Studies (OIES) Mitte 2010 erfolgte, somit wahrscheinlich die vorhandenen Daten des Jahres
2009 als Grundlage dienten und daher die angegebenen Kosten als zu hoch anzusehen
sind. Ebenso sei angemerkt, dass sich die Kosten offensichtlich auf „Dry Gas“ beziehen,
d.h., dass nicht von einer Kuppelproduktion von NGLs und Dry Gas ausgegangen wurde.
Tabelle 2-58: Kostenstruktur für „Dry Gas“, Deutschland; Quelle: (OIES, Can Unconventional
Gas be a Game Changer in European Markets, 2010, S. 87)
27
Angaben basieren auf Jahresabschlüssen von relevanten Unternehmungen sowie auf Daten von Wood Mackenzie.
28
Die Kosten in den USA beziehen sich ausschließlich auf Shale Gas-Bohrungen.
124
Tabelle 2-59: Kostenstruktur für „Dry Gas“, Polen; Quelle: (OIES, Can Unconventional Gas
be a Game Changer in European Markets, 2010, S. 87)
2.7.4.1
Erdgas-Supply-Kosten in Europa gem. IEA und OIES
Um die Konkurrenzfähigkeit von in Europa gewonnenem Shale Gas bewerten zu können,
seien nachstehend die indikativen Supply-Kosten (in $/MMBTU) von potenziellen Gasquellen – welche Europa beliefern können – dargestellt.
Abbildung 2-97: Indikative Kosten für potenzielle neue Gasquellen mit Lieferung nach
Europa im Jahr 2020 ($/MMBTU). Quelle: IEA: World Energy Outlook 2009, S. 482
Die folgende Tabelle zeigt die Kostenstruktur für LNG-Lieferungen in einem höheren Detaillierungsgrad, wobei die Kostenbasis auf das Jahr 2008 abstellt.
125
Tabelle 2-60: Indikative Kosten für potenzielle „neue“ LNG- Lieferung nach Europa im Jahr
2020 ($/MMBTU). Quelle: IEA: World Energy Outlook 2009, S. 481
Grafisch dargestellt ist der Vergleich in Abbildung 2-98.
Abbildung 2-98: Vergleich indikative Kosten für potenzielle „neue“ LNG nach Europa bzw.
Shale-Gas-Produktion und Versorgung in Europa im Jahr 2020 ($/Mio cf). Quelle: (OIES,
2010, S. 88)
2.7.4.2
Erdgas-Supply-Kosten in Europa gem. ERI RAS
Wenn man im nächsten Schritt die Daten der IEA mit anderen Datenquellen vergleicht – hier
mit Daten von ERI RAS – sieht man, dass die IEA einen sehr optimistischen Zugang pflegt,
während die ERI RAs Schätzungen noch immer als optimistisch anzusehen sind.
126
Abbildung 2-99: Langfristige Grenzkosten (LRMC) für neues Gas nach Europa, US
Dollar/1000m3. Quelle: ERI RAS: The role of Russian gas in Europe‘s energy future, 4th
European Gas Conference, Vienna January 2011.
2.7.4.3
Würdigung der Erdgas-Supply-Kosten in Europa gemäß IEA, OIES und ERI
RAS
Ausgehend von den von ERI RAS kalkulierten Daten zeigt sich, wie bereits oben erwähnt,
dass diese Daten als optimistisch anzusehen sind. Dies lässt sich beispielsweise aus den
Kosten für die Gasversorgung aus Azerbaijan herleiten. Die Grafik geht von Kosten von ca.
3
€ 124/1000 Nm (ca. $ 4,4/MMBTU) aus. Die Kalkulation von Nabucco International wies
3
Transportkosten von ca. € 120/1000 Nm (ca. $ 4,22/MMBTU) aus – basierend auf Investitionskosten in der Höhe von € 7,9 Mrd.
Abbildung 2-100: Prognostizierte Einnahmen für Azerbaijan für 10 bcm/a. Quelle: RWE;
Peters, Caspian Gas and European Markets – The commercial value chain; Baku 8.6. 2011
Die aktualisierten geschätzten Investitionskosten (Schätzung) für die „Ur-Nabucco“ hätten
ca. € 11–12 Mrd. betragen, somit wären die Transportkosten nach Europa (Waidhausen)
signifikant höher ausgefallen.
127
2.8 Potenzielle Auswirkungen von Shale Gas auf das globale
Energiesystem
Das Joint Research Center versuchte in (JRC, 2012a) die weltweiten Auswirkungen der
Shale Gas-Produktion – unter Berücksichtigung der relevanten Beschränkungen und Annahmen – zu analysieren. Die Analysen erfolgten unter Anwendung des ETSAP-Times
Integrated Assessment (ETSAP-TIAM) Modells.
Die nachstehende Tabelle 2-61 fasst die wichtigsten Faktoren zusammen, welche einen
Einfluss auf die Entwicklung des Unconventional Gas-Sektors haben werden. D.h., dass für
jede umfassende Kategorie jene Schlüsselfaktoren aus dieser Kategorie angewendet wurden, die für das Modell geeignet sind. Vielmals reflektieren diese Schlüsselfaktoren auch
Annahmen über andere Faktoren.
Tabelle 2-61: Wichtigste Faktoren für die Entwicklung des Unconventional Gassektors;
Quelle: (JRC, 2012a, S. 205)
2.8.1
Szenarien
Drei der in Tabelle 2-61 angeführten Faktoren wurden als Faktoren von zentraler Bedeutung
ausgewählt:
■
Die Größe der Shale Gas-Ressourcen
■
Die Produktionskosten von Shale Gas
■
Das globale Wachstum der Bruttoinlandsprodukte
Aus dieser Annahme ergeben sich aus der Kombination der genannten Faktoren von zentraler Bedeutung folgende vier Hauptszenarien:
128
■
Conservative Low Growth (ConLG)
■
Conservative High Growth (ConHG)
■
Optimistic Low Growth (OptLG)
■
Optimistic High Growth (OptHG)
D.h., dass das Modell anhand der zwei angenommenen Szenarien Optimistischer (Opt) oder
Konservativer Zugang (Con) betreffend Produktionskosten und Ressourcengröße einerseits
und den zwei angenommenen Szenarien Hohes BIP-Wachstum (HG) und Niedriges BIPWachstum (LG) andererseits, aufgebaut wurde. Zusätzlich wurde im Szenario ConLG die ÖlErdgaspreisrelation als Einflussfaktor eingefügt (JRC, 2012a, S. 205).
Grafisch dargestellt ergibt sich folgende Konstellation:
Abbildung 2-101: Unkonventionelles Gas: Potentielle Auswirkungen des Energiemarktes in
der EU. Quelle: (JRC, 2012a, S. 206)
129
Festzuhalten ist, dass der Einfluss der NGLs auf den Shale-Gas-Preis nicht in das Modell
übernommen wurde, somit ein Faktor, der zu derart niedrigen Erdgaskosten in den USA
beitrug/beiträgt, nicht im Modell zur Anwendung kommt.
Das Joint Research Center kommt zur Schlussfolgerung, dass sich die Modellannahmen
vielmehr zur Erforschung von relevanten Unsicherheiten als zu Vorhersagen zum Einfluss
von Shale-Gas-Auswirkungen eignen. Diese Schlussfolgerung wird aus der bisher fehlenden
Genauigkeit der Ressourcengröße, aber auch aus der mangelnden Robustheit der Produktionskosten von Shale Gas hergeleitet. Bevor diese Daten nicht vorhanden sind, wird die
Analyse der komplexen Interrelationen als erster erforderlicher Schritt zum Verständnis der
potenziellen Auswirkungen von Shale Gas gesehen (JRC, 2012a, S. 229).
2.8.2
Schlussfolgerungen
Mangels vorhandener Daten leitet das JRC folgende vorläufige Schlussfolgerungen – welche für Europa und den Rest der Welt erwartet werden können – ab:
■
Im Großen und Ganzen zeigen die Szenarien, dass Shale Gas das Potenzial zur extensiven Beeinflussung des globalen Gasmarktes hat. Dies aber nur bei optimistischen Annahmen betreffend Produktionskosten und Reserven.
■
Unter optimistischen Annahmen kann Erdgas (inklusive Shale Gas) einen Anteil von
30% der weltweiten Primärenergieversorgung bis 2025 erreichen. Dieser Anteil könnte
bis 2040 auf 35% steigen.
■
Obwohl strikte CO2-Ziele in das Modell einflossen, stieg der Erdgasverbrauch. Dieses
Resultat unterstützt die potenzielle Rolle des Erdgases als Brückenenergie.
■
Shale Gas ist – weltweit betrachtet – relativ gleichmäßig verteilt, somit werden die meisten Regionen ein bestimmtes Produktionsniveau erreichen. Die USA und China haben
die besten Voraussetzungen, um die Topproduzenten zu werden bzw. zu bleiben. Die
Analyseergebnisse legen nahe, dass Shale Gas innerhalb jener Region verbraucht wird,
in welcher auch die Produktion erfolgt, jedoch wird eine einzelne Region nicht ausreichend Shale Gas produzieren, um vom Nettoimporteur zum Nettoexporteur zu mutieren.
■
Der weltweite Gashandel wird – getrieben durch das Conventional Gas – steigen. Die
Entwicklung des Shale Gas-Sektors hat das Potenzial, diese Entwicklung zu unterstützen oder zu mildern – insbesondere für interregionale LNG-Transporte. Niedrige LNGKosten können die durch die Entwicklung des Shale Gas-Sektors hervorgerufenen Abfederung des Erdgashandels verkleinern.
■
Eine signifikante Shale Gas-Produktion hat das Potenzial, die Erdgaspreise zu senken.
In welchem Ausmaß eine Senkung erfolgen würde, hängt davon ab, wie zukünftig die
Erdgaspreise bestimmt werden. Eine Fortführung der Ölindexierung würde die durch
Shale Gas hervorgerufene potenzielle Preissenkung reduzieren.
■
Die Marktdurchdringung von Erdgas im Transportsektor hängt stark vom Ölpreislink ab.
Eine schwache Ölbindung könnte zu einem starken Erdgasverbrauchsanstieg im Transportsektor führen.
■
Die Erdgasnachfrage – unter der Annahme des optimistischen Szenarios – würde sich
nicht in allen Regionen gleich entwickeln, sondern hängt von der relativen Wettbewerbsfähigkeit von anderen Brennstoffen und den angewendeten Technologien in der jeweili-
130
gen Region ab. Dies wird insbesondere in der Stromerzeugung ersichtlich. Während
Shale Gas in den USA eine große Auswirkung auf den Elektrizitätserzeugungsmix haben kann, wird die Auswirkung in China etwas schwächer ausfallen.
■
Eine Shale Gas-Produktion in Europa würde nicht zur Autarkie von Europa im Erdgassektor führen. Das beste anzunehmende Szenario würde gerade die abfallende Produktion in Europa ersetzen können. Die Importabhängigkeit könnte bei 60% gehalten
werden. Im Zusammenhang mit Handelsströmen zeigt sich, dass die EU-Importe sehr
anfällig auf die LNG-Kostenannahmen reagieren.
2.9 Auswirkungen der Gaspreisentwicklung auf
Stromerzeugungskosten
Mitte der 2000er-Jahre wurden – aufgrund der prognostizierten Strompreisentwicklung –
Gas- und Dampfkraftwerke (GuD-KW) als Erdgasnachfrager angesehen, welche die Nachfrage erheblich nach oben treiben würden. Die Gasturbinen werden als Wärmequelle für
nachgeschaltete Abhitzekessel, die wiederum als Dampferzeuger für die Dampfturbinen
wirken, eingesetzt. Solche GuD-KW [im englischen Sprachgebrauch als Combined Cycle
Gas Turbine (CCGT) bezeichnet] sind im Kraftwerksmanagement aufgrund rascher Laständerungsmöglichkeiten sehr flexibel einsetzbar – können aber auch im Grundlastbetrieb
gefahren werden. Aufgrund des hohen Wirkungsgrades (bis zu 60%) und der zusätzlichen
Möglichkeit der Abwärmeverwertung wurden diese Anlagen – aus damaliger Sicht – als
lukratives Business Modell angesehen.
Investitionen in solch langlebigen Anlagengüter werden auf bestmöglichen zukünftigen
Preis- und Kostenentwicklungen des damit produzierten Produktes (in diesem Fall die standardisierte Commodity „Elektrizität“) getroffen. Falls vorhanden, werden diesbezügliche
29
Futures als Basis herangezogen.
Nachstehende Grafik (Abbildung 2-102) verdeutlicht den Preisverlauf – und die damit ver30
bundenen Erwartungen – des Phelix Year Future Cal 11 aus Sicht der Mitte- bis Ende der
2000er Jahre.
29
Futures dienen dazu, eine festgelegte Menge Strom zu einem determinierten Preis in einem fixierten zukünftigen
Zeitraum zu kaufen oder zu liefern. An erster Stelle der Wirkung dieses Produktes steht die finanzielle Absicherung
gegen zukünftige Preisentwicklungen (hier der Commodity Elektrizität) und nicht die physische Erfüllung des
Geschäftes. Futures werden als standardisierte Produkte auf der Börse (hier EEX) gehandelt und können im
Zusammenhang mit Grundlastprodukten (Base Load) oder Spitzenlastprodukten (Peak Load) gehandelt werden.
Forwards, die grundsätzlich die gleiche Funktion wie Futures wahrnehmen, werden nicht als standardisierte Produkte auf der Börse, sondern bilateral gehandelt. Die Preise für Futures und Forwards korrelieren stark, wobei üblicherweise die Forwards etwas billiger sind als Futures. Dies deswegen, da Futures – aufgrund der „Counter Party
Börse“ – ein geringeres Risiko als Forwards aufweisen.
30
Phelix ist der „Physical Electricity Index“ der Markgebiete Deutschland/Österreich an der europäischen Strombörse in Leipzig (EEX), welche als wichtigste Energiebörse im zentraleuropäischen Raum angesehen wird. Die EEX
ist Marktplatz für den Handel mit Strom, Erdgas, CO2-Emissionsrechten und Kohle. Cal 11 steht für das Kalenderjahr 2011.
131
Abbildung 2-102: Entwicklung der Großhandelspreise. Quelle: österreichs energie: Daten
und Fakten zum Strompreis, Oktober 2010, S. 11.
Die obige Grafik (Abbildung 2-102) zeigt, dass in jenem Zeitraum, in welchem die Entscheidungen für den Bau von neuen GuD-KW getroffen wurde, sehr hohe Strompreise erwartet
wurden. Aus damaliger Sicht konnten die Vollkosten eines neuen GuD-KW durch die Erlöse
mehr als gedeckt werden.
Dies wird auch aus dem Verlauf des Phelix Cal 13 und Cal 14 (siehe Abbildung 2-103)
ersichtlich, obwohl diese Produkte (Cal 13 und Cal 14) – aufgrund des langen Zeitraumes
zwischen Erfüllung und dem Handelszeitraum – naturgemäß hohe Risiken bargen.
132
Legende: Braun: Cal 14; Grau: Cal 13
Abbildung 2-103: EEX Preisentwicklungen des Phelix Cal 13 und Cal 14. Quelle: EEX:
http://www.eex.com/de/Marktdaten/Handelsdaten/Strom/Phelix%20Futures%20|%20Termin
markt/Phelix%20Futures%20Chart%20|%20Terminmarkt/futures-chart/F1BY/2014.01/201310-02/a/-/0/0/0/0/2013.01; entnommen am 3.10.2013.
Wenn man zu den obigen Preisentwicklungen des Phelix Cal 13 und Cal 14, welche den
Großteil der Erlösseite des Stromproduzenten abbilden, die Hauptinputkosten, nämlich
Erdgas, ansieht, so fällt auf, dass der Erdgaspreis sich – ausgenommen im Jahr 2008 – auf
einem annähernd gleichen Niveau bewegt. Aus damaliger Sicht war der Clean Spark
31
Spread ausreichend, um die anderen Kosten abzudecken.
31
Ein Spark Spread ist die Preisdifferenz zwischen Strompreis und dem Preis des Primärenergieträgers Erdgas
(Spark steht für Erdgas, während Dark für Kohle steht) wobei für den Primärenergieträger der Wirkungsgrad
Eingang finden muss. Ein Clean Spark Spread berücksichtigt auch die CO2-Emissionskosten, wobei für eine
produzierte MWh-Elektrizität aus Erdgas 0,411 Tonnen CO2 angesetzt werden.
133
Legende: Dunkelblau: Cal 14; Hellblau: Cal 13
Abbildung 2-104: Erdgas Futures Cal-13 und Cal-14. Quelle: EEX
http://www.eex.com/en/Market%20Data/Trading%20Data/Natural%20Gas/Natural%20Gas%
20Futures%20|%20Derivatives/Natural%20Gas%20Futures%20Chart%20|%20Derivatives/f
utures-chart/G0BY/2014.01/2013-10-02/a/-/0/0/0/0/2013.01; entnommen am 3.10.2013.
Wenn man die Entwicklung der Spark und der Dark Spreads im relevanten Zeitraum analysiert, so wird ersichtlich, dass die Spark Spreads sich ab ca. Mitte 2012 im negativen Bereich bewegen, während die Dark Spreads sich leicht im positiven Bereich befinden (Cal-13
bei ca. € 7/MWh und Cal-14 bei ca. € 5/MWh im Januar 2013).
Unter Berücksichtigung der CO2-Emissionspreise würde sich der Clean Spark Spread noch
mehr in den negativen Bereich verschieben, während der Clean Dark Spread etwas nach
unten rutschen würde, aber im positiven Bereich bliebe. Aufgrund der derzeitigen, sehr
niedrigen CO2-Preise ist die diesbezügliche Auswirkung aber eher als untergeordnet anzusehen.
Zwischenzeitlich hat sich der Strompreisverfall – aufgrund unterschiedlicher Einflussfaktoren
– in abgemilderter Form fortgesetzt (eine leichte Aufwärtstendenz ist im September 2013
ersichtlich), sodass es derzeit selbst für kohlebefeuerte Kraftwerke schwierig ist, wirtschaftlich sinnvoll zu operieren.
134
Abbildung 2-105: Spark Spread Peak Cal 10-14 in €/MWh. Quelle: Statkraft; Gobel S.; Gas
to Power from a perfect to a lost case; FLAME, Amsterdam, 12.3.2013.
Nachfolgende grobe – sehr simplifizierte – Kalkulation soll helfen, die Problematik leichter zu
erkennen. Die Kalkulation beruht auf folgenden Annahmen bzw. Voraussetzungen:
■
Das GuD-KW wurde neu errichtet;
■
es wird mit ca. 6000 Volllaststunden pro Jahr betrieben;
■
es werden keine unterschiedlichen Preise für Base- und Peak Load sowie für Regel- und
Ausgleichsenergieleistungen angesetzt (statischer Zugang);
■
es werden keine Förderungen irgendwelcher Art berücksichtigt;
■
es wird eine Momentaufnahme – ohne die gegenseitigen Beeinflussungen von sich
ändernden Strom- Erdgas- und CO2-Preisen über eine gewisse Periode – analysiert;
■
der Wirkungsgrad von gasbefeuerten GuD-KW bei stark schwankender Belastung
beträgt 50%;
■
der Gaspreis auf der EEX beträgt € 26,4/MWh (ungefährer Wert im September 2013;
damit fallen für die Produktion einer MWh Strom ca. € 52,8 als Kosten für Erdgas an,
ohne Nutzung der Gasinfrastruktur für den Transport des Erdgases zum KW);
■
der CO2-Zertifikatspreis beträgt ca. € 5/Tonne;
■
pro erzeugter MWh Strom werden 0,41 Tonnen CO2 emittiert (2 MWh Erdgas, 0,205 t
CO2 je MWh Erdgas), wodurch weitere € 2/MWh Strom als Kosten anfallen;
■
die Kosten für den Energieträger Erdgas plus notwendige CO2-Zertifikate betragen ca.
€ 54,8 je MWh Strom;
■
der Settlementpreis für das Produkt Phelix Cal14 beträgt im September 2013 ca. € 38,3
MWh.
135
Aus diesen Annahmen resultiert ein negativer Clean Spark Spread von ca. € 16,5 je MWh
Strom. Die Entwicklung des Phelix Baseload Year Futures (Cal 14) (in rötlicher Farbe, siehe
Abbildung 2-106) zeigt über die letzten 200 Tage einen Mittelwert für Baseload von unter
€ 40/MWh (in Grau). Man sieht auch, dass die Werte des Produktes Cal 15 unter den Werten des Produktes Cal 14 liegen.
Abbildung 2-106: Stromkosten Futures Cal 14 im Vergleich zu 200 Tage Durchschnittspreis
und Cal 15; Quelle:
http://www.eex.com/de/Marktdaten/Handelsdaten/Strom/Phelix%20Futures%20|%20Termin
markt/Phelix%20Futures%20Chart%20|%20Terminmarkt/futures-chart/F1BY/2014.01/201311-13/1m/200/0/0/0/0/2015.01; entnommen am 13.11.2013
Die Preise für Stundenkontrakte zeigen über einen Zeitraum von einem Jahr ähnliche Werte.
Die Base-Load-Werte bewegen sich auch unter € 40/MWh und die Peak Load Werte liegen
im Durchschnitt geringfügig darüber, aber noch immer beträchtlich unter € 50/MWh.
136
Abbildung 2-107: Stundenkontrakte Load Base (dunkel) und Peak Load (rot) im Vergleich zu
200 Tage Durchschnittspreisen von Base Load (dunkel) und Peak Load (rot);
Quelle: http://www.eex.com/de/Marktdaten/Handelsdaten/Strom/Stundenkontrakte%20|%20
Spotmarkt%20Stundenauktion/Stundenkontrakte%20Chart%20|%20Spotmarkt%20Stunden
auktion/spot-hours-chart/2013-11-14/PHELIX/200/1y; entnommen am 13.11.2013
Um die Vollkosten eines neuen gasbefeuerten GuD Kraftwerkes abdecken zu können, muss
man zusätzlich zu den Kosten für die Commodity Erdgas noch folgende Kostenpositionen
berücksichtigen:
■
Transport des Erdgases vom virtuellen Handelspunkt zum GuD-KW;
■
Strukturierungskosten des Erdgases;
■
Netzzugang zum Stromnetz;
■
alle anderen Operating Expenditures (OPEX) wie Personalkosten, Maintenancekosten,
Flexibilitätskosten des Erdgasspeichers, Wasseraufbereitungskosten etc.; sowie
■
die Kapitalkosten wie Zinsen auf das eingesetzte Kapital (Eigen- und Fremdkapital) und
die Abschreibungen.
Bei einem neuen GuD-KW kann man von einem Gesamtbetrag der angeführten Positionen
(ohne Energieträger) von ca. € 20–22/MWh bei einer Auslastung von ca. 6000 Jahresstunden ausgehen. Wenn man hier einen realistischeren Wert von ca. 1000–1500 h pro Jahr
ansetzt, würden sich diese Kosten entsprechend stark erhöhen.
Addiert man diese Kostenkomponenten (basierend auf einer vollen Auslastung von 6000
Jahrestunden), ergeben sich Gesamtkosten von ca. € 74–77/MWh el. Davon sind die Erlöse
aus der Abwärmeverwertung abzuziehen.
137
Falls man von einem Abnahmepreis von € 20/MWh Fernwärme ausgeht und eine Abnahme
von 3000 h Volllastäquivalenten Abwärmenutzung pro Jahr unterstellt, wären ca. € 8–10 von
den erforderlichen Stromkosten abzuziehen.
Das bedeutet, dass bei einer Jahresvollauslastung von 6000 h ein durchschnittlicher Erlös
pro MWh el. in der Höhe von ca. € 64–69 erforderlich ist, um die Vollkosten eines neuen
GuD-Kraftwerkes decken zu können.
Die genannten „Break Even“-Strompreise entsprechen auch den Ergebnissen der Studie
32
STROMGESTEHUNGSKOSTEN ERNEUERBARE ENERGIEN , in welcher auch die
Stromgestehungskosten von GuD sowie Stein- und Braunkohle-KWs dargestellt werden (auf
Vollkostenbasis). Man sieht (oranger Balken), dass die Stromgestehungskosten – in Abhängigkeit der Volllaststunden – bei € 77– 98/MWh liegen.
Abbildung 2-108: Lernkurvenbasierte Prognose von Stromgestehungskosten erneuerbarer
Energien und konventioneller Kraftwerke in Deutschland; Quelle: Fraunhofer ISE:
Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien, S. 3; Die Volllaststunden der GuD-KW
bewegen sich im Jahr 2013 und 2020 zwischen 3000 (Minimum) und 4000 (Maximum),
während im Jahr 2030 der Volllaststundenbereich auf 2600 (Minimum) und 3600 (Maximum)
fällt.
Unter der Annahme, dass kohlebefeuerte Kraftwerke wirtschaftlich betrieben werden können, müssten sich die CO2-Preise signifikant ändern, um GuD-KW betriebswirtschaftlich
32
Fraunhofer ISE: Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien, Version November 2013
138
sinnvoll betreiben zu können. Diesbezügliche Break-Even-Preise wären – falls erforderlich –
zu kalkulieren.
Umgekehrt kann man sich die Frage stellen, welche Erdgaspreise erforderlich wären, um ein
neues GuD-KW unter betriebswirtschaftlichen Gesichtspunkten sinnvoll betreiben zu können.
Da die derzeitigen Stromkosten – wie oben ausgeführt – um ca. € 24–29/MWh unter den
Break-Even-Strompreisen liegen, müsste dieser Differenzbetrag durch günstigere Erdgaspreise ausgeglichen werden.
Bei einem Wirkungsgrad des GuD-KW von 50% wären hier pro MWh Erdgas € 12–14,5
einzusparen. Somit müsste die Commodity Erdgas ca. € 12,5–15/MWh kosten.
Bei einem höheren Wirkungsgrad könnten die erforderlichen Break-Even-Strompreise etwas
geringer (€ 60–65/MWh) oder die Break-Even-Erdgaspreise etwas höher sein (€ 16–
19/MWh).
Unter der Annahme, dass neue GuD-Kraftwerke aufgrund des Umfeldes wertberichtigt
wurden (Wert des Anlagevermögens geht gegen null), wären die OPEX mit ≥ € 6/MWh el
anzusetzen. Dies bedeutet, dass ein durchschnittlicher Break-Even-Strompreis auf Grenzkostenbasis (andere Einflussfaktoren ceteris paribus) von ca. € 51-53/MWh erforderlich ist.
Bei einem angenommenen Strompreis von € 40/MWh (Base Load) würde ein max. Commodity Preis von € 1 –18/MWhGas die Grenzkosten abdecken.
Bei einem höheren Wirkungsgrad könnten die erforderlichen Break-Even-Strompreise geringer (€ 42 – 44/MWh el) oder die Break-Even-Erdgaspreise höher sein (€ 19 – 20/MWh Gas),
um die Grenzkosten decken zu können (andere Einflussfaktoren ceteris paribus).
139
3 Technologien und Weltmarkt
In diesem Kapitel wird der Status quo und der zukünftige Ausbau bzw. Einsatz verschiedener Technologien den innovativen Unternehmen und Forschungsorganisationen in Österreich gegenübergestellt. Dabei sollen die für den weiteren Um- und Ausbau des Energiesystems relevanten Schlüsseltechnologien identifiziert und jene hervorgehoben werden, in
denen sich Österreich schon jetzt oder in Zukunft gut positionieren kann.
3.1 Weltmarkt Erneuerbare
Im Folgenden werden für die wichtigsten erneuerbaren Energien aktuelle und mögliche
zukünftige Entwicklungen auf den für österreichische Technologieproduzenten relevanten
Märkten (Europa, international) betrachtet. Unterschieden wird dabei zwischen erhobenen
Marktdaten („Status quo“), Markteinschätzungen bzw. Prognosen für die nächsten fünf Jahre
und langfristigen Szenarien, die naturgemäß stark von den zugrunde gelegten Annahmen
abhängen. Szenarien stellen im Gegensatz zu Prognosen nicht den Anspruch, zukünftige
Entwicklungen möglichst exakt vorherzusagen, sondern Auswirkungen von verschiedenen
Maßnahmen bzw. unterschiedlichen Rahmenbedingungen abzubilden.
3.1.1
Die aktuelle Marktsituation
Die Märkte, Industrien und politischen Rahmenbedingungen für erneuerbare Energien haben
sich in den letzten Jahren rasant entwickelt, wobei sich auch die Zahl der Staaten, Provinzen
oder Regionen mit strategischen Zielsetzungen für erneuerbare Energieträger seit 2007
verdoppelt hat. Doch trotz dieser Entwicklungen und den damit verbundenen technologischen Fortschritten erreichten die CO2-Emissionen nach Angaben der IEA im Jahr 2012
Rekordhöhen. Auch die IEA-Indizes zeigen, dass sich die Kohlenstoffintensität der weltweiten Energieversorgung in den letzten 20 Jahren kaum verändert hat (IEA, 2013). Dieser
Entwicklung kann nur durch eine weitere Forcierung des Ausbaus erneuerbarer Energien
und verstärkte Maßnahmen zu ihrer System- und Marktintegration entgegengewirkt werden,
um bestehende Klima- und Energiezielsetzungen zu erreichen und den globalen Energiemix
zu diversifizieren.
Die weltweiten Neuinvestitionen in erneuerbare Energien sanken 2012, blieben jedoch
weiterhin auf hohem Niveau. Obwohl sich die Zahl der Staaten, Regionen oder Provinzen,
die Erneuerbare über Einspeisetarifsysteme fördern, in den letzten Jahren knapp verdoppelt
hat, und auch Quotensysteme oder eine „mindeste Angebotsverpflichtung alternativer Energien“ (Renewable Portfolio Standard, RPS) weltweit verstärkt eingesetzt werden, trübten
Unsicherheiten in den politischen Rahmenbedingungen, insbesondere in Hinblick auf makroökonomische Umstände, und Kürzungen bei den Anreizsystemen (insbes. in Ländern mit
starker Photovoltaikentwicklung) den Investitionsausblick in einigen Schlüsselmärkten. Die
System- und Marktintegration volatiler erneuerbarer Energien sowie der stärkere Wettbewerb mit anderen Energiequellen in manchen Märkten (insbes. Schiefergas in den USA)
stellen weitere Herausforderungen dar. Zusätzlich befinden sich einige Herstellungsindustrien (insbesondere Photovoltaik und Wind) in einer Phase der stärkeren Restrukturierung
und Konsolidierung (IEA, 2013).
140
Technologien und Weltmarkt
Das Jahr 2012 brachte bei der erneuerbaren Stromerzeugung einige positive Entwicklungen.
Nach Angaben des Medium Term Market Report der Internationalen Energieagentur
(MTMR) (IEA, 2013) wurden 2012 weltweit 4.862 TWh an Strom aus erneuerbaren Quellen
erzeugt (+8,2% gegenüber 2011). Die Steigerung ist im Wesentlichen auf eine stärkere
Wasserkrafterzeugung (insbes. in China) als vermutet, sowie auf den deutlichen Ausbau der
übrigen erneuerbaren Energien zurückzuführen. Innerhalb der OECD-Länder verzeichnete
die erneuerbare Stromerzeugung (exkl. Wasserkraft) mit +90 TWh nach der Stromerzeugung aus Gas (+150 TWh) das zweitstärkste Wachstum. Begünstigt durch sinkende Erzeugungskosten stellten Windkraft und Photovoltaik 2012 die dynamischsten Sektoren dar.
In den europäischen OECD-Ländern stieg die erneuerbare Stromerzeugung 2012 um
110 TWh (+12%) im Vergleich zum Vorjahr, wohingegen die gesamte Stromerzeugung der
Region nur um 15 TWh anstieg (+0,4%). Diese Entwicklung ist hauptsächlich auf eine Erhöhung der Wasserkrafterzeugung (+55 TWh), sowie auf Steigerungen bei Photovoltaik
(+24 TWh, insbesondere durch die Entwicklungen in Deutschland und Italien) und (Onshore-)Windkraft (+17 TWh) zurückzuführen. Biomasse und Offshore-Windkraft leisteten einen
weiteren, jedoch geringeren Beitrag (IEA, 2013).
Betrachtet man die Zielsetzungen der Europäischen Union zum Ausbau erneuerbarer Energieträger, so zeigt der „Fortschrittsbericht zu erneuerbaren Energien und Nachhaltigkeit von
Biotreibstoffen“ (Hamelinck, C. et al., 2012), dass die verbindlichen Zielsetzungen auf europäischer Ebene sehr wohl zu einer Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien geführt
haben. Dennoch werden die derzeitigen rechtlichen und politischen Rahmenbedingungen
(auch in einem Szenario mit bisher geplanten Maßnahmen) in den Mitgliedstaaten nicht
ausreichen, um die Zielsetzungen der EU für 2020 zu erreichen. Da 2010 lediglich die Hälfte
der Mitgliedstaaten ihre nationalen Ziele tatsächlich erreichen konnte, werden zur Erreichung
der ambitionierten 2020-Ziele eine Forcierung des Ausbaus erneuerbarer Energieträger und
die Schaffung adäquater Rahmenbedingungen erforderlich sein. Für die EU-28 (inkl. Kroatien) sind noch keine Daten und Studienergebnisse vorhanden.
Die weltweit installierte Stromerzeugungsleistung aus erneuerbaren Quellen lag 2012 bei
1.470 GW, was eine Steigerung um 8,5% gegenüber dem Vorjahr und um 135% gegenüber
2007 bedeutet (siehe Tabelle 3-1). Die installierte Leistung der Wasserkraft stieg um 3% auf
geschätzte 990 GW, während die übrigen Erneuerbaren über 480 GW ausmachten
(+21,5%). Rund 21,7% der globalen Stromversorgung wurden Ende 2012 aus erneuerbaren
Energien bereitgestellt, davon 16,5% aus Wasserkraft (REN21, 2013).
Im Zeitraum 2007–2012 verzeichneten Biotreibstoffe ein starkes Wachstum (Ethanol: +57%;
Biodiesel: +130%). Die Anzahl der Staaten, Regionen oder Provinzen mit vorgeschriebenen
Anteilen an Biotreibstoffen im Energiemix stieg in diesem Zeitraum um über 40%. 2012
erhöhte sich die weltweite Biodieselproduktion weniger stark als in den Jahren davor. Die
Produktion von Ethanoltreibstoff hatte mit 85 Mrd. Litern bereits 2010 ihren Höchststand
erreicht, seither ist der Trend sinkend. Gasförmige Biotreibstoffe werden derzeit noch in
geringen Mengen, aber vermehrt als Fahrzeugtreibstoff eingesetzt, und die bisher dünn
gesäten Initiativen zur Verbindung von elektrischen Antriebssystemen mit erneuerbaren
Energien werden ebenfalls mehr (REN21, 2013).
141
Tabelle 3-1: Ausgewählte Indikatoren erneuerbarer Energieträger. Quelle: REN21,
2009/2010, 2011, 2013
Einheit
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Entwicklung
2007–2011
Investitionen in
erneuerbare Kapazität
(jährlich)
Mrd.
USD
104
130
160
227
279
244
+135%
Erneuerbare Stromkapazität (gesamt,
exkl. Wasserkraft)
GW
240
200
250
315
395
480
+100%
Erneuerbare Stromkapazität (gesamt,
inkl. Wasserkraft)
GW
1085
1150
1230
1250
1355
1470
+35%
Wasserkraftkapazität
(gesamt)
GW
920
950
980
935
960
990
+8%
Erzeugung von Strom
aus Biomasse (Biopower)
GWh
--
--
--
313
335
350
+12%*
PhotovoltaikKapazität (gesamt)
GW
7,6
16
23
40
71
100
+1216%
CSP-Kapazität
(gesamt)
GW
--
--
--
1,1
1,6
2,5
+127%*
Windkraft-Kapazität
(gesamt)
GW
94
121
159
198
238
283
+201%
Solare HeißwasserKapazität (gesamt)
GW th
125
130
160
195
223
255
+104%
Ethanolproduktion
(jährlich)
Mrd.
Liter
53
69
76
85
84
83
+57%
Biodieselproduktion
(jährlich)
Mrd.
Liter
10
15
17
19
22
23
+130%
Länder mit strategischen Zielen
Anzahl
68
79
89
109
118
138
+103%
Staaten/Provinzen/
Regionen mit Einspeisetarifsystemen
Anzahl
51
71
82
88
94
99
+94%
Staaten/Provinzen/
Regionen mit
RPS/Quotensystemen
Anzahl
50
60
61
72
74
76
+52%
Staaten/Provinzen/
Regionen mit vorgeschriebenen Anteilen
für Biotreibstoffe
Anzahl
53
55
65
71
72
76
+43%
Indikator
Anm.: Bei unterschiedlichen Daten für einzelne Jahre wurden die Daten des zuletzt herausgegebenen Berichts verwendet.
Trotz des deutlichen jährlichen Kapazitätsanstiegs der erneuerbaren Energien wächst deren
Anteil an der Gesamtstromerzeugung langsamer, da viele Länder auch auf den weiteren
Ausbau fossiler Kapazitäten setzen. Zudem arbeitet ein guter Teil der neu hinzugefügten
142
erneuerbaren Kapazität (Wind und Solarenergie) angebotsbedingt mit einer geringeren
Anzahl an Volllaststunden. Ende 2012 machte der Anteil der Erneuerbaren (inkl. Wasserkraft) an der weltweiten Stromerzeugung 21,7% aus, jener der fossilen Energieträger und
Atomenergie gemeinsam hingegen 78,3%.
Mit rund 44% hatte die Europäische Union 2012 den größten Anteil an der weltweit installierten erneuerbaren Kapazität (exkl. Wasserkraft). Seit der Jahrtausendwende machten erneuerbare Energieträger mehr als die Hälfte des gesamten Zuwachses an Stromleistung in der
EU aus, im Jahr 2012 waren es knapp 70%, wobei dieses Wachstum hauptsächlich auf
Photovoltaik (37% des Leistungsausbaus in diesem Jahr) und Wind (26,5%) beruhte. Damit
wurde 2012 mehr als ein Drittel der Erzeugungskapazität der EU aus erneuerbaren Energiequellen bereitgestellt, der Nicht-Wasserkraftbereich kam auf mehr als ein Fünftel (REN21,
2013).
Bioenergie/Biomasse
2012 wurden rund 55 Exajoule (15.278 TWh) an Primärenergie aus Bioenergie bereitgestellt;
über 80% davon gingen in die Wärmeerzeugung (46 EJ oder 12.778 TWh, inkl. moderner
und traditioneller Biomasse). Rund 4,5 EJ (1.250 TWh) an Primärenergie wurden zur Elektrizitätserzeugung verwendet, etwa die gleiche Menge für Biotreibstoffe.
Die weltweit installierte Leistung aus Biomasse stieg 2012 auf knapp 83 GW (+12% gegenüber dem Vorjahr), wobei der Kapazitätsausbau in einigen BRICS-Länder besonderes stark
war. Im selben Jahr wurden rund 350 TWh Strom aus Bioenergie erzeugt (+5% gegenüber
2011). Die Haupttypen der kommerziellen Biomasse-Anlagen sind mittlere bis große direkt
befeuerte Anlagen (ähnlich den meisten kohle- und gasbefeuerten Kraftwerken), Anlagen mit
Co-Feuerung, Vergaser und kleine, modulare Systeme. Zusammen genommen machen sie
rund 1,4% der weltweiten Elektrizitätserzeugung aus. Beinahe 90% der Stromerzeugung aus
Biomasse stammen aus fester Biomasse. Deponiegas, Biogas, synthetisches Gas (Syngas)
und flüssige Biotreibstoffe machen die restlichen 10 Prozent aus.
Im Dreijahresdurchschnitt der Stromerzeugung aus Bioenergie (2010–2012, siehe Abb. 3.12) zeigt sich, dass die USA mit 62 TWh pro Jahr die Stromerzeugung deutlich dominieren,
gefolgt von Deutschland, Brasilien und China. Die österreichische Stromerzeugung aus
Bioenergie beläuft sich demnach auf rund 4,9 TWh jährlich (REN21, 2013).
143
Abbildung 3-1 Stromerzeugung aus Biomasse in den Top-20-Ländern, Jahresdurchschnitt
2010–2012. Quelle: REN21, 2013
Europaweit wurden 2012 rund 136 TWh Strom aus Biomasse erzeugt, davon 35,9 TWh aus
Biogas in KWK-Anlagen und 18,2 TWh aus erneuerbaren kommunalen Abfällen. Die installierte Bioenergie-Leistung erreichte im selben Jahr 31,4 GW (+2% gegenüber 2011)
(REN21, 2013).
Nach Berechnungen des Gemeinsamen Forschungszentrums der Europäischen Kommissi33
on (Joint Research Centre, JRC) betrug die Stromerzeugung aus Biomasse 2010 in der
EU-27 rund 123 TWh (siehe Abb. 3.1-3). Mehr als die Hälfte (56,7%) davon basierte auf
Holz und Holzabfällen, die auch für mehr als die Hälfte (16) der EU-27 die Hauptquelle der
Elektrizitätserzeugung aus Biomasse darstellen. Biogas, das in einigen EU-Mitgliedstaaten
(DE, IE, GR, LU, UK und LT) als Hauptquelle dient, machte rund 24,6% der Stromerzeugung
aus, der erneuerbare Anteil des kommunalen Abfalls 14% (Abb. 3.1-4, JRC, 2012).
Im selben Jahr wurden in der EU-27 rund 9,6 Mtoe Wärme aus Biomasse erzeugt, wovon
75% auf Holz und Holzabfälle entfielen, knapp 21% auf kommunale Abfälle, und jeweils etwa
2% auf Bioflüssigkeiten und Biogas. Im Zeitraum 2005 bis 2010 stieg die Wärmeproduktion
in der EU-27 von rund 6,5 Mtoe auf 9,6 Mtoe. Haupterzeugerländer waren Schweden, Finnland, Dänemark und Deutschland, die gemeinsam rund 75% der gesamten Wärmeproduktion der EU-27 ausmachten (JRC, 2012).
33
Bioflüssigkeiten, Biogas, Holz/Holzabfälle und erneuerbare kommunale Abfälle
144
Abbildung 3-2 Erzeugung von Strom aus Biomasse in der EU-27, 2001–2010. Quelle: JRC,
2012
Abbildung 3-3 Stromerzeugung aus Biomasse in der EU-27, 2010 nach Kategorien.
Quelle: JRC, 2012
Biotreibstoffe
Flüssige Biotreibstoffe machten 2012 etwa 3% der weltweit eingesetzten Kraftstoffe für den
Straßenverkehr aus, und werden zwar noch wenig, aber zunehmend auch im Flugverkehr
und in der Schifffahrt eingesetzt. In mehreren Ländern wurde das Wachstum der Biotreibstoffmärkte, die Investitionen und die Konstruktion neuer Anlagen durch mehrere Faktoren
verlangsamt, wie etwa die Erhöhung der Rohstoffpreise, niedrigere Margen, Unsicherheiten
in den politischen Rahmenbedingungen, stärkeren Wettbewerb um Rohstoffe, Auswirkungen
von Dürren auf den Ernteertrag, Bedenken über den Wettbewerb mit der Nahrungsmittelproduktion hinsichtlich Boden- und Wasserressourcen und generell über die Nachhaltigkeit der
Produktion. Darüber hinaus beeinflussen verpflichtend vorgegebene Mischungsverhältnisse
(blend mandates) die Nachfrage.
145
Weltweit wurden im Jahr 2012 geschätzte 83,1 Mrd. Liter Ethanoltreibstoff hergestellt (-1,3%
an Volumen im Vergleich zum Vorjahr, Abb. 3.1-5), was teilweise durch einen leichten Anstieg in der Biodieselproduktion auf 22,5 Mrd. Liter ausgeglichen wurde. Hauptproduzenten
für Bioethanol waren die USA (61%) und Brasilien (26%), gefolgt von China, Kanada und
Frankreich. Auch die Produktion von Biodiesel wird auf Länderebene von den USA dominiert, gefolgt von Argentinien, Deutschland, Brasilien und Frankreich. Der Anteil Europas an
der globalen Biodieselproduktion betrug rund 41%, wobei Deutschland der führende Produzent in Europa ist. Damit bestimmt Europa im Regionalvergleich die Biodieselproduktion,
während Nordamerika die Produktion von Bioethanol anführt. Auch in Asien nimmt die
Produktion beider Treibstoffarten rasch zu, während sich die Herstellung von Biotreibstoffen
in Afrika noch langsam entwickelt (REN21, 2013).
Die Produktion von Biotreibstoffen der 2. Generation erreichte 2012 in den USA bereits
2 Mio. Liter aus Lignozellulose, und in China rund 3 Mio. Liter Ethanol aus Maiskolben in
einem Gemisch mit Benzin. Europa verfügt über mehrere Demonstrationsanlagen, die
jedoch noch in sehr geringem Volumen produzieren. Die Nutzung von Biomethan als Fahrzeugtreibstoff nimmt in Europa zu.
Abbildung 3-4 Weltweite Produktion von Ethanol und Biodiesel, 2000–2012. Quelle: REN21,
2013
Innerhalb der EU-27 machte die Primärproduktion von Biotreibstoffen nach Berechnungen
des JRC (2012) im Jahr 2010 insgesamt 13 Mtoe aus. Die Biodieselproduktion machte
davon 63% aus, gefolgt von Biobenzin mit 16% und anderen flüssigen Biotreibstoffen mit
21%. Die EU-27 betrieb regen Handel: 4,8 Mtoe an Biotreibstoffen wurden importiert,
2,2 Mtoe exportiert, woraus sich ein Nettoimport von 2,6 Mtoe ergibt. Der Einsatz von Bio34
benzin und Biodiesel erfolgt fast vollständig im Transportsektor, während eine etwa gleich-
34
Summe von Bioethanol, Biomethanol, Bio-ETBE und Bio-MTBE
146
bleibende Menge an anderen flüssigen Biotreibstoffen (hauptsächlich pures pflanzliches Öl)
für Fernwärme, Stromerzeugung und Industrie verwendet wird. Innerhalb der EU-27 ist
Deutschland der Hauptproduzent von Biotreibstoffen (4,6 Mtoe oder 35% im Jahr 2010,
insbesondere Biodiesel und andere Flüssigtreibstoffe), gefolgt von Frankreich (2,2 Mtoe oder
17%, insbesondere Biodiesel). Biobenzin macht in beiden Ländern einen geringeren Anteil
an der Erzeugung aus.
Etwa seit der Jahrtausendwende nahm die Produktion von Biotreibstoffen in der EU-27
konstant zu, wobei sich die jährlichen Wachstumsraten seit 2008 verlangsamten: 2004–2006
lagen sie noch bei 60%, 2008 bei rund 10%. Gleichzeitig stiegen die Nettoimporte seit 2008
deutlich an (siehe Abbildung 3-5).
Abbildung 3-5 Trends in der Produktion von Biotreibstoffen und Nettoimporte, EU-27, 1998–
2010. Quelle: JRC, 2012
Geothermie
Die direkte Geothermienutzung, sprich die direkte thermische Extraktion zum Heizen und
Kühlen, wurde 2012 weiter ausgebaut. Die weltweit installierte Wärmeleistung betrug 2012
geschätzte 66 GW th, während die weltweite Stromerzeugungskapazität rund 11,7 GW ausmachte (+300 MW gegenüber dem Vorjahr).
Geothermische Ressourcen erzeugten 2012 geschätzte 805 PJ (224 TWh) an direkter
Wärme (548 PJ/152 TWh) und Elektrizität. Die geothermische Stromerzeugung (durch
kinetische Konversion von hoch- oder mitteltemperiertem Dampf) wurde auf zumindest
72 TWh (259 PJ) geschätzt. (REN21, 2013).
Wasserkraft & Meeresenergie
Die neu installierte Wasserkraftleistung betrug 2012 geschätzte 30 GW und erhöhte damit
die weltweite Kapazität auf rund 990 GW. Der Hauptteil der Kapazitätszuwächse erfolgte in
China, Brasilien, den USA, Kanada und Russland, die gemeinsam rund 52 % der gesamten
installierten Kapazität ausmachen.
147
2012 wurden rund 3.700 TWh Elektrizität aus Wasserkraft erzeugt, davon etwa 864 TWh in
China, gefolgt von Brasilien (441 TWh), Kanada (376 TWh), den USA (277 TWh), Russland,
Norwegen und Indien (REN21, 2013).
Die kommerzielle Meeresenergieleistung, die hauptsächlich durch Gezeitenkraftwerke
bereitgestellt wird, machte 2012 etwa 527 MW aus. Bislang nutzen insbesondere die USA,
Portugal, Frankreich, Kanada, China, Südkorea und Großbritannien Meeresenergie. 2011
wurden Gezeitenkraftwerke (254 MW) in Südkorea und in Spanien (300 kW) neu eingesetzt,
einige Projekte waren 2012 in der Planungsphase, und zahlreiche Demonstrationsprojekte
(insbesondere in UK) waren entweder knapp vor der Umsetzung oder in der Umsetzungsphase (REN21, 2013).
Photovoltaik
Die weltweit installierte Photovoltaikleistung verzeichnete in den letzten Jahren starkes
Wachstum. Ausgehend von 7,6 GW im Jahr 2007 stieg die kumulierte Leistung auf rund
100 GW im Jahr 2012, was ein Wachstum von über 1.200% bedeutet. Nach Angaben des
Renewables 2013 Global Status Report wurden im Jahr 2012 zumindest 110 TWh Elektrizität erzeugt, womit die Photovoltaik zwar noch einen eher geringen Beitrag zur globalen
Stromversorgung leistet, in Zukunft aber wesentlich zum Energiemix beitragen könnte.
In manchen Ländern nimmt die Photovoltaik bereits jetzt eine deutliche Rolle in der Stromerzeugung ein: 2012 wurden in Italien rund 5,6% und in Deutschland etwa 5% der nationalen
Stromnachfrage durch Photovoltaik gedeckt, mit jeweils weit höheren Anteilen in den sonnigen Monaten des Jahres. Ende 2012 konnte die PV-Kapazität in der EU geschätzte 2,6%
des Gesamtstromverbrauchs abdecken (REN21, 2013).
Innerhalb der EU-27 variieren die Marktbedingungen für Photovoltaik beträchtlich, was
sowohl an unterschiedlichen politischen Rahmenbedingungen und Förderprogrammen für
erneuerbare Energieträger (und insbesondere PV) liegt, als auch an den unterschiedlichen
Niveaus der Strommarktliberalisierung. Nach einem zehnfachen Anstieg der Stromerzeugungskapazität zwischen 2001 und 2008 nahm die neu installierte Leistung zwischen 2008
und 2012 um mehr als das Sechsfache zu. Ende 2012 überstieg die kumulierte installierte
Leistung 66 GW (JRC, 2012). Für den europäischen Kapazitätszuwachs sind insbesondere
Deutschland, Italien und Spanien treibende Kräfte.
148
Abbildung 3-6: Photovoltaik – Kumulierte Installation, 2000–2012. Quelle: JRC, 2012
Concentrating Solar Thermal Power (CSP)
Der weltweite CSP-Markt setzte 2012 sein Wachstum mit einem Kapazitätszuwachs auf
2.550 MW (+ >60%) fort. Von Ende 2007 bis 2012 war die weltweite Gesamtkapazität mit
einer durchschnittlichen jährlichen Wachstumsrate von annähernd 43% angestiegen. Das
Gesamtwachstum im selben Zeitraum machte 127% aus.
Parabolrinnenkraftwerke dominieren als am weitesten entwickelte Technologie weiterhin den
Markt: Ende 2011 machten sie 95% aller in Betrieb stehenden Anlagen und 75% aller in Bau
befindlichen Anlagen aus. Solartürme oder zentrale Empfänger machten bereits 18% aller in
Bau befindlichen Anlagen aus, gefolgt von Fresnel (6%) und Parabolschüsseltechnologien,
die sich noch im Entwicklungsstadium befinden (REN21, 2013). Schlüsselländer im Bereich
CSP sind Spanien (Marktführer beim Einsatz und bei der Gesamtkapazität) und die USA.
Das steigende Interesse an CSP-Technologie insbesondere in Entwicklungsländern wird
anhand der gestiegenen Investitionen in Afrika, dem mittleren Osten, Asien und Lateinamerika deutlich. Nach Meinung einiger ExpertInnen werden sich die Aussichten für CSP aufgrund der fallenden Photovoltaikpreise und der Gewöhnung der Energieversorger an PV
verschlechtern. Nichtsdestotrotz wertet der GSR (REN21, 2013) einige Eigenschaften der
CSP-Technologie als weiterhin für Energieversorger interessant, wie z.B. die Möglichkeit,
thermische Speicherung zur Verfügung zu stellen und so abrufbar zu bleiben und höhere
Anteile variabler Erzeugung zu ermöglichen, oder auch die Fähigkeit, Dampf zu niedrigen
Kosten für bestehende Kraftwerke zur Verfügung zu stellen (Hybridisierung). Darüber hinaus
kann CSP Wärme und Kälte für industrielle Prozesse und Desalinierung zur Verfügung
stellen (REN21, 2013).
Solarthermisches Heizen und Kühlen
Ende 2012 machte die weltweit in Betrieb stehende solarthermische Kapazität rund 282 GW
aus, wovon 255 GW th auf verglaste Kollektoren zur Warmwassererzeugung (glazed water
collectors) entfielen. China war der Haupttreiber der solarthermischen Nachfrage (+44 GW th
149
oder ein Anstieg von 11% gegenüber 2011), gefolgt von der Europäischen Union, die fast
den gesamten übrigen Leistungszuwachs erzielte. Dies trotz der niedrigeren Renovierungsraten, die großteils durch die Wirtschaftskrise und geringere Förderungsmaßnahmen verursacht wurden. Deutschland und Österreich, beides langjährige EU-Marktführer im Bereich
der Gesamtinstallationen, verzeichneten Rückgänge: Der österreichische Markt schrumpfte
2012 nach einem Rückgang von 17,8 % im Vorjahr um weitere 10,3 %, was weitgehend auf
die größere Attraktivität von PV für Investoren zurückzuführen ist. Die am weitesten entwickelten Märkte im Bereich solarer Raumheizung und -kühlung sind Deutschland und Österreich, wo hochentwickelte Anwendungen bereits einen bedeutenden Marktanteil haben.
Fernwärmesysteme auf Basis von Solarthermie sind nach dem Renewables 2013 GSR in
Österreich, Dänemark, Deutschland und Schweden kostenseitig bereits wettbewerbsfähig
(REN21, 2013). In Österreich macht Prozesswärme den größten Anteil großer solarthermischer Kapazität aus, während weltweit Fernwärmenetzwerke, solare Klimatechnik und solare
Prozesswärme für industrielle Nutzungen weniger als 1% der solarthermischen Leistung
repräsentieren (REN21, 2013).
Windkraft
2012 wurden 45 GW Windkraftkapazität in Betrieb gesetzt, wodurch sich die weltweit installierte Windleistung auf fast 283 GW (+19%) erhöhte. Damit war 2012 ein neuerliches Rekordjahr für die Windkraft, die trotz Unsicherheiten bei den politischen Rahmenbedingungen
in Schlüsselmärkten erneut mehr an installierter Leistung zulegte als jede andere erneuerbare Technologie. Die 10 führenden Länder machten gemeinsam über 85% der weltweit installierten Leistung aus, wobei sich der Markt weiter ausdehnte: Rund 44 Länder bauten die
Windleistung aus, zumindest 64 hatten zu Jahresende über 10 MW berichteter Leistung und
24 Länder hatten mehr als 1 GW in Betrieb. Von Ende 2007 bis 2012 lagen die durchschnittlichen jährlichen Wachstumsraten der kumulierten installierten Windkraftleistung bei rund
25% (REN21, 2013).
In 13 Ländern weltweit waren im Jahr 2012 Offshore-Turbinen mit einer Gesamtkapazität
von 5,4 GW im Einsatz. Über 90% dieser Leistung liegen in Nordeuropa, das die Marktführerschaft bei der Entwicklung der Offshore-Windkraft beibehielt (+1,2 GW in 2012).
Die gesamte Windleistung konnte Ende 2012 zwischen 2,6 und 3% des weltweiten Stromverbrauchs abdecken, innerhalb der EU waren dies 7% des regionalen Stromverbrauchs in
einem normalen Windjahr. Mehrere EU-Mitgliedstaaten konnten höhere Anteile ihres Stromverbrauchs durch Windkraft abdecken: Dänemark (30%), Portugal (20%), Spanien (16,3%),
Irland (12,7%) und Deutschland (7,7%) (REN21, 2013).
Im Bereich der installierten Leistung übernahm China die Marktführerschaft von den USA
(62,4 vs. 47,1 GW), obwohl beide Länder bei der in Betrieb stehenden Leistung durch etwa
15 GW nicht ans Netz angebundene Windturbinen mit China gleichauf liegen. Darauf folgten
Deutschland (29,1 GW), Spanien (21,7 GW) und Indien (16,1 GW) (REN21, 2013).
150
Abbildung 3-7: Weltweit kumulierte installierte Windleistung 1990–2011 (MW). Quelle: JRC,
2012
2011 wurden (je nach Quelle) zwischen 40,5 GW und 41,7 GW an neuer Windleistung
installiert, was die weltweite installierte Kapazität auf 240 GW erhöhte. Damit können in
einem durchschnittlichen Jahr etwa 528 TWh Elektrizität oder etwa 2,7% der globalen Ener35
gienachfrage erzeugt werden . Innerhalb der EU (+9,6 GW) waren Deutschland, Großbritannien und Spanien die Haupttreiber (JRC, 2012).
Die EU-weite prozentuelle jährliche Wachstumsrate der installierten Kapazität lag 2011
deutlich unter dem weltweiten Durchschnitt (11,4% gegenüber 20,5%). Die EUGesamtkapazität an Windkraft in der EU von 94 GW macht etwa 10% der gesamten Strom36
erzeugungsleistung aus: rund 178 TWh Elektrizität oder 6% des Stromverbrauchs können
in der EU durch Windkraft erzeugt werden (JRC, 2012).
Fazit: Alle betrachteten Technologien stellten in den letzten Jahren Wachstumsmärkte dar.
Die Entwicklungen waren aber durchaus unterschiedlich und oft diskontinuierlich und müssen für eine weiterführende Analyse getrennt betrachtet werden.
3.1.2
Prognosen bis 2018
Nach den Prognosen des IEA Medium Term Market Report 2013 (MTMR) (IEA, 2013)
werden erneuerbare Energien bereits mittelfristig eine stärkere Rolle im globalen Energiemix
spielen. Schon 2016 könnten erneuerbare Energien die zweitwichtigste Quelle der Stromerzeugung darstellen (vor Erdgas und deutlich vor Atomenergie). 2018 soll die erneuerbare
Stromerzeugung geschätzte 25% der weltweiten Bruttostromerzeugung ausmachen (im
Vergleich zu 20% im Jahr 2011 und 19% 2006). Dank starker Wachstumsraten der Strom-
35
Annahme: Durchschnittlicher Nutzwert von 2200 Stunden oder 25%
36
Unter der Annahme eines Nutzwertes von 1890 Stunden, der dem europäischen Durchschnitt 2000–2009
entspricht
151
erzeugung aus Wind und Photovoltaik wird eine Verdopplung des Anteils der erneuerbaren
Stromerzeugung ohne Wasserkraft prognostiziert (auf 8% der Bruttoerzeugung im Jahr
2018, verglichen mit 4% 2011 und 2% 2006).
Abbildung 3-8 Weltweite erneuerbare Stromerzeugung nach Region, 2006–2018 (TWh).
Quelle: IEA, 2013
Mittelfristig wird eine Beschleunigung des Wachstums der erneuerbaren Stromerzeugung
prognostiziert: Von 2012 bis 2018 soll die erneuerbare Stromerzeugung von 4.860 TWh auf
6.850 TWh (+40%) anwachsen (Tabelle 3-3), was einen um 50% höheren jährlichen Anstieg
bedeuten würde als im vergleichbaren Zeitraum 2006 bis 2012. Wasserkraft wird dabei den
größten Anteil der erneuerbaren Stromerzeugung ausmachen (4.570 TWh im Jahr 2018),
gefolgt von Wind (1.220 TWh), Biomasse (560 TWh) und Photovoltaik (368 TWh). Während
Wasserkraft also weiterhin die bedeutendste Quelle erneuerbarer Stromerzeugung darstellen wird, verzeichnet das Portfolio an anderen erneuerbaren Energiequellen (Biomasse,
Wind, Photovoltaik, Solarthermie aus CSP-Anlagen, Geothermie und Meeresenergie) ein
deutlich schnelleres Wachstum. Der gesamten erneuerbaren Kapazität wird von 2012 bis
2018 ein Wachstum von 1.580 GW auf 2.350 GW prognostiziert (Tabelle 3-2:).
Erneuerbare Energieträger werden auch eine stärkere Rolle im Endenergieverbrauch für
Wärme spielen: Der weltweite Endenergieverbrauch an erneuerbarer Energie für Wärme
wird von 13.900 PJ im Jahr 2011 auf 17.900 PJ im Jahr 2018 ansteigen. Neben der erneuerbaren Wärme schreibt die IEA – anders als die Europäische Union – den Biotreibstoffen im
Transport ebenfalls eine stärkere Rolle als bisher zu (IEA, 2013).
152
Tabelle 3-2: Weltweite erneuerbare kumulierte installierte Leistung und Prognose (GW)
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
1.071
1.102
1.138
1.173
1.209
1.249
1.291
1.330
Biomasse
75
82
89
96
105
112
119
125
Wind
236
282
321
368
413
459
508
559
Onshore
232
276
313
357
399
442
486
531
Offshore
4
5
8
11
14
17
22
28
Photovoltaik
69
98
128
161
194
230
268
308
Solar CSP
2
3
4
6
7
8
10
12
Geothermie
11
11
12
12
13
14
14
15
Meeresenergie
1
1
1
1
1
1
1
1
1.465
1.579
1.693
1.815
1.941
2.073
2.211
2.351
Wasserkraft
Gesamt
Anm: Kapazitätsdaten werden auf GW gerundet und sind generell als kumulierte installierte Leistung
dargestellt (unabh. vom Status der Netzanbindung). Netzgebundene Photovoltaikleistung wird zum
Zeitpunkt der Netzanbindung gezählt, netzunabhängige PV-Systeme werden mit dem Zeitpunkt ihrer
Installation einberechnet.
2006
% Gesamterzeugung
2006
2011
% Gesamterzeugung
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Tabelle 3-3 Weltweite erneuerbare Stromerzeugung und Prognose (TWh)
Wasserkraft
3122
16,4%
3567
16,1%
3792
3888
4010
4136
4276
4423
4570
Biomasse
209
1,1%
352
1,6%
373
396
428
463
498
530
560
Wind
133
0,7%
438
2,0%
519
626
725
840
952
1080
1220
Onshore
131
0,7%
428
1,9%
505
606
697
803
906
1020
1144
Offshore
2
0,0%
10
0,0%
13
20
28
36
46
59
76
Photovoltaik
6
0,0%
62
0,3%
100
138
178
221
267
316
368
Solar CSP
1
0,0%
3
0,0%
6
9
14
18
22
28
34
Geothermie
60
0,3%
70
0,3%
72
77
80
83
88
93
97
Meeresenergie
1
0,0%
1
0,0%
1
1
1
1
2
2
2
5436
4762
6104
6471
6851
Gesamt
3531 18,6%
4492 20,2%
4862 5136
Anm: Wasserkraft inkludiert Erzeugung durch Pumpspeicherkraftwerke (75 TWh in 2011), Daten für
2011 und 2012 wurden abgeschätzt, die Aufteilung der Windkraft in onshore und offshore wurde für
historische Daten abgeschätzt.
Längerfristig wird das Weiterbestehen unterstützender Rahmenbedingungen ausschlaggebend sein für die weitere dynamische Entwicklung der erneuerbaren Energien (IEA,
2013). Die IEA prognostiziert eine geographische Expansion erneuerbarer Energieträger.
Wie Abbildung 3-9 zeigt, soll die Anzahl der Länder mit kumulierter installierter elektrischer
153
Leistung aus erneuerbaren Energien über 100 MW insbesondere für Wind, Photovoltaik und
Biomasse bis 2018 ansteigen (IEA, 2013). Offshore-Wind, CSP, Geothermie und Meeresenergie verzeichnen hingegen geringere Durchdringung.
Abbildung 3-9 Anzahl der Länder mit installierter erneuerbarer Leistung über 100 MW (exkl.
Wasserkraft) 2006/2012/2018. Quelle: IEA, 2013
Erneuerbare Energiequellen werden in einigen Ländern zunehmend wettbewerbsfähig. In
Regionen mit ausreichend Ressourcen sind Wasserkraft und Geothermie gegenüber fossilen Kraftwerken prinzipiell bereits wettbewerbsfähig. Abhängig von Rohstoffpreisen und
Verfügbarkeit sind auch große Biomasseanlagen bereits wettbewerbsfähig, und der Einsatz
von Co-Feuerungskraftwerken (Biomasse mit Kohle oder Gas) wurde ausgeweitet. OnshoreWind und Photovoltaik haben auch ohne erzeugungsbasierte Anreize in einer Reihe von
Märkten bereits Wettbewerbsfähigkeit erreicht oder nähern sich dieser an. Die Stromgestehungskosten für andere erneuerbare Technologien bleiben prinzipiell oberhalb des
Niveaus von neuer fossiler Stromerzeugung (IEA, 2013).
In manchen Märkten mit gutem Windpotential (z.B. Brasilien, Australien, Türkei, Neuseeland,
Südafrika, Chile und Mexiko) sind die Stromgestehungskosten von (Onshore-)Windkraft
bereits mit neuen Kohle- oder Gaskraftwerken wettbewerbsfähig, oder zumindest auf dem
besten Weg dorthin. Sinkende Systemkosten unterstützen das Entstehen von wettbewerbsfähigen Marktsegmenten für Photovoltaik, so z.B. in Verbindung mit dem Konzept der Netzparität oder der „Steckdosenparität“. Solche Märkte treten beispielsweise in Spanien, Italien,
Süddeutschland, Südkalifornien, Australien und Dänemark auf, sowie über Wohn- und
Geschäftssegmente. Obwohl diese Parität Förderung für die Systemintegration von Photovoltaik benötigt, ist sie dennoch eine treibende Kraft für stärkere Investitionen in den Sektor
(IEA, 2013).
Insgesamt hängt die Wettbewerbsfähigkeit von erneuerbaren Energien noch von den Marktund politischen Rahmenbedingungen ab. Politische, Markt- und Technologierisiken können
die Umsetzbarkeit eines Projektes auch bei guten Potenzialen und günstigen Technologiekosten verhindern. Unsichere Rahmenbedingungen stellen hier das größte Hemmnis dar,
154
wobei auch nicht-wirtschaftliche Hindernisse, Herausforderungen der Integration, das
37
Gegenpartei-Risiko , sowie makroökonomische und Währungsrisiken die Finanzierungskosten in die Höhe treiben und Investitionen belasten können. In ihrem MTMR 2013
favorisiert die IEA Marktausgestaltungen, die auf Wettbewerb und langfristigen Verträgen
basieren (IEA, 2013).
Nicht-OECD-Länder
Die IEA prognostiziert zwei Drittel des weltweiten Wachstums in der erneuerbaren Stromerzeugung von 2012 bis 2018 für Nicht-OECD Länder, sowie über 50% des erneuerbaren
Anteils (exkl. Wasserkraft) an der zusätzlichen Erzeugung. Im Jahr 2018 werden NichtOECD-Länder demnach einen Anteil von 58% an der gesamten erneuerbaren Stromerzeugung haben (IEA, 2013).
China wird voraussichtlich einen Anteil von 40% (310 GW) am Wachstum der weltweiten
erneuerbaren Stromkapazität von 2012 bis 2018 haben, während für die restlichen NichtOECD Länder ein Anteil von 23% (175 GW) erwartet wird.
OECD-Länder
Nach den Prognosen des MTMR (IEA, 2013) wird die erneuerbare Stromerzeugung in den
OECD-Ländern im Zeitraum 2012 bis 2018 einen Anteil von 60% am Wachstum der Bruttostromerzeugung der OECD haben, sowie 2018 einen Anteil von 24% an der tatsächlichen
Bruttostromerzeugung (+4% gegenüber 2012).
Es wird erwartet, dass die OECD-Länder im Zeitraum 2012–2018 rund 37% (knapp 290 GW)
der neu installierten Elektrizitätsleistung auslösen, wobei sich die treibenden Kräfte und
Herausforderungen dieser Entwicklung in den einzelnen Ländern je nach Marktreife stark
unterscheiden. Insgesamt werden Onshore-Wind und Photovoltaik den Kapazitätsausbau in
der OECD vorantreiben, wobei auch im Bereich Wasserkraft und Biomasse ein merklicher
Ausbau erwartet wird. Offshore-Wind sollte aufgrund der höheren Kosten ein geringeres
Wachstum verzeichnen, obwohl insgesamt rund zwei Drittel des weltweiten Ausbaus in der
OECD-Region erwartet werden. Auch im Bereich der Meeresenergie, die noch auf einem
niedrigen Reifegrad ist, wird die stärkste Entwicklung in den OECD-Ländern erwartet.
Trotz des erwarteten verlangsamten Wachstums sollte OECD-Europa die Entwicklung der
erneuerbaren Energien innerhalb der OECD im Zeitraum 2012 bis 2018 mit einem Kapazitätsausbau um über 130 GW bestimmen, wobei die treibenden Länder hier Deutschland,
Großbritannien, Frankreich und die Türkei sein werden (siehe Abb. 3.1-11) (IEA, 2013).
37
D.h. das Risiko jeder Vertragspartei, dass die andere Vertragspartei ihre Verpflichtungen nicht erfüllt.
155
Abbildung 3-10 Änderungen in der Stromerzeugung von 2012 bis 2018 nach Region, OECD.
Quelle: IEA, 2013
Anm: „Others“ beinhalten nichterneuerbare kommunale und industrielle Abfälle; in Europa ist
der erwartete Rückgang in der kohle- und ölbasierten Erzeugung geringfügig größer als die
Zunahme in der gasbasierten Erzeugung, was einen Nettorückgang in der fossilen Stromerzeugung bewirkt.
Nach Einschätzung des IEA Medium Term Market Report 2013 ist die erneuerbare Stromerzeugung auf dem richtigen Weg, die weltweiten Zielsetzungen für den Klimawandel, sprich
die 2020-Ziele des 2°C-Szenarios aus den IEA Energy Technology Perspectives 2012 (ETP
2012) in Hinblick auf die absolute Erzeugung und in Hinblick auf das Investitionsniveau zu
erreichen. Das 2 °C-Szenario geht von einer erneuerbaren Stromerzeugung von über
7.400 TWh bei einer Gesamterzeugung von 27.165 TWh im Jahr 2020 aus (siehe Abbildung
3-11) (IEA, 2013). Wasserkraft wird weiterhin den größten Anteil der erneuerbaren Stromerzeugung ausmachen, wobei auch bei Windkraft, Bioenergie und Photovoltaik deutliche
Anstiege zu erwarten sind.
Abbildung 3-11 Weltweite erneuerbare Stromerzeugung, Prognosen des MTMR 2013 vs.
ETP 2 °C-Szenario (TWh)
156
OECD Europa
38
Mittelfristig werden der erneuerbaren Stromerzeugung Wachstumsraten von 4,4% pro Jahr
prognostiziert, und damit eine Steigerung von 1020 TWh im Jahr 2012 auf 1320 TWh im
Jahr 2018. Der Anteil der erneuerbaren Stromerzeugung an der Gesamterzeugung steigt
dadurch im angegebenen Zeitraum von 28% auf über 34% (siehe Abbildung 3-12). Dieses
Wachstum wird hauptsächlich durch Onshore-Windkraft bestimmt (+110 TWh), gefolgt von
Photovoltaik, Biomasse, Offshore-Wind und Wasserkraft. Concentrating Solar Power (CSP),
Geothermie und Meeresenergie werden einen geringeren Wachstumsanteil ausmachen
(IEA, 2013). Insgesamt soll Wasserkraft im Jahr 2018 den größten Beitrag zur erneuerbaren
Stromerzeugung leisten (625 TWh), gefolgt von Wind (354 TWh), Biomasse (192 TWh) und
Photovoltaik (126 TWh).
Abbildung 3-12 Erneuerbare Stromerzeugung und Prognose, OECD Europa, 2006–2018.
Quelle: IEA, 2013
Anm: Bruttostromerzeugung; Wasserkraft enthält Pumpspeicher, die Aufteilung von
Onshore- und Offshore-Wind wurde abgeschätzt.
38
OECD Europa: AT, BE, CH, CZ, DE, DK, EE, ES, FI, FR, GR, HU, IS, IE, IT, LU, NL, NO, PL, PT, SK, SI, SE,
TR, UK
157
Tabelle 3-4 Erneuerbare Stromerzeugung, OECD Europa (TWh). Quelle: IEA, 2013
OECD
2006
% Ges.Erz.
2006
2012
% Ges.Erz.
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Wasserkraft
523
14,5%
588
16,3%
588
598
606
612
618
625
Biomasse
79
2,2%
142
4,0%
153
162
170
178
186
192
Wind
83
2,3%
202
5,6%
241
264
285
305
329
354
Onshore
81
2,2%
190
5,3%
223
239
256
272
287
302
Offshore
2
0,1%
13
0,3%
18
24
29
34
42
52
Photovoltaik
3
0,1%
69
1,9%
84
93
102
110
118
126
Solar CSP
--
0,0%
3
0,1%
5
5
5
6
6
6
Geothermie
8
0,2%
12
0,3%
12
12
13
14
14
15
Meeresenergie
1
0,0%
1
0,0%
1
1
1
1
1
1
696
19,4%
1.018
28,3%
1.083
1.135
1.182
1.225
1.271
1.318
Europa
Gesamt
Anm: Wasserkraft inkludiert Erzeugung durch Pumpspeicherkraftwerke, Daten für 2012 wurden abgeschätzt, die Aufteilung der Windkraft in onshore und offshore wurde für historische Daten abgeschätzt.
In den europäischen OECD-Ländern wurden unterstützende politische Rahmenbedingungen
geschaffen, wenngleich noch nicht umfassend und kontinuierlich ausgestaltet. Angetrieben
durch die EU 2020-Zielsetzungen, das Wachstum im Biomassesektor sowie bei Solarthermie und Geothermie, sollte OECD-Europa mittelfristig für 20% des Wachstums verantwortlich sein, während über 35% des globalen Wachstums in China stattfinden werden. Im
Wärmebereich prognostiziert der MTMR für 2018 einen erneuerbaren Anteil am weltweiten
Endenergieverbrauch von beinahe 10% (IEA, 2013).
Für einen groben regionalen Vergleich der Prognosen wird im Weiteren auf den Fortschrittsbericht zu erneuerbaren Energien und Nachhaltigkeit von Biotreibstoffen (Fortschrittsbericht,
Hamelinck, C. et al., 2012) über die europäischen Zielsetzungen zum Ausbau erneuerbarer
Energieträger eingegangen. Da die Länder OECD-Europa und EU-27 nicht kongruent sind,
kann sich eine vergleichende Betrachtung allenfalls auf grobe Tendenzen beziehen.
Der Fortschrittsbericht zeigt sich etwas weniger optimistisch. Nach den Zielsetzungen in den
nationalen Aktionsplänen für erneuerbare Energie (NREAPs) sollte die EU-27 im Jahr 2020
knapp mehr als 1.200 TWh an erneuerbarem Strom erzeugen. Nach den Projektionen des
eingesetzten Green-X-Modells kann kein EU-Mitgliedstaat mit seiner derzeitigen Gesetzeslage seine Mindestvorgaben für 2020 erreichen. Ohne weitere Gesetze und Maßnahmen
könnte der Anteil erneuerbarer Energien im Gesamtenergieverbrauch 2020 bei 12 Mitgliedstaaten sogar unter dem Anteil von 2012 liegen (Hamelinck, C. et al., 2012).
Die Differenz der Stromerzeugung aus Erneuerbaren zwischen den Zielsetzungen der
EU-27 und einem Szenario, das nur bestehende Rahmenbedingungen berücksichtigt (Current Policy Initiatives 2020, siehe Abbildung 3-13), wird 2020 zwischen 26 und 30% betragen. Mit gegenwärtigen und geplanten Maßnahmen – wie im Szenario „Current Policy Initiatives and Planned Policy Initiatives 2020“ erfasst – könnte diese Differenz auf 16–21%
reduziert werden. Lediglich vier Länder können ihre Ziele übertreffen (EE, IT, SI, SK). Österreich wird nur ein geringes Defizit (<10%) prognostiziert, während die übrigen Mitgliedstaaten mit größeren Abweichungen zu rechnen haben (Hamelinck, C. et al., 2012). Auch hier
158
zeigt sich, dass die Entwicklung von Windkraft und Photovoltaik für die erneuerbare Stromerzeugung maßgeblich sein wird, jedoch signifikant von den politischen Rahmenbedingungen abhängig ist.
Abbildung 3-13 Stromerzeugung aus Erneuerbaren in der EU-27 (Szenarienvergleich).
Quelle: Hamelinck, et.al. (2013)
Tabelle 3-3-5 Stromerzeugung aus Erneuerbaren in der EU-27, 2010 vs. 2020
(Szenarienvergleich) (TWh). Quelle: Hamelinck, et.al, (2013)
2010
CPI 2020
CPI+PPI 2020
NREAP-Ziel 2020
Biomasse
99
141
169
168
Biogas
24
54
61
64
Geothermie
6
9
12
11
Großwasserkraft
302
313
313
315
Kleinwasserkraft
45
53
54
54
Solar PV
23
79
81
83
CSP
1
1
9
20
Wind onshore
148
208
215
354
Wind offshore
6
43
106
140
Andere Erneuerbare
0
3
2
6
654
906
1.022
1.216
Gesamt
159
Im Bereich Biomasse würde die EU-27 mit aktuellen Rahmenbedingungen ihr Ziel bei der
Stromerzeugung verfehlen, berücksichtigt man jedoch die bereits geplanten Maßnahmen, ist
eine Zielerreichung möglich. Bei der Stromerzeugung aus Erdgas leisten Schweden, Österreich, Großbritannien und Deutschland den größten Beitrag zur Zielerreichung. Mit bestehenden Maßnahmen würde die EU-27 ihre Zielsetzungen nur knapp verfehlen, die
Stromerzeugung aus Erdgas könnte mit den geplanten Maßnahmen um weitere 9,5% ansteigen.
Hinsichtlich Großwasserkraft (>10 MW) werden nur geringe Abweichungen zu den nationalen Zielsetzungen prognostiziert, insgesamt ist zu erwarten, dass die EU ihr Ziel um weniger
als 1% verfehlen wird. Auch bei der Stromerzeugung aus Kleinwasserkraft wird eine Zielverfehlung um lediglich 0,2–1,9% (bei geringer/starker Nachfrage) angenommen.
Die Prognosen zur Windkraft (onshore) zeigen, dass die Rahmenbedingungen für Strom aus
Onshore-Windanlagen, insbesondere im Bereich Marktintegration, verbessert werden müssen. Mit derzeitigen Rahmenbedingungen würde die EU ihr Ziel um 39–41% verfehlen.
Lediglich drei Länder (EE, DK, CZ) übertreffen in allen untersuchten Szenarien ihre Ziele bei
Weitem. Im Szenario mit bestehenden Rahmenbedingungen würde die EU-27 im Jahr 2020
um 70% unter dem Ziel liegen, mit zusätzlichen geplanten Maßnahmen könnte diese Differenz zumindest auf rund 25% vermindert werden.
Bei der Photovoltaik deuten alle untersuchten Szenarien auf eine Zielerreichung im Jahr
2020 hin, wobei das Szenario mit zusätzlichen geplanten Maßnahmen in einzelnen Ländern
stark vom Szenario mit bestehenden Rahmenbedingungen abweicht (Hamelinck, C. et al.,
2012).
Fazit
Für die meisten der betrachteten Technologien wird in den nächsten fünf Jahren grundsätzlich mit einer Zunahme der installierten Kapazitäten gerechnet. Dies stellt einen interessanten Markt für bestehende Produkte und marktreife Innovationen dar. Sowohl aus den Prognosen der IEA als auch aus den Szenarien des EU-Fortschrittsberichts lässt sich Wachstum
im Bereich (Onshore-)Wind und Photovoltaik, sowie zu einem geringeren Teil im Bereich
Biomasse ablesen. Das Ausmaß des Wachstums ist jedoch stark von den begleitenden
Rahmenbedingungen abhängig.
3.1.3
Szenarien bis 2030/2050
Um langfristige Lock-in-Effekte zu vermeiden, muss eine nachhaltige Energieinfrastruktur für
die Versorgung der privaten Haushalte, der Industrie und des Dienstleistungssektors schon
jetzt für die Jahre 2030 bis 2050 entworfen werden. Unterschiedliche Szenarien geben unter
bestimmten Grundannahmen Aufschluss über die erwartete Entwicklung des Energiesektors
und stellen damit ein wirksames Werkzeug zur Beurteilung potentiell eintretender Auswirkungen von bestehenden und künftigen Rahmenbedingungen und Maßnahmen dar. Zur
Beschreibung der Entwicklung erneuerbarer Energieträger bis 2030/2050 wurden die Szenarien des IEA World Energy Outlook 2012 (WEO 2012) (IEA, 2012a), des EU Energiefahrplans 2050 der Europäischen Kommission (2011a) und der IEA Energy Technology Perspectives (ETP 2012) (IEA, 2012b) herangezogen. Die „New Lens“ Szenarien von Shell und
der REMAP 2030-Prozess der Internationalen Agentur für erneuerbare Energien (IRENA)
160
werden kurz vorgestellt. Zu einzelnen Aspekten wird auch der Mitte November 2013 veröffentlichte World Energy Outlook 2013 (WEO 2013) (IEA, 2013) herangezogen.
Dass die Perspektive die Wahrnehmung beeinflusst, zeigen die „New Lens“-Szenarien von
Shell (2013) sprichwörtlich: Sie sollen Führungskräften – insbesondere des eigenen Unternehmens – neue Blickwinkel auf die zukünftigen wirtschaftlichen Rahmenbedingungen
geben. Die Szenarien basieren zwar auf robusten Annahmen und Quantifizierungen, ziehen
aber auch nur entfernt mögliche Ereignisse in Betracht und erheben keinen Anspruch auf
Vergleichbarkeit mit anderen Szenarien oder auf Verlässlichkeit für die Entscheidungsfindung. Die beschriebenen Szenarien „Berge“ und „Ozeane“ gehen von sehr unterschiedlichen Entwicklungen aus: „Berge“ beschreibt eine Entwicklung, in der die gegenwärtigen
Machtverhältnisse fortbestehen, und jene, die derzeit an der Macht stehen, ihre Vorteile
ausüben und bewahren. Starke Machtstrukturen behindern die wirtschaftliche Entwicklung,
obwohl durch weniger Entscheidungsträger („Machthabende“) quantitative Fortschritte in
Politikbereichen wie Stadtentwicklung, Energie und Umweltbelastungen erreicht werden
können. Positive Ressourcenerwartungen können erfüllt werden, Erdgas löst Kohle ab und
wird zur Stütze des globalen Energiesystems; steigende CO2-Emissionen sowie Umweltbelastungen werden durch langsameres Wirtschaftswachstum abgemildert. „Ozeane“ hingegen
beschreibt ein Auf und Ab, starke Strömungen und volatile Verwirbelungen von Akteuren
und Ereignissen mit einem unregelmäßigen Ausgleich unterschiedlicher Interessen. Dadurch
entstehende Reformen fördern die wirtschaftliche Produktivität, andererseits wird der politische Fortschritt behindert, bis Umweltbelastungen akut werden (z.B. Zersiedelung durch
Städtewachstum, verzögerter Einsatz von CCS-Technologien). Steigende Preise erschließen teurere Energieressourcen und fördern Energieeffizienz bei den Endnutzern. Flüssigtreibstoffe und Kohle dominieren weiterhin den Energiemix, bis sie gegen Ende des Jahrhunderts von Solarenergie abgelöst werden. Der Einsatz von Erdgas untertrifft die Erwartungen, und Treibhausgasemissionen erreichen für lange Zeit einen Höchststand, bis sie durch
eine Kombination aus Biomasse, Solarenergie und Kohlenstoffabscheidung und –speicherung wieder sinken. Beide Szenarien basieren also für die nächsten 20 Jahre auf sehr unterschiedlichen sozialen, wirtschaftlichen und politischen Merkmalen, die sich auf die Entwicklung des Energiesektors und die ökologische Zukunftsperspektive bis 2100 jeweils gravierend anders auswirken. Mangels Vergleichbarkeit mit konventionellen Szenarien wird im
Weiteren nicht näher auf diese „New Lens“-Szenarios eingegangen (Shell, 2013).
Der von der Internationalen Agentur für Ernbeuerbare Energie (IRENA) ins Leben gerufene
REMAP 2030-Prozess soll realistische Wege identifizieren, um den Anteil erneuerbarer
Energieträger im globalen Energiemix bis 2030 zu verdoppeln, und damit eine wesentliche
39
Zielsetzung der SE4ALL Initiative zu erreichen.
Im Rahmen einer Machbarkeitsstudie wurden von IRENA Szenarien entwickelt, die auf dem
Szenario „Neue politische Maßnahmen“ des World Energy Outlook 2012 (IEA, 2012a) aufbauen:
39
Die von UN Generalsekretär Ban Ki-Moon ins Leben gerufene „Sustainable Energy for All“-Initiative soll Energiezugang für alle bis 2030 verwirklichen. Ziele sind die Sicherstellung universellen Zugangs zu modernen Energiedienstleistungen, eine Verdopplung der globalen Verbesserungsrate der Energieeffizienz, sowie die Verdopplung
des Anteils erneuerbarer Energieträger im globalen Energiemix.
161
1. Zugangs-Szenario (ZS): beleuchtet Optionen, um Energiezugang zu modernen
Energiedienstleistungen für alle zu gewährleisten.
2. Zugangs- und Energieeffizienz-Szenario (ZEES): baut auf dem ZS auf, um sowohl
Energiezugang für alle, als auch eine Verdopplung der Effizienzsteigerungsrate zu
erreichen. Dies soll durch die Verstärkung der Elektrifizierung in allen Endnutzersektoren auf Basis erneuerbarer Energieträger erfolgen.
3. Erneuerbaren-, Zugangs- und Effizienz-Szenario (EZEES): baut auf dem ZEES auf
und beleuchtet verschiedene Kombinationen von erneuerbaren Technologieoptionen, um den Anteil erneuerbarer Energien bis 2030 zu verdoppeln. Zwei verschiedene Pfade werden vorgeschlagen, um dieses Erneuerbarenziel zu erreichen:
1. basierend auf einer Erhöhung des Erneuerbarenanteils in Endnutzersektoren,
und 2. basierend auf einem verstärkten Einsatz erneuerbarer Energien in der
Stromerzeugung.
Die hier skizzierten Szenarien werden für die im Rahmen der globalen „Sustainable Energy
For All“-Initiative zu ergreifenden Maßnahmen relevant sein und können in Zukunft Aufschluss über die erwartete Entwicklung bestimmter Energieträger oder Märkte geben. Der
REMAP2030 Prozess ist jedoch noch nicht abgeschlossen, weswegen diese Szenarien in
der vorliegenden Energiestudie nicht weiter betrachtet werden können.
Szenarien des EU Energiefahrplans 2050
Die EU hat sich verpflichtet, bis 2050 ihre THG-Emissionen um 80–95% unter das Niveau
von 1990 zu senken. Im Energiefahrplan 2050 „untersucht die Europäische Kommission die
mit dem EU-Dekarbonisierungsziel verbundenen Herausforderungen, wobei dieses Ziel
unter Gewährleistung der Energieversorgungssicherheit und der Wettbewerbsfähigkeit
40
erreicht werden soll.“ Alle untersuchten Szenarien basieren auf dem PRIMES Energiesystemmodell und setzen größere Veränderungen bei den CO 2-Preisen, Technologien und
Netzen voraus. Mit diesen Szenarien soll eine Verringerung der Treibhausgasemissionen
um 80% erreicht werden, was einer Senkung der energiebezogenen CO 2-Emissionen um
85% (inkl. Verkehrssektor) entspricht. Darüber hinaus wurden auch Szenarien und Standpunkte der EU-Mitgliedstaaten und beteiligter Akteure von der Kommission analysiert (Europäische Kommission, 2011).
Der Energiefahrplan zielt darauf ab, einen langfristigen technologieneutralen Rahmen zu
entwickeln, innerhalb dessen die Politikansätze für einen Übergang zu einem kohlenstoffarmen Energiesystem eine größere Wirkung entfalten. Die Szenarien zeigen bestimmte
Prototypen von Entwicklungspfaden in Richtung einer Dekarbonisierung des Energiesystems
auf, welche die Energieversorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit verbessern. Zugleich werden in der Szenarienanalyse gemeinsame Merkmale identifiziert: Eine gesamtheitliche Vorgehensweise ist zur Zielerreichung erforderlich, Strom wird in allen Szenarien einen
beträchtlichen Anteil am Endenergieverbrauch einnehmen, in allen Dekarbonisierungsszenarien kommt es zu Verbesserungen der Energieeffizienz und höheren Anteilen an erneuerbaren Energien, wobei auch Nuklearenergie und CCS-Technologie eine Rolle spielen sollen.
Für einen kosteneffizienten und langfristigen Übergang zur Dekarbonisierung brauchen
40
Europäische Kommission: Energiefahrplan 2050, Einleitung.
162
diese Entwicklungen eine verlässliche, moderne und „smarte“ Infrastruktur sowie substantielle Veränderungen im Zeitraum bis 2030. Kostenseitig ist ein Wechsel von hohen Treibstoff/Betriebskosten hin zu hohen Kapitalausgaben zu erwarten. Die Kostentragung ist ungleich
verteilt, wobei der Löwenanteil der Kostensteigerungen von Haushalten zu tragen sein wird.
Die Energierechnung der gesamten EU für den Import von Öl, Gas und Kohle wird in den
Dekarbonisierungsszenarien hingegen deutlich niedriger ausfallen (Europäische Kommission, 2011b).
Die Szenarien bis 2050 umfassen (Europäische Kommission, 2011, 2011b):
■
Referenzszenario: Das Referenzszenario umfasst aktuelle Trends und langfristige
Prognosen zur wirtschaftlichen Entwicklung (Wachstum des Bruttoinlandsprodukts (BIP)
um 1,7% pro Jahr). Es schließt politische Konzepte ein, die bis März 2010 verabschiedet
wurden, darunter die 2020-Ziele für den Anteil der erneuerbaren Energien und die Senkung der Treibhausgasemissionen, sowie die Richtlinie über das Emissionshandelssystem (ETS). Für die Analyse wurden mehrere Sensitivitäten mit niedrigeren und höheren
BIP-Wachstumsraten und niedrigeren und höheren Energieimportpreisen untersucht.
Das Referenzszenario nimmt an, dass das Erneuerbarenziel 2020 erreicht wird, und der
Anteil erneuerbarer Energien bis 2030 auf 34% und bis 2050 auf 25% anwachsen wird.
■
Aktuelle politische Initiativen (API): Bei diesem Szenario werden Maßnahmen, die z. B.
nach den Ereignissen von Fukushima im Zusammenhang mit den Naturkatastrophen in
Japan verabschiedet wurden, sowie Maßnahmen, die im Rahmen der Strategie Energie
2020 vorgeschlagen werden, aktualisiert; das Szenario umfasst auch Maßnahmen, die
im Zusammenhang mit dem „Energieeffizienzplan“ und der neuen „Energiebesteuerungsrichtlinie“ vorgeschlagen wurden. Das API-Szenario geht von einem höheren Erneuerbarenanteil aus (25% Endenergieanteil im Jahr 2030 und 29% im Jahr 2050).
■
Hohe Energieeffizienz: Politische Verpflichtung, sehr hohe (Primär)Energieeinsparungen
zu erreichen; strenge Umsetzung des Energieeffizienzplans mit dem Ziel, rund 20%
Energieeinsparungen bis 2020 zu erreichen; auch danach werden starke Effizienzmaßnahmen getroffen; zu den Maßnahmen gehören z. B. strengere Mindestanforderungen
an Geräte und neue Gebäude, hohe Sanierungsraten bei bestehenden Gebäuden und
die Festlegung von Energieeinsparverpflichtungen für Energieversorgungsunternehmen.
Dies führt zu einer Senkung der Energienachfrage um 41% bis 2050 gegenüber den
Spitzen im Zeitraum 2005–2006.
■
Diversifizierte Versorgungstechnologien: Es wird keine Technologie bevorzugt. Alle
Energiequellen können auf einer Marktbasis ohne spezielle Fördermaßnahmen miteinander konkurrieren. Die Dekarbonisierung wird durch die Festlegung eines Preises für
CO2-Emissionen vorangetrieben, wobei von der öffentlichen Akzeptanz sowohl für Kernenergie als auch für die CCS-Technologie (Carbon Capture and Storage = CO 2Abscheidung und Speicherung) ausgegangen wird.
■
Hoher Anteil erneuerbarer Energien (EE): Starke Förderung der erneuerbaren Energien,
die einen hohen Anteil am Bruttoendenergieverbrauch (75% im Jahr 2050) und am
Stromverbrauch (97%) erreichen. Basis dafür bildet die Ausweitung der europäischen
erneuerbaren Energieversorgung (inkl. Offshore-Wind aus der Nordsee, signifikante
Entwicklung von CSP und Speichertechnologien, verstärkte Verbreitung von Wärmepumpen für Raumwärme und signifikante Mikroerzeugung von Strom (PV, Kleinwindkraft, etc.)).
163
Die Szenarien „Verzögerte CCS-Technologie“ und „Geringer Kernenergieanteil“ werden im
Rahmen dieser Studie nicht betrachtet.
In ihren Schlussfolgerungen betont die EK die Bedeutung vorhersehbarer und stabiler politischer und rechtlicher Rahmenbedingungen (auch nach 2020!), sowie eines funktionierenden
Binnenmarktes für kostenwirksame Investitionen in kohlenstoffarme Technologien. Damit
Energieeffizienzmaßnahmen in der Realität die gleichen Ergebnisse liefern können wie in
Modellberechnungen, müssten gezielte Unterstützungs- und Finanzierungsmaßnahmen
getroffen werden. Weiteres Augenmerk sollte auf die Flexibilität in der Ausgestaltung des
Systems, auf die starke Unterstützung von Forschung und Entwicklung, auf die öffentliche
Akzeptanz von kohlenstoffarmen Technologien und Infrastruktur sowie auf die Bereitschaft
der Konsumenten zur Verhaltensänderung und zur Übernahme zusätzlicher Kosten gelegt
werden. Hier könnten soziale Maßnahmen zur Lastenumverteilung hilfreich sein.
IEA World Energy Outlook 2012 und Energy Technology Perspectives 2012
Die Internationale Energieagentur (IEA) beschreibt in ihrem World Energy Outlook 2012
(WEO 2012) die folgenden Szenarien bis 2035:
1. Derzeitige politische Maßnahmen (DPM): Das Referenzszenario der IEA berücksichtigt
nur jene Gesetze und Richtlinien, die bis Mitte 2012 implementiert wurden, ohne weitere
Veränderungen. Es dient als Referenzwert, wie sich die Energiemärkte entwickeln würden, wenn sich die zugrundeliegenden Trends in Energienachfrage und -bereitstellung
nicht verändern.
2. Neue politische Maßnahmen (NPM): Dieses Szenario berücksichtigt bereits vorhandene
politische Verpflichtungen und geht davon aus, dass auch erst kürzlich bekannt gegebene Verpflichtungen und Pläne (inkl. der noch nicht förmlich verabschiedeten) umgesetzt
werden. Dadurch sollen die potentiellen Erfolge und Grenzen der jüngeren Energie- und
Klimapolitik abgeschätzt werden.
3. 450-Szenario: Dieses Szenario setzt politische Maßnahmen voraus, mit denen der
globale Temperaturanstieg mit einer Wahrscheinlichkeit von 50% langfristig unter der
2 °C Marke bleibt. Es soll einen plausiblen Weg zur Erreichung der Klimaziele darstellen.
4. Effiziente-Welt-Szenario (WEO-2012 Spezial): In diesem Szenario werden alle wirtschaftlich machbaren Investitionen in Energieeffizienz sowie alle notwendigen Maßnahmen zur Beseitigung von Marktbarrieren für Energieeffizienz berücksichtigt. Dadurch sollen die Auswirkungen aller wirtschaftlich sinnvollen Maßnahmen abgeschätzt werden.
Die IEA geht in ihrem Hauptszenario (NPM-Szenario) davon aus, dass der weltweite Energieverbrauch bis 2035 um über ein Drittel ansteigen wird, wobei 60% dieser Zunahme auf
China, Indien und den Nahen Osten entfallen werden. In den OECD-Ländern hingegen
nimmt der Energieverbrauch kaum zu, dafür zeichnet sich ein deutlicher Trend zur Nutzung
von Erdgas und erneuerbaren Energien ab. Im weltweiten Energiemix werden fossile Energieträger bis 2035 allerdings vorherrschend bleiben. Die anhand dieses Szenarios abgeschätzten energiebezogenen CO2-Emissionen führen langfristig zu einer mittleren globalen
Erwärmung um 3,6 °C. Rund vier Fünftel des wirtschaftlichen Energieeffizienzpotentials im
Gebäudesektor und mehr als die Hälfte des Potentials in der Industrie bleiben in diesem
Szenario ungenutzt (IEA, 2012a).
164
Im Szenario „Effiziente Welt“ hingegen wird das wirtschaftliche Energieeffizienzpotential
durch die Beseitigung von Hindernissen für Investitionen in Energieeffizienz erschlossen,
ohne auf bahnbrechende technologische Entwicklungen zurückzugreifen. Dadurch wird das
Wachstum des weltweiten Primärenergieverbrauchs bis 2035 halbiert, der Ölverbrauch
erreicht kurz vor 2020 seinen Höchststand und sinkt danach, und die zusätzlichen Investitionen (11,8 Billionen $) in energiesparende Technologien werden durch sinkende Energieausgaben mehr als aufgewogen. Darüber hinaus kommt es zu einer Umorientierung der Weltwirtschaft und einer Steigerung der Gesamtwirtschaftsleistung um 18 Billionen $ bis 2035.
Auch die CO2-Emissionen erreichen ihren Höchststand vor 2020, was eine langfristige Erderwärmung von rund 3 °C nach sich zieht (IEA, 2012a).
Im 450-Szenario werden fast vier Fünftel der bis 2035 insgesamt erlaubten energiebedingten
CO2-Emissionen durch bereits existierende Kraftwerke, Gebäude, Fabriken etc. festgeschrieben. Werden bis 2017 keine wirksamen Maßnahmen zur Minderung der CO2Emissionen ergriffen, so wird die bis dahin geschaffene Infrastruktur bereits die gesamten
bis 2035 „erlaubten“ CO2-Emissionen (zur Erreichung des 2 °C-Ziels) verursachen (IEA,
2012a).
Die Energy Technology Perspectives 2012 (ETP 2012) enthalten drei Szenarien: 6DS, 4DS
und 2DS, gestaffelt nach dem mit den erwarteten THG-Emissionen assoziierten globalen
Temperaturanstieg.
Das 6 °C-Szenario (6DS) ist im Wesentlichen eine Ausweitung der aktuellen Trends. Bis
2050 wird sich der Energieverbrauch im Vergleich zu 2009 nahezu verdoppeln, die THGEmissionen steigen sogar noch stärker. Sofern keine weiteren Anstrengungen unternommen
werden, um die atmosphärische THG-Konzentration zu stabilisieren, wird auf lange Sicht ein
Anstieg der globalen Durchschnittstemperatur um mindestens 6 °C vorausgesagt.
Das 4 °C-Szenario (4DS) berücksichtigt jüngste Zusagen der Länder, ihre Emissionen zu
reduzieren sowie verstärkt ihre Energieeffizienz zu verbessern. Dieses Szenario dient in den
ETP 2012 als primäres Referenzszenario für Vergleiche zwischen den Szenarien. Den
Temperaturanstieg langfristig auf 4 °C einzudämmen ist bereits ein ambitioniertes Ziel, das
nur möglich sein wird, wenn es zu einem signifikanten Wandel in der Politik und im Technologiebereich kommt. Darüber hinaus wären zur Zielerreichung weitere Emissionsreduktionen
nach 2050 Voraussetzung.
Der Fokus der ETP 2012 liegt auf dem 2 °C-Szenario (2DS). Dieses Szenario beschreibt ein
Energiesystem, das mit jüngsten Emissionsprognosen der Klimaforschung kohärent ist, die
mit 80%iger Wahrscheinlichkeit den globalen Temperaturanstieg auf 2 °C begrenzen können. Die energiebezogenen CO2-Emissionen werden bis 2050 um mehr als die Hälfte gegenüber 2009 reduziert und sollen auch nach 2050 weiter sinken. Obwohl das 2 °C-Szenario
der Transformation des Energiesektors durchaus große Bedeutung beimisst, kann das Ziel
nur dann erreicht werden, wenn CO 2 und THG-Emissionen auch in nicht-energetischen
Sektoren reduziert werden (IEA, 2012b)
Der IEA World Energy Outlook 2013 (IEA, 2013) streicht hervor, dass eine Lockerung der
Verknüpfung von Wirtschaftswachstum, Energienachfrage und energiebedingten CO 2Emissionen durch die richtige Kombination von Politik und Technologie möglich ist. Das
Aufkommen von unkonventionellem Erdöl und Erdgas sowie von erneuerbaren Energien
165
verändert demnach das Verständnis von der Verteilung globaler Energieressourcen, und der
Schwerpunkt der weltweiten Energienachfrage verschiebt sich immer mehr zu den aufstrebenden Wirtschaftsnationen (insbesondere China, Indien und dem Nahen Osten). In seinem
Hauptszenario (NPM) bleiben immer noch zwei Drittel des wirtschaftlichen Energieeffizienzpotentials ungenutzt, und die weltweiten energiebezogenen CO 2-Emissionen (+20% bis
2035) werden mit einem langfristigen durchschnittlichen Temperaturanstieg um 3,6 °C
assoziiert.
Diskussion der Szenarien
Für eine Betrachtung der Szenarien auf Ebene der EU-27 ist anzumerken, dass diese nicht
eins zu eins vergleichbar sind, da sie bereits im jeweiligen (unterschiedlichen) Basisjahr von
unterschiedlichen politischen Rahmenbedingungen und Maßnahmen ausgehen, die jeweiligen Annahmen im Detail unterschiedlich sind, und auch der Energieverbrauch (Brutto41
42
inlandsverbrauch der Europäischen Kommission vs. Gesamtprimärenergieverbrauch der
IEA) unterschiedlich berechnet ist. Die betrachteten Szenarien sind zwar teilweise ähnlich
benannt, im Detail jedoch unterschiedlich definiert. Dennoch liegen die Referenzszenarien
der Europäischen Kommission und der IEA nicht allzu weit auseinander.
In den Basisszenarien (Referenz-, API-Szenario) des EU-Energiefahrplans 2050 erreicht der
Bruttoinlandsverbrauch im Jahr 2020 einen Höchststand (siehe Tabelle 3-6). Danach stabilisiert sich die Nachfrage, da effiziente Technologien Marktreife erlangt haben und die resultierende zusätzliche Energieeffizienz von Geräten die steigende Nachfrage kompensiert. In
den Dekarbonisierungsszenarien (Hohe Energieeffizienz, Diversifizierte Versorgungstechnologien, Hoher Anteil erneuerbarer Energien) liegt der Bruttoinlandsverbrauch 2020 bereits
unter jenem von 2010. Der Anteil der Sektoren bleibt insgesamt weitgehend stabil und so
wird Transport mit 32% auch weiterhin den stärksten Verbrauch im Jahr 2050 aufweisen.
Während der Anteil des Industriesektors am Endenergieverbrauch leicht steigen wird, sinkt
der Anteil der Haushalte (Europäische Kommission, 2011a). Das Szenario Hohe Energieeffizienz zeigt für die betrachteten Jahre jeweils den geringsten erwarteten Energieverbrauch
der EU-27. Der Energieverbrauch in den Szenarien Diversifizierte Versorgungstechnologien
und Hoher Anteil erneuerbarer Energien liegt bis 2030 nur knapp unterhalb des Szenarios
Aktuelle politische Initiativen, bis 2035 und 2050 können jedoch deutlich größere Einsparungen erzielt werden. Der EU-Energiefahrplan rechnet im Jahr 2020 mit einem Energieverbrauch von zumindest 1.644 Mtoe (Hohe Energieeffizienz) und maximal 1.790 Mtoe (Referenzszenario), was den Höchststand in allen Szenarien bedeutet. Für 2030 wird ein Energieverbrauch zwischen 1.452 Mtoe und 1.729 Mtoe erwartet, der bis 2035 auf 1.360 bis 1.728
Mtoe sinkt. Im Jahr 2050 sinkt der Energieverbrauch auf 1.084 Mtoe im Szenario Hohe
Energieeffizienz, während er im Referenzszenario wieder auf 1.763 Mtoe ansteigt. Die
Dekarbonisierungsszenarien des EU-Energiefahrplans 2050 gehen bereits bis 2035 von
einer stärkeren Verringerung des Primärenergieverbrauchs innerhalb der EU aus als das
450-Szenario des WEO 2012.
41
Bruttoinlandsverbrauch bezeichnet den gesamten Energiebedarf einer Region oder eines Landes und beinhaltet:
Verbrauch des Energiesektors, Verteilungs- und Umwandlungsverluste, Endenergieverbrauch der Endverbraucher
sowie statistische Abweichungen. Nicht beinhaltet ist der Energieverbrauch (Heizöl) für internationale maritime
Bunker.
42
Gesamtprimärenergieverbrauch: wird mit Gesamt-Primärenergienachfrage gleichgesetzt
166
Energieeinsparungen im API-Szenario sind hauptsächlich auf Energieeffizienzmaßnahmen
im Haushalts- und Dienstleistungssektor zurückzuführen sowie auf kurz- bis mittelfristige
Effizienzverbesserungen in der Energieumwandlung, was zu weiteren Verringerungen des
Endenergiebedarfs, der 4–6% unter dem Referenzszenario bleibt, führt. (Europäische Kommission, 2011a).
Tabelle 3-6: Bruttoinlandsverbrauch der EU-27 nach Szenarien des EU-Energiefahrplans
2050 (Mtoe). Quelle: Europäische Kommission, 2011b
EU-Energiefahrplan 2050
2010
2020
2030
2035
2050
Referenzszenario
1.775
1.790
1.729
1.728
1.763
Aktuelle polit. Initiativen (API)
1.752
1.700
1.629
1.626
1.615
Hohe Energieeffizienz
1.753
1.644
1.452
1.360
1.084
Diversifizierte Versorgungstechnologien
1.753
1.681
1.534
1.487
1.217
Hoher Anteil erneuerbarer Energien
(EE)
1.752
1.680
1.510
1.417
1.134
Bei den Szenarien des WEO 2012 (IEA, 2012a) zeigt sich die Entwicklung im Szenario
Derzeitige politische Maßnahmen (DPM) anders: Der Gesamtprimärenergieverbrauch steigt
bis zum Jahr 2035 kontinuierlich weiter an, während er im NPM-Szenario bis 2035 unter
dem Wert von 2020 stabilisiert werden kann (siehe Tabelle 3-7). Im 450-Szenario sinkt der
Primärenergieverbrauch bis 2035 kontinuierlich. Der Gesamtprimärenergieverbrauch
(GPEV) liegt nach dem WEO 2013 (IEA, 2013) für die Jahre 2020 bis 2035 leicht unter den
Schätzungen des WEO 2012. Da auch der GPEV der erneuerbaren Energieträger etwas
geringer eingeschätzt wird, verändern sich die Anteile erneuerbarer Energien am GPEV
kaum.
Tabelle 3-7 Gesamtprimärenergieverbrauch der EU nach Szenarien des WEO 2012 (Mtoe).
Quelle: IEA, 2012a
WEO 2012
2010
2020
Derzeitige polit. Maßnahmen (DPM)
n.d.
1.716
1.756
1.775
1.713
1.678
1.667
1.670
„Effiziente Welt”-Szenario
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
450-Szenario
n.d.
1.606
1.530
1.518
Neue polit. Maßnahmen (NPM)
2030
2035
Betrachtet man den Anteil erneuerbarer Energien am Primärenergieverbrauch, so bewegen
sich die Einschätzungen des EU-Energiefahrplans 2050 in etwa dem gleichen Rahmen wie
jene des World Energy Outlook. Im 450-Szenario ist der WEO 2012 sogar optimistischer,
was den Anteil erneuerbarer Energien am Primärenergieverbrauch bis 2030 anbelangt.
Bei der Europäischen Kommission bewegen sich die Bandbreiten für 2020 im Bereich von
15,5–16,5% Anteil am Primärenergieverbrauch (siehe Tabelle 3-8). Im Jahr 2030 werden
bereits RES-Anteile von 18,4–25,6% erwartet, und im Jahr 2035 bis zu knapp 33% im
Szenario Hoher Anteil erneuerbarer Energien.
167
Während die Bandbreiten der RES-Anteile bis 2020 noch relativ nah beieinander liegen,
geht das Delta in der Periode bis 2050 deutlich auseinander. Durch explizitie Forcierung
erneuerbarer Energien kann im Jahr 2050 ein rund dreimal so hoher Anteil am
Primärenergieverbrauch (59,6%) erreicht werden wie im Referenzszenario.
Tabelle 3-8 Anteil der Erneuerbaren am Primärenergieverbrauch, EU-Energiefahrplan 2050
(%). Quelle: Europäische Kommission, 2011b
EU-Energiefahrplan 2050
2020
2030
2035
2050
Referenzszenario
15,5%
18,4%
19,0%
19,9%
Aktuelle polit. Initiativen (API)
15,8%
19,3%
20,0%
23,3%
Hohe Energieeffizienz
16,4%
21,9%
26,2%
43,5%
Diversifizierte Versorgungstechnologien
16,5%
21,9%
25,6%
41,0%
Hoher Anteil erneuerbarer Energien (EE)
16,5%
25,6%
32,7%
59,6%
Die IEA (2012a) geht für das Jahr 2020 von einem Erneuerbaren-Anteil am Gesamtprimärenergieverbrauch von 15% (DPM) bis zu 18% (450-Szenario) aus. Auch hier
vergrößert sich die Bandbreite je nach Szenario: im Jahr 2035 werden Anteile zwischen 19%
(DPM) und knapp 32% (450-Szenario) erwartet, was auch der Einschätzung der
Europäischen Kommission entspricht.
Tabelle 3-9 Anteil der Erneuerbaren am Gesamtprimärenergieverbrauch, WEO 2012 (%).
Quelle: IEA, 2012a
World Energy Outlook 2012
2020
2030
2035
Derzeitige polit. Maßnahmen (DPM)
15%
17,6%
19,0%
16,3%
20,8%
23,1%
n.d.
n.d.
n.d.
18,0%
27,1%
31,7%
Neue polit. Maßnahmen (NPM)
„Effiziente Welt” Szenario
450 Szenario
Anm: umfasst Wasserkraft, Bioenergie und andere Erneuerbare
Anhand der Szenarien und Daten des World Energy Outlook (IEA 2012a) lässt sich abschätzen, wie sich der Anteil der erneuerbaren Energietechnologien an der Stromerzeugung
innerhalb der EU-27 im Vergleich zum Weltmarkt entwickeln wird. Hierfür wurden die Szenarien des WEO 2012 (IEA, 2012a) sowie der ETP 2012 (IEA, 2012b) herangezogen.
Die sich daraus ergebende Bandbreite der Gesamtstromerzeugung stellt sich wie folgt dar:
Tabelle 3.1-10 Bandbreite der Gesamtstromerzeugung. Quelle: IEA, 2012a, IEA, 2012b
Gesamtstromerzeugung (Bandbreite in TWh)
Welt
EU-27
2020
2030
2035
26.500 – 29.200
31.100 – 36.500
31.700 – 40.400
3.400 – 3.700
3.500 – 3.900
3.500 – 4.000
Die erwarteten Anteile erneuerbarer Energietechnologien an der Stromerzeugung zeigen in
den untersuchten Szenarien sehr unterschiedliche Bandbreiten. Abgesehen von der Was-
168
serkrafterzeugung liegen die Anteile der erneuerbaren Stromerzeugung in der EU-27 teilweise deutlich über den weltweiten Szenarienergebnissen.
Der Anteil der Wasserkrafterzeugung an der Gesamtstromerzeugung liegt zwischen 2020
und 2030 innerhalb der EU-27 in allen Szenarien etwa konstant bei 10 bis 12%, während er
weltweit in den pessimistischsten Szenarien zwischen 2020 und 2035 von 15% auf 13%
sinkt (siehe Tabelle 3-10). Im ambitioniertesten Szenario (450-Szenario) ist eine Steigerung
des weltweiten Anteils bis auf 20% im Jahr 2035 möglich.
Windkraft wird je nach Szenario im Jahr 2020 innerhalb der EU zwischen 10% und 13% der
Gesamtstromerzeugung ausmachen, während auf globaler Ebene nur ein Anteil von rund 4–
5% erreicht werden kann. Im Jahr 2035 wird der Windkraft sogar ein fast doppelt so großer
EU-weiter Anteil an der Gesamtstromerzeugung (14–25%) prognostiziert wie weltweit (5–
14%).
Auch der Beitrag der Bioenergie zur Gesamtstromerzeugung wird ansteigen: innerhalb der
EU-27 auf 5–6% im Jahr 2020 und auf 6–9% im Jahr 2035. Auf globaler Ebene wird sich
Bioenergie weniger stark entwickeln (2–3% im Jahr 2020 und 3–6% im Jahr 2030).
Photovoltaik erreicht innerhalb der EU nach den Szenarienergebnissen bereits im Jahr
2020 einen Anteil von 3–4% an der Gesamtstromerzeugung, während weltweit erst 2035
Anteile von 1–4% erreicht werden können. In diesem Zeitraum wird in der EU-27 bereits ein
Anstieg auf rund 4–6% der Gesamtstromerzeugung prognostiziert.
Die Geothermie kann sich auf globaler Ebene positiver entwickeln als auf europäischer
Ebene, wobei die Bandbreite hier größer ist: ein weltweiter Anteil zwischen 0,5–1,4% der
Gesamtstromerzeugung, sowie zwischen 0,4 und 0,8% auf europäischer Ebene werden
prognostiziert.
Die CSP-Technologie entwickelt sich in der EU im Vergleich zur Geothermie bis 2020 sehr
ähnlich, kann dann aber größere Steigerungen verzeichnen: Der CSP-Anteil wird 2035 mit
0,8–2% der Gesamtstromerzeugung eingeschätzt. Auf globaler Ebene geht diese Entwicklung langsamer vonstatten (0,1–0,2% im Jahr 2020), bis 2035 steigt der CSP-Anteil jedoch
auf 0,3–3%.
Meeresenergie wird auf globaler Ebene nur einen sehr geringen Beitrag zur Gesamtstromerzeugung leisten können (0,08–0,3% im Jahr 2035), während innerhalb der EU ein größerer Beitrag als durch Geothermie erwartet wird (0,5–1,4% im Jahr 2035).
43
Bei den Gesamtanteilen der erneuerbaren Energieträger an der Stromerzeugung gehen
die Dekarbonisierungsszenarien der EK ab 2030 von einer deutlich stärkeren Entwicklung
aus als die Szenarien des WEO 2012, wobei auch die Bandbreite deutlich größer aufklafft.
Im Szenario Hoher Anteil erneuerbarer Energien ist 2050 ein Anteil von rund 86% an der
Bruttostromerzeugung möglich, während der geringstmögliche Anteil im Referenzszenario
sogar auf 40% sinkt. Die Szenarien des IEA WEO 2012 zeigen lediglich die Entwicklung der
erneuerbaren Anteile bis 2035.
43
EU Energiefahrplan 2050: Bruttostromerzeugung; WEO 2012: Gesamterzeugung (total generation)
169
Der IEA WEO 2012 kommt zum Ergebnis, dass 2035 fast ein Drittel der Gesamtstromerzeugung aus erneuerbaren Energien stammt, wobei Solarenergie deutlich stärker expandieren
wird als die übrigen erneuerbaren Energieträger. 2015 werden erneuerbare Energieträger
bereits zur zweitwichtigsten Quelle der Stromerzeugung (entsprechend etwa der Hälfte des
Anteils von Kohle) und sich 2035 bereits an Kohle als wichtigste Energiequelle zur Stromerzeugung annähern. Die Subventionen für erneuerbare Energieträger sollen von rund
88 Mrd. $ im Jahr 2011 auf 240 Mrd. $ im Jahr 2035 steigen (IEA, 2012a).
Nach dem World Energy Outlook 2013 (IEA, 2013) können erneuerbare Energieträger bis
2035 etwa die Hälfte des Anstiegs der weltweiten Stromerzeugung abdecken, wobei 45%
dieses Anstiegs erneuerbarer Energietechnologien auf fluktuierende Wind- und Solarenergieressourcen zurückzuführen sind. Bis 2035 sollen erneuerbare Energien fast die Nutzung
von Kohle als führendem Energieträger zur Stromerzeugung erreichen, und der Anteil erneuerbarer Energien am weltweiten Energiemix soll 30% ausmachen (IEA, 2013). Der World
Energy Outlook 2013 schätzt die Entwicklung der Anteile erneuerbarer Energien an der
Stromerzeugung im Wesentlichen gleich ein wie im Vorjahr. Im 450-Szenario können maximale Anteile der erneuerbaren Stromerzeugung von 36% im Jahr 2020, 50% im Jahr 2030
und 58% im Jahr 2035 erreicht werden. Diese marginalen Verschiebungen (ein Prozentpunkt) sind auf positivere Einschätzungen bei Wasserkraft und Windkraft im gleichen Ausmaß zurückzuführen.
170
Tabelle 3-10: Anteile erneuerbarer Energietechnologien an der Stromerzeugung (%), EU44
27 und Welt im Vergleich, 2020–2035. Quelle: eigene Berechnungen anhand der Daten
des IEA World Energy Outlook (DPM, NPM, 450-Szenario) (IEA, 2012a), der IEA Energy
Technology Perspectives 2012 (2 DS, 4 DS und 6 DS) (IEA, 2012b) und der EU Energy
Roadmap 2050 (Europäische Kommission, 2011b).
2020
2030
2035
Welt
15 – 18%
14 – 20%
13 – 20%
EU-27
10 – 11%
10 – 12%
10 – 12%
Welt
4 – 6%
5 – 12%
5 – 14%
EU-27
10 – 13%
13 – 22%
14 – 25%
Welt
2 – 3%
3 – 6%
3 – 6%
EU-27
5 – 6%
6 – 8%
6 – 9%
Welt
1 – 1,4%
1 – 3%
1 – 4%
EU-27*
3 – 4%
4 – 6%
4 – 6%
Welt
0,4 – 0,6%
0,5 – 1,2%
0,5 – 1,4%
EU-27
0,3 – 0,4%
0,4 – 0,7%
0,4 – 0,8%
Welt
0,1 – 0,4%
0,3 – 1,6%
0,3 – 3%
EU-27
0,3 – 0,5%
0,6 – 1,5%
0,8 – 2%
Welt
0,01 – 0,02%
0,04 – 0,1%
0,08 – 0,3%
EU-27
0,05 – 0,06%
0,2 – 0,7%
0,5 – 1,4%
Welt
23 – 28%
24 – 42%
24 – 48%
EU-27
30 – 35%
34 – 50%
35 – 57%
EU-27
33 - 37%
41 – 60%
41 – 68%
Wasserkraft
Wind
Bioenergie
Photovoltaik
Geothermie
CSP
Meeresenergie
Summe erneuerbare
Energien
Vgl. Energiefahrplan
2050
44
Die ETP 2012 unterscheiden für Europa nicht zwischen PV und CSP, sondern fassen diese unter „Solar“ zusammen. Außerdem sind für Europa nur die Szenarien 2 DS und 4 DS für die Jahre 2020 und 2030 verfügbar, nicht
für 2035.
171
Abbildung 3-14 Anteile erneuerbarer Energieträger an der Bruttostromerzeugung
(Europäische Kommission, 2011b)
Für die Entwicklung der weltweit installierten elektrischen Leistung wurden der WEO
2012 (IEA, 2012a) und die ETP 2012 (IEA, 2012b) herangezogen (siehe Tabelle 3.1-12).
Insgesamt wird im Jahr 2020 eine installierte Leistung zwischen 6,9 und 7,2 TW prognostiziert, die bis zum Jahr 2030 auf 8,1 bis 8,8 TW ansteigt. Im Jahr 2035 liegt die installierte
Leistung je nach Szenario zwischen 8,8 und 9,7 TW. Der WEO 2012 geht davon aus, dass
etwa ein Drittel der bis 2035 neu geschaffenen Stromerzeugungskapazitäten notwendig sein
wird, um die vom Netz gehenden Kraftwerke zu ersetzen. Rund 50% der neuen Kapazitäten
werden auf erneuerbaren Energieträgern beruhen, wobei Kohle weiterhin weltweit führender
Energieträger in der Stromerzeugung bleiben wird.
Der hohe Anteil der Wasserkraft an der installierten elektrischen Leistung verändert sich in
allen betrachteten Szenarien nur geringfügig, und sinkt im Referenzszenario bis 2030/2035
sogar um einen Prozentpunkt. Insgesamt macht die installierte Leistung im Jahr zwischen
17% und 20% der gesamten elektrischen Kapazität aus.
Bei Wind und Photovoltaik gehen die Referenzszenarien von moderaten Steigerungen aus,
während die übrigen Szenarien von deutlich höheren Anteilen an der Gesamtkapazität
ausgehen. Dadurch vergrößert sich die Bandbreite für beide Technologien, die 2035 bei der
Windkraft zwischen 9% und 18% liegt, und bei der Photovoltaik zwischen 4% und 11%.
Beide Technologien verzeichnen jeweils im 450-Szenario die größten Anteile an der installierten elektrischen Leistung.
Bei der Bioenergie divergieren die Szenarienergebnisse im Jahr 2020 nur geringfügig (1,7%
bis 2% Anteil an der weltweit installierten elektrischen Leistung), während die Anteile im Jahr
2035 deutlich divergieren (2,2% im DPM-Szenario gegenüber rund 4% im optimistischsten
Szenario).
Der Anteil der CSP-Technologie an der weltweit installierten elektrischen Leistung kann
2020 zwischen 0,2% und 0,4% liegen, während er im Jahr 2035 nach dem ambitioniertesten
450-Szenario bis auf 2,3% anwachsen könnte.
172
Der Anteil der Geothermie an der weltweit installierten elektrischen Leistung verändert sich
im Referenzszenario nicht (0,3% in allen Jahren), während er mit ambitionierteren Szenarien
von 0,3% im Jahr 2020 auf 0,7% im Jahr 2035 anwächst.
Auch der Anteil der Meeresenergie an der elektrischen Gesamtleistung bleibt bis 2035 unter
1%, wobei der Anteil 2035 (0,08%–0,4%) deutlich höher ist als im Jahr 2020 (0,01%–0,1%).
Die Einschätzung der Anteile der einzelnen erneuerbaren Energietechnologien an der weltweit installierten elektrischen Leistung nach dem WEO 2013 zeigt nur marginale Abweichungen zum WEO 2012. So liegt etwa der nach dem 450-Szenario maximale Anteil der
Photovoltaik mittelfristig (bis 2020, 2030) um einen Prozentpunkt höher, während im Szenario „Derzeitige Politische Maßnahmen“ (DPM) die Entwicklung von Geothermie und CSP bis
2020 etwas geringer eingeschätzt wird, bis 2035 jedoch wie bisher.
Tabelle 3.1-12 Anteil der einzelnen Technologien an der weltweit installierten elektrischen
Leistung (%), 2020–2035. Quelle: eigene Berechnungen anhand der Szenarien DPM, NPM,
450-Szenario (IEA, 2012a) und der Szenarien 2 DS, 4 DS, 6 DS (IEA, 2012b).
2020
2030
2035
Wasserkraft
18 – 20%
17 – 20%
17 – 20%
Wind
7 – 10%
9 – 16%
9 – 18%
Bioenergie
1,7 – 2%
2 – 4%
2 – 4%
Photovoltaik
3 – 4%
4 – 8%
4 – 11%
Geothermie
0,3%
0,3 – 0,6%
0,3 – 0,7%
CSP
0,2 – 0,4%
0,3 – 1,6%
0,4 – 2,4%
Meeresenergie
0,01 – 0,1%
0,03 – 0,2%
0,08 – 0,4%
31 – 37%
33 – 49%
33 – 55%
Summe erneuerbare Energien
3.2 Zukunftstechnologien
Die Identifikation möglicher „Zukunftstechnologien“ steht immer wieder im Zentrum strategischer Untersuchungen, das Thema berührt Forschungs- und Innovationspolitik ebenso wie
Unternehmen. Aus Sicht der öffentlichen Hand steht dabei die Suche nach zukünftigen
„Winnern“ im Vordergrund, um Steuergelder möglichst effektiv und effizient einzusetzen. Die
Anzahl der gescheiterten Beispiele dürfte hier aber die erfolgreichen Fälle (die z. B. für
Japans ökonomischen Erfolg der 1970er und 80er Jahre mitverantwortlich war) deutlich
übertreffen, weshalb eine ausschließliche Fokussierung der F&E-Mittel und Programme auf
wenige thematische Schwerpunkte mit hohem Risiko behaftet ist.
3.2.1
Technology Readiness Level
Die Suche nach möglichen Zukunftstechnologien gestaltet sich sehr schwierig (siehe dazu
weiter unten), zuerst aber ist der Begriff „Zukunftstechnologien“ zu definieren.
Für die vorliegende Arbeit wird dazu nach Möglichkeit das in den USA vom Department of
Energy entwickelte und von anderen Akteuren weiterentwickelte System der Technology
Readyness Levels (TRL) herangezogen. Dieses Bewertungssystem zeigt den Reifegrad
173
einer Technologie an und geht von der ersten unbewiesenen Idee (Level 0) bis zu für den
Kunden verfügbaren Produkten (Level 9). Dabei ist zu beachten, dass der TRL kein Indikator
für die (jetzige und spätere) preisliche Konkurrenzfähigkeit am Markt ist, sondern rein den
Stand der Produktentwicklung angibt.
Mittlerweile wird das System von zahlreichen Akteuren in Europa verwendet, die EUKommission wird es in den Ausschreibungen zu ihrem im Dezember 2013 startenden Programm für Forschung und Innovation „Horizon 2020“ benutzen. In Österreich wird der Begriff
von der Forschungsförderungsgesellschaft (FFG) verwendet, der Klima- und Energiefonds
benutzt ihn derzeit zur Abgrenzung angewandter Forschung von Entwicklungsprojekten. Hier
zeigt sich, dass unterschiedliche Definitionen herangezogen werden. In Tabelle 3-11 findet
sich ein von der Österreichischen Energieagentur entwickeltes TRL-Schema, das die Klassifikationen von Klima- und Energiefonds bzw. FFG (nahe am DoE der USA) und der EUKommission verbindet und im österreichischen Innovationssystem übliche Bezeichnungen
verwendet.
Tabelle 3-11: TRL – die unterschiedlichen Stufen technologischer Reife. Quelle: eigene
Darstellung, basierend auf DoE der USA und EU-Kommission
TRL
Bezeichnung
0
Idee
1
Nachweis der Grundprinzipien
2
Konzept
3
Machbarkeitsstudien
4
Systemzusammenhang im Labormaßstab
5
Tests in kontrollierter Umgebung
6
Prototyp im technischen Maßstab, Pilotanlage, Technikum
7
Demonstrationsmodell
8
Erstes kommerzielles System seiner Art („first of its kind commercial system“)
9
Für Kunden erhältlich
Im Anhang 9.1 findet sich eine umfangreiche Tabelle, welche Kriterien eine Technologie
erfüllen muss, um einen gewissen Level zu erlangen. Weiters werden darin auch wichtige
bzw. charakteristische Tätigkeiten zur Erreichung der jeweiligen Reifegrade angeführt.
Für die österreichischen Forschungsinstitutionen und forschenden Unternehmen stellt dieses
Konzept vielfach noch eine Neuheit dar. Dies hat zur Folge, dass in den meisten Projektbeschreibungen keine entsprechenden Zuordnungen vorgenommen wurden. Es wird erwartet,
dass sich dieses System in den nächsten zwei bis drei Jahren etablieren wird, zumal da die
ab Dezember 2013 startenden Ausschreibungen von Horizon 2020 darauf aufbauen werden.
Als „Zukunftstechnologie“ im engeren Sinne werden im Folgenden – so nicht explizit anders
erwähnt – Technologien bezeichnet, die nachweislich TRL 2 erlangt haben (ein Machbarkeitsnachweis des grundlegenden Konzepts muss vorliegen), aber noch nicht als ausgereiftes Produkt für den Kunden verfügbar sind, also TRL 9 noch nicht erreicht haben.
174
3.2.2
Horizon 2020
Das Screening nach „Zukunftstechnologien“ wurde mit den relevanten Programmdokumenten des EU-Programms für Forschung und Innovation Horizon 2020 gestartet. Die Themen
des Bereichs „Nichtnukleare Energie“ stellen eine gute Übersicht der wesentlichen europäischen Herausforderungen bis 2020 dar, zumal das Rahmenprogramm erstmals Fragestellungen von TRL 1 bis TRL 9 umfassen wird und die Industrie und Forschung in die Erstellung intensiv eingebunden wurden. TRL 1 und 2 werden primär in der Wissenschafts-Säule
(eine der drei Säulen des Programms) und nicht im Energieprogramm – das sich in der
dritten Säule, genannt „Gesellschaftliche Herausforderungen“ befindet – behandelt. Marktnähere Aktivitäten sind für das Rahmenprogramm eher neu und kommen aus der Integration
anderer Programme des Innovationsbereichs. Es ist aber zu erwarten, dass auch Maßnahmen zur Markteinführung von z. B. innovativen Netztechnologien oder integrierten Stromspeichern ermöglicht werden, ev. durch öffentliche Beschaffung.
Eine Analyse der vorliegenden, noch nicht endgültigen Horizon 2020- Programmdokumente
(Stand Ende November 2013) nach möglichen Schlüsseltechnologien ergibt folgendes Bild.
Ein Schwerpunktthema wird „Gebäude und ihre Benutzer“ sein. Hier reicht die Palette an
F&E-Aktivitäten und Demonstration von der Material- und Komponentenwicklung, IKTLösungen und Einbeziehung der NutzerInnen bis zur Verbesserung der Ausbildung von
Handwerkern, Lastmanagement etc. Der Schwerpunkt wird bei marktnäheren Aktivitäten
liegen, einige Fragestellungen mit niedrigeren TRLs sind aber im Bereich der Planungstools
und IKT zu erwarten.
Im Bereich Heizen und Kühlen finden sich insbesondere Fragestellungen zu Fernwärme
inkl. Design von Leitungen, Speichern (TRL 4 bis 6). Fragestellungen zur Abwärmenutzung
in der Industrie werden mit TRL 4 bis 7 angegeben.
Die meisten genannten Fragestellungen der Technologieentwicklung sind aber im Bereich
der erneuerbaren Energieträger und der elektrischen Netze und Speicher genannt:
Photovoltaik: 2014 steht die Entwicklung einer neuen Generation von hochperformanten
PV-Zellen und -Modulen im Vordergrund, bei denen im tatsächlichen Betrieb die theoretisch
möglichen Wirkungsgrade dieser Technologie annähernd erreicht werden sollen. 2015 sollen
hingegen primär sog. „super-low-cost“-Konzepte weiterentwickelt werden, die entweder mit
geringem Materialaufwand auskommen, oder besonders günstige Materialien verwenden
(wie z.B. Polymere), ohne aber nennenswerte Abstriche bei den Wirkungsgraden machen zu
müssen. Die Weiterentwicklung der Polymerzellen (Schwerpunkt an Uni Linz) wird explizit
angesprochen, hier sollen die derzeit geringen Wirkungsgrade noch auf über 12 bis 16%
gesteigert werden.
Konzentrierende Solarkraftwerke (CSP – Concentrated Solar Power plant): Nicht näher
spezifizierte innovative Lösungen zur Kostensenkung stehen im Vordergrund. Direkt adressiert wird der hohe Wasserverbrauch zur Kühlung des Dampfturbinenprozesses (relevant für
österr. Anlagen- und Kesselbauer) sowie bei der Reinigung der Spiegel – dieser soll deutlich
gesenkt bzw. ganz vermieden werden.
Windkraft: Die Zielrichtung der F&E geht in Richtung größere, aber trotzdem leichtere
Anlagen (österreichische Kompetenz in der Stahlerzeugung und im Stahlbau). Der Schwer-
175
punkt der Fragestellungen könnte im Bereich Offshore liegen (da die österreichischen Technologieanbieter primär als Zulieferindustrie aufgestellt sind, ist dieser Bereich aber genauso
interessant wie die an Land errichteten Anlagen).
Wasserkraft: Geforscht werden soll an neuen Anlagen- bzw. Turbinenkonzepten mit flexibleren/größeren Leistungsbereichen für Spitzenlast, Teillast und Start-/Stopp-Betrieb (auch
für sehr große Anlagen über 100 MW), sowie auch Refurbishment. Hier haben sich österreichische Unternehmen und Forscher bei der Ausgestaltung der Fragestellungen einbringen
können (siehe Roadmap Wasserkraft in Abschnitt 3.2.3).
Meeresenergie: Hier steht die Weiterentwicklung der Zuverlässigkeit und Haltbarkeit in
realen rauen Einsatzgebieten im Vordergrund. Interessant für österreichische Turbinenhersteller etc.
Geothermie: Die Entwicklung neuer Technologien und Konzepte für die „tiefe Geothermie“
steht im Vordergrund, Wechselwirkung der Projekte mit der Förderung fossiler Energieträger
wird angeregt.
Heizen und Kühlen mit erneuerbaren Energieträgern: Ein Schwerpunkt wird 2014 bei der
solaren Kühlung liegen, ein anderer bei Biomasse-BHKWs in kleineren und mittleren Leistungsbereichen von 500 W bis max. 1 MW. Die Nutzung von fester und flüssiger Biomasse
sowie Biogas wird hier angesprochen. 2015 könnte dann im Solarbereich die Bereitstellung
von Prozesswärme (über 200°C) durch solarthermische Anlagen im Vordergrund stehen. Im
Bereich der Biomasse wird die Entwicklung von flexiblen Kesseln im Vordergrund stehen,
die ein breites Spektrum von verschiedenen Biomasse-Fraktionen verarbeiten können.
Weiters sollen für die oberflächennahe Geothermie vertikale Bohrtechnologien weiterentwickelt werden. Die meisten Themen werden von der Österreichischen Energieagentur für
österreichische Unternehmen und Forschungsinstitute als sehr bedeutend eingeschätzt.
Elektrische Speichertechnologien: Sowohl kleine als auch große Speicherkonzepte sollen
weiterentwickelt werden, wobei davon ausgegangen wird, dass die im Rahmen von Horizon
2020 weiterentwickelten Technologien derzeit mindestens TRL 5 erlangt haben. Interessant
ist, dass unter einem weiteren Ausschreibungspunkt eine neue Generation von Energiespeichern entwickelt werden soll, wobei Technologien ab TRL 2 (!) adressiert werden, um
diese Richtung TRL 5 zu bringen. Einzeltechnologien werden hier weder genannt noch
priorisiert, es wird aber ausdrücklich darauf hingewiesen, dass nicht nur Speichersysteme für
Strom in Betracht zu ziehen sind, sondern auch andere „Energievektoren“, wie z.B. „Power
to Gas“.
Reine Entwicklungen bzw. Anwendungen von Wasserstoff- bzw. Brennstoffzellentechnologien werden nicht in Horizon 2020 behandelt, sondern in einem eigenen F&E-Programm,
dem „Joint Undertaking Fuel Cells and Hydrogen“.
Biotreibstoffe: Für die Produktion von Biotreibstoffen der nächsten Generation sollen
Technologien von TRL 3 bis 4 um etwa eine TRL-Stufe erhöht werden. Bei den schon etwas
ausgereifteren „Fortschrittlichen Biotreibstoffen“ sollen Entwicklungen von TRL 5 bis 6 auch
etwa um eine TRL-Stufe weiterentwickelt werden. Das heißt, Aktivitäten in Horizon 2020 im
Biotreibstoffbereich werden sich zwischen RTL 3 und TRL 7 bewegen.
176
2014 startet auch ein für alle Low Carbon Technologies themenoffener Call mit etwa 20 Mio.
Euro, in dem mögliche technologische Entwicklungen aus derzeit noch sehr frühen Phasen
(TRL 2) auf TRL 3 bis 4 angehoben werden sollen.
Entwicklungen im Bereich CCS (Carbon Capture and Storage = CO2-Abscheidung und
Speicherung) werden ebenfalls in den Ausschreibungen 2014 und 2015 angesprochen
werden, hier geht die EU-Kommission davon aus, dass diese Technologien für die Stromproduktion oder aus der energieintensiven Industrie derzeit TRL 4 bis 5 erreicht haben.
Um fossil betriebene Kraftwerke flexibler und effizienter zu machen, sollen Entwicklungen
im Bereich TRL 3 um bis zu 3 Stufen auf TRL 6 angehoben werden; ein so großer Sprung
wird in keinem anderen Bereich angestrebt und scheint wegen der beschränkten Projektlaufzeiten sehr ambitioniert. Hier werden, wie in den meisten Bereichen zuvor, keine Einzeltechnologien genannt, es sollen aber jene Ansätze ausgewählt werden, die die geringsten
THG-Emissionen pro produzierte Energieeinheit versprechen.
Ein weiterer Bereich im energierelevanten Teil von Horizon 2020 wird Fragestellungen
eingeräumt, die weitgehend dem Thema „Smart Cities and Communities“ zugeordnet
werden können.
Weiters wurde von der EU-Kommission in der Mitteilung COM(2013) 253 vom 2. Mai 2013
die Erstellung einer Integrated Roadmap für den Energiebereich angekündigt. Die erste
Sitzung der dafür inhaltlich relevanten Arbeitsgruppen fand am 1. Oktober 2013 statt, Ergebnisse sind nicht vor Februar 2014 zu erwarten. Dieser Integrated Roadmap wird ein großer
Einfluss auf die Arbeitsprogramme von Horizon 2020 ab 2016 eingeräumt.
3.2.3
Technologie-Roadmaps
Auf Grund der geringen Detailliertheit der Arbeitsprogramme Horizon 2020 wurde für das
weitere Screening von Zukunftstechnologien im Rahmen dieser Studie auf die vorhandenen
(und leider teilweise veralteten) Technologie-Roadmaps zurückgegriffen (siehe Tabelle
3-12). Technologie-Roadmaps sollen das Potenzial einer Technologie beschreiben und
dabei gleichzeitig die für die Innovationen notwendigen Rahmenbedingungen identifizieren.
Zu beachten ist, dass diese Roadmaps nicht die gesamte Bandbreite von Innovationen
enthalten, da sich Unternehmen hier naturgemäß sehr bedeckt geben. Diese Roadmaps
stellen aber einen guten Konsens dar, was in den nächsten 10 bis 15 Jahren (ein für Technologie-Roadmaps typischer Zeitraum) an gemeinsamen Forschungsanstrengungen („collaborative research“) notwendig sein wird bzw. nicht aus dem Cashflow der Unternehmen
alleine oder durch unternehmensnahe Bottom-up-Programme (wie den Basisprogrammen
der FFG) finanziert werden kann.
177
Tabelle 3-12: Technologie-Roadmaps in Österreich, Europa und International mit Jahr der
Publikation bzw. Überarbeitung
Sektor
Nationale Technologie-Roadmap
Europäische Technologie-Roadmap
Roadmap der IEA
Wasserkraft
Nein
September 2013
Oktober 2012
Feste Biomasse
Juni 2012 (nur Wärme,
andere Bereiche wie
Strom etc. nicht abgedeckt
SET-Plan, für Wärmeproduktion durch
ETP RHC
Mai 2012 (Heat and
Power)
Biotreibstoffe
Juli 2009
April 2011
Biogas
nur für die Steiermark:
Dezember 2012
Wind
In Vorbereitung
SET-Plan
Oktober 2013
Photovoltaik
August 2007
SET-Plan
Mai 2010
Solarthermie
2009
April 2013
Juli 2012
Konzentrierende
Solarkraftwerke
(CSP)
-
SET-Plan
Mai 2010
Geothermie
-
April 2013 ETP RHC
Juni 2011
Stromspeicher
(tw. in Smart grids
enthalten)
März 2013, EASE
-
Erwartet 2014
Wärmespeicher
Nicht veröffentlicht
Erwartet 2014
Smart grids
2010
SET-Plan
April 2011
Fernwärme
In Vorbereitung
-
-
Carbon Capture and
Storage (CCS)
-
SET-Plan
2013
Power to Gas
-
Nur für Deutschland
verfügbar
-
Elektromobilität
2012: Umsetzungsplan
Elektromobilität in und
aus Österreich
-
Juni 2011
Brennstoffzelle
-
2009 (Multiannual
implementation Plan
des FCU-JU
-
Wasserstoff
-
2008 (Hyways),
weitere siehe FCUJU
Erwartet 2014
Fossile
Energieträger
-
2006, ZEP
Dezember 2012 (Kohle)
Eine gute, wenn auch nicht vollständige Übersicht über technologiebezogene Roadmaps in
Österreich findet sich auf:
http://www.nachhaltigwirtschaften.at/e2050/results.html/id6787?active=474
178
Die Roadmaps mit europäischer Dimension wurden primär durch die Industrieinitiativen des
europäischen Strategischen Energietechnologie-Plans (SET-Plans) erstellt (siehe
http://setis.ec.europa.eu/set-plan-implementation/technology-roadmaps). Hier werden in der
Tabelle 3-12 keine Jahreszahlen angegeben, da es zahlreiche Dokumente (Roadmaps,
Implementation Plans) gibt, die normalerweise laufend aktualisiert werden. In manchen
Bereichen, in denen der SET-Plan keine institutionalisierte Schwerpunktsetzung hat, haben
andere Interessenvertretungen bzw. Technologieplattformen den Prozess der RoadmapErstellung durchgeführt bzw. gestartet (zum Beispiel Europäische Technologieplattform für
Renewable Heating and Cooling, ETP RHC; oder EASE, die European Association for
Storage of Energy). Von Bedeutung ist auch die von der gemeinsamen Forschungsstelle der
EU-Kommission publizierte Roadmap zur Materialforschung für Energietechnologien (Materials Roadmap Enabling Low Carbon Energy Technologies, SEC 2011 1609).
Sehr umfangreich ist die Sammlung der Roadmaps der IEA, die nach einheitlichen Standards erstellt und von Modellrechnungen unterstützt werden. Hierbei wurden auch verstärkt
Vertreter von Staaten eingebunden (was bei manch anderen Roadmaps nicht der Fall war,
diese wurden primär von der Industrie und Wissenschaft erstellt). Siehe dazu:
http://www.iea.org/roadmaps/
Wasserkraft
Die Vereinigung der Ausrüster von Wasserkraftwerken (Hydro Equipment Association, HEA)
hat in der im September 2013 publizierten Hydro Equipment Technology Roadmap die
größten, gemeinsam zu lösenden Herausforderungen für diese Technologie der nächsten 15
45
Jahre identifiziert . Europäische Ausrüster produzieren etwa zwei Drittel der weltweit in
Wasserkraftwerken verbauten Komponenten. In Bezug auf die Herausforderungen wurden
fünf Bereiche, sog. „Lösungen“, ausgearbeitet, die von den Mitgliedern dieser Vereinigung
(aus Österreich involviert: Andritz Hydro GmbH, Verbund AG, Montanuniversität Leoben, TU
Wien, TU Graz) priorisiert wurden:
1. Bereitstellung von Flexibilität (z. B. Netzdienstleistungen wie Primär- oder Sekundärreserve oder Kaltstarts für das Netz)
2. Erhöhung der Produktion durch Erneuerung, beim Neubau und durch multifunktionelle
Anwendungen
3. Erweiterung des Einsatzbereiches von Pumpspeicherkraftwerken
4. Entwicklung von regelbaren Kleinwasserkraftwerken im Verteilnetz
5. Maximierung des umweltfreundlichen weiteren Ausbaus der Wasserkraft
Dazu werden unter anderem folgende technologische Entwicklungen benötigt:
■
Neue Generation von Turbinen bzw. Pumpen mit variabler Drehzahl („0% bis 100%
Last“)
■
Neue Generation von Leistungselektronik und elektrischen Umwandlern
45
Die Hydro Equipment Technology Roadmap wurde von einem Vertreter von Andritz Hydro am 11.9.2013 im
BMWFJ exklusiv präsentiert und zur Diskussion gestellt.
179
■
Modellierung der Wechselwirkung Wasser – Kraftwerk – Netz durch „virtual test rigs“
■
Generatoren mit Hochtemperatursupraleitern
■
Unkonventionelle und multifunktionelle Anlagen
■
Neue Turbinendesigns für Upgrade auf Pumpspeicheranlagen (Ohne neues Design sind
sonst aufwändige bauliche Änderungen notwendig, da die Turbine/Pumpe anders platziert werden muss.)
■
„Very low-head pump-turbines“ (zum Einsatz in Küstengebieten/Meer)
■
Ersatz von Mineralölprodukten bei der Schmierung von Turbinen („100% waterlubricated plant“), z.B. bei der Kaplanturbine
■
„Fischfreundliche“ Konstruktionen
Die Roadmap zeigt klar auf, dass einige dieser Entwicklungen nicht von den produzierenden
Unternehmen bzw. deren klassischen Forschungspartnern selber kommen können, sondern
dass hier auf Spitzen- bzw. Grundlagenforschung aus anderen Bereichen zurückgegriffen
werden muss, insbesondere Materialforschung (Stahl, Vergütung und Beschichtung), Informations- und Kommunikationstechnologie, Simulation; computerunterstütztes Engineering,
Messwesen und Leistungselektronik.
Photovoltaik
Die europäische Industrieinitiative für PV hat einen Aktionsplan bis 2020 entwickelt
(http://setis.ec.europa.eu/implementation/technology-roadmap/european-industrial-initiativeon-solar-energy-photovoltaic-energy), der einen sehr guten Über- und Ausblick auf Technologien und deren Entwicklung gibt. PV kann zwar grundsätzlich als ausgereift im Sinne von
technischer Marktreife und Zuverlässigkeit gesehen werden, es gibt aber zahlreiche Entwicklungslinien, von denen sich einige noch auf der Stufe der Grundlagenforschung (TRL 2 bis 3)
befinden. Im Bereich PV sind daher in den nächsten Jahrzehnten noch neue Technologielinien zu erwarten, so sie den Sprung in die Marktreife (TRL 9) schaffen.
Die Ziele der Material- und Kostenreduktion sowie der Lebensdauer- und Wirkungsgradsteigerung sollen bis 2020 durch eine Vielzahl von Entwicklungsvorhaben vorangetrieben
werden, die primär in der Optimierung des Produktionsprozesses und der Materialforschung
angesiedelt sind.
Mit einem Zeithorizont, der länger als 2020 ist, kommen neue Technologien (sog. „advanced
concepts“) ins Spiel, die in den nächsten Jahren tw. noch grundsätzlich erforscht werden
sollen, wie z. B.:
■
Up/down-Konverter – das sind zusätzliche High-Tech-Materialschichten in der Zelle, die
ein bisher kaum nutzbares energetisches Spektrum der Photonen für die energetische
Nutzung im Halbleiter erschließen.
■
Deutliche Effizienzsteigerung bzw. Materialeinsparung durch Nutzung quantenmechanischer Effekte sowie der Eigenschaften von metallischen Nanopartikeln und Nanostrukturen in Dünnschicht-Solarzellen
■
Organische PV-Zellen
180
■
Kombination mehrerer aktiver Schichten (auch organisch/anorganische Kombinationen
in Hybrid-Solarzellen), um das Spektrum der Sonnenstrahlung besser ausnutzen zu
können.
Im Bereich der Integration des Solarstroms zeigt die Roadmap folgende Schwerpunkte auf:
■
Gebäudeintegrierte PV: Nicht nur die Integration in das Stromsystem, auch die Integration in das gebaute Umfeld ist wichtig. So müssen keine neuen Flächen in Anspruch genommen werden, und es sind – insbesondere für österreichische Unternehmen interessant – höhere Wertschöpfungen erzielbar. Die technologischen Anforderungen an die
PV-Elemente sind hoch: Neben einem besonders ansprechenden Erscheinungsbild,
selbstreinigenden Oberflächen etc. müssen sie auch noch konstruktive und tragende
Funktionen erfüllen.
■
PV als Kraftwerkspark im Bereich von über 50 MW: Für den zukünftigen kosteneffizienten Betrieb muss hier noch Potenzial in der Montage und Betriebsführung ausgeschöpft werden.
■
Integration ins Stromnetz, Kombination mit neuen Speichersystemen: Hier führt die
Roadmap von der Entwicklung einer hocheffizienten Wechselrichtergeneration, die auf
neu zu entwickelnden Halbleitern basiert, bis zu „active distribution systems“, die – insb.
in Kraftwerksdimensionen – Netzdienstleistungen bereitstellen werden.
Die österreichische Technologieroadmap kann auf Grund des Entstehungsdatums 2007
nicht mehr als zeitgemäß angesehen werden, da die Entwicklung in den letzten sechs bis
sieben Jahren sehr dynamisch war.
Windenergie
Wie auch im Bereich der PV gibt hier ebenfalls die Roadmap der Europäischen Industrieinitiative des SET-Plans einen guten Überblick über geplante F&E-Vorhaben. Im Unterschied
zur PV sind im Bereich der Windkraftnutzung kaum neue Technologielinien in Sicht. Im
Fokus steht die Weiterentwicklung des derzeit weit verbreiteten Anlagentyps (drei Flügel mit
horizontaler Drehachse), der Einsatz vor den Küsten (Off-shore) sowie die bessere Integration ins Stromsystem durch die Bereitstellung von Speicherkapazität bzw. weiteren Netzdienstleistungen über neue Generatoren, Steuerung etc.
Bioenergie
Bei der europäischen Industrieinitiative für Bioenergie des SET-Plans stehen Aktivitäten im
Vordergrund, die bestehende „value chains“ zur Marktreife bringen. In diesem Bereich wird
in der Roadmap vorgeschlagen, dass zukünftige europäische Programme die Gelder in
diesem Bereich primär auf Pilot- und Demonstrationsanlagen fokussieren. Es wurde aber
auch ein längerfristig orientiertes F&E-Programm gefordert, in dem neue „value chains“
identifiziert und erforscht werden sollen. Einzelne Technologien wurden hier nicht näher
spezifiziert, nur Syntheseprozesse zur Erzeugung von Diesel und Flugzeugtreibstoffen
explizit angesprochen. Von den veranschlagten 9 Mrd. Euro an gesamten Innovationskosten
fallen auch nur 400 Mio. auf den Bereich der F&E, der überwiegende Teil wurde für Pilotund Demonstrationsanlagen budgetiert.
181
Die Europäische Energieforschungsallianz (EERA) führt in ihrem Joint Programm für Bio46
energie die Nutzung von Algen als besonders innovativen Bereich an.
Folgende Forschungsbereiche mit Relevanz für Österreich werden auf europäischer Ebene
genannt:
■
Thermische Vergasung von Biomasse: KWK, Methanisierung, Treibstoffe
■
Nutzung der Bioenergie für kombinierte Erzeugung von Strom, Wärme (und optional
auch Kälte) im Gebäudebereich (Mikro-KWK) und für industrielle Prozesse sowie die
Fernwärme. Weiters der Bereich der sog. „Utility Multifuel Operation“ (Einsatz verschiedener, auch biogener Energieträger in Kraftwerken)
■
Biotreibstoffe aus Algen
Im Teilbereich der Wärmeerzeugung findet sich detailliert der F&E-Bedarf für die verschiedenen Bereiche in einer im Juni 2012 veröffentlichten österreichischen Roadmap („FTI
Roadmap BioHeating and Cooling, 2012“) aufgelistet, inklusive der Logistikketten und Verarbeitungsschritte der Brennstoffbereitstellung.
Wasserstoff
Die Diskussion und Festlegung der europäischen Fragestellungen im Bereich F&E werden
47
durch das Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking dominiert. Hier wird gerade eine
neue Periode ab 2014 verhandelt, in den Forschungsprioritäten für die Periode 2008 bis
2013 ergibt sich aber ein gutes Bild über die jeweiligen Innovationsbereiche:
■
Betankungsinfrastruktur für Wasserstoff
■
Wasserstoff-Speicherung
■
Elektrolyse: Hier wird einerseits bei bestehenden Konzepten die (Kosten)effizienz angesprochen, es soll aber auch eine neue Generation der Elektrolyse entwickelt werden.
■
Reformation von Wasserstoff in Kohlenwasserstoffe (ein Element für das „Power to gas“Konzept)
■
Thermische Konversion von Biomasse in Wasserstoff („Biomass to Hydrogen“, BTH)
■
Thermoelektrische bzw. -chemische Prozesse, die Abwärme, Solar- und Kernenergie
zur Wasserstoffproduktion nutzen (z.B. 2nd generation of high-temperature water decomposition)
■
Langfristige, auf wissenschaftliche und technologische Durchbrüche angelegte Forschung für kostengünstige, auf niederen Temperaturen basierenden Prozessen zur Nutzung erneuerbarer Energieträger (Sonnenenergie & Biomasse) wie z. B. Niedertemperaturprozesse der zweiten Generation, um Wasserstoff aus Biomasse zu erzeugen
■
Wasserstoff-Pipelines
46
47
http://www.eera-bioenergy.eu/
http://www.fch-ju.eu/
182
Solarthermie
Die Europäische Technologieplattform für Erneuerbares Heizen und Kühlen hat im Frühjahr
2013 ihre Forschungsprioritäten für den Bereich Solarthermie publiziert („Strategic Research
Priorities for Solar Thermal Technology”).
Der Anwendungsbereich von thermischen Sonnenkollektoren hat sich mittlerweile von der
Brauchwassererwärmung für Haushalte über den Einsatz für die Raumheizung auch auf
Kühlung ausgeweitet und versucht, die zahlreichen Anwendungen in der Industrie zu erschließen, bei denen mittlere Temperaturniveaus bis 250 °C benötigt werden. Neben den
erforderlichen F&E-Anstrengungen, um die neuen Anwendungsbereiche zu erschließen,
konzentrieren sich die Forschungsaktivitäten auf den Kollektor selbst: neue Materialien
(auch Kunststoffe statt Kupfer bzw. Stahl) sowie Oberflächenbehandlungen
und -beschichtungen. Ein wichtiger Indikator wird dabei die Kostenreduktion der Systeme
sein, weil andere Technologien wie die PV (in Kombination mit Wärmepumpen oder Stromheizung) derzeit die Solarthermie kostenmäßig unter Druck setzen. Auch müssen Systeme
zuverlässiger und fehlerfrei installierbar sein, um weitere Kundengruppen zu erschließen –
hier werden Forschungsfragestellungen für Design und Betrieb adressiert werden.
Im Bereich der Wärmeübertragung wird die Entwicklung einer neuen Generation von flüssigen bzw. gasförmigen Medien gefordert.
Der F&E-Horizont reicht bei den identifizierten Fragestellungen über 2020 hinaus, was auf
tw. niedrige TRL insb. im Speicherbereich hinweist. Explizit formulierte detaillierte Fragestellungen finden sich in der Roadmap jedoch nicht, hier ist eine Publikation auf europäischer
Ebene für Anfang 2014 geplant. Marktnahe bzw. Wettbewerbsvorteile verschaffende Entwicklungen werden aber hier von den Firmen aus Konkurrenzgründen nicht offengelegt
werden.
Speicher
In diesem Themenfeld wurden von EASE, der European Association for Storage of Energy
gemeinsam mit der Europäischen Energieforschungsallianz (EERA) zahlreiche F&EBereiche aufgelistet (EASE, 2013). Stromspeicherung kann durch sehr unterschiedliche
Technologien bewerkstelligt werden, die sich durch Funktionsprinzip, Reifegrad, Dimension
etc. oft grundlegend unterscheiden.
Die wichtigsten Technologien zur Stromspeicherung mit ausgewiesenem Bedarf an F&E
sind:
■
Pumpspeicherkraftwerke: Sie stellen die für den großtechnischen Einsatz ausgereifteste
und kosteneffizienteste Technologie dar. Auch hier wird weiterer Forschungsbedarf ausgewiesen (siehe Wasserkraft). Pumpspeicherkraftwerke machen derzeit 99% der weltweit im Stromnetz installierten Speicherkapazität von etwa 127 GW (EASE 2013) aus.
■
Batterien: Hier gibt es zahlreiche Batterietypen in unterschiedlichen Entwicklungsstadien, Bleiakkus gelten als ausgereift (TRL 9), andere Konzepte wie Natrium-Ionen oder
magnesiumbasierte Akkus befinden sich erst in sehr frühen Stadien (TRL 3). Die verschiedenen Einsatzgebiete von Batterietypen im elektrischen Netz sind in Tabelle 3-13
dargestellt.
183
■
Supercapacitors: Sie gehören wie die Batterien zu den elektrochemischen Speichern.
Supercapacitors weisen einen hohen Energiegehalt auf, bezogen auf das Volumen
(durch poröse Bauteile gibt es große Oberflächen). Es sind theoretisch sehr viele Ladezyklen möglich, die Technologie gilt als noch nicht ausgereift.
■
Druckluftspeicher: Diese Technologie gilt zwar als weitgehend ausgereift, weltweit
existieren aber nur zwei Anlagen im großen Maßstab (Deutschland, USA), was auf die
derzeitige mangelnde Wettbewerbsfähigkeit dieser Technologie in der ersten Generation
hindeutet. Es sind aber zahlreiche Weiterentwicklungen im Gange, derzeit wird ein Demonstrationsprojekt der 3. Generation dieser Technologie (AA-CAES, Advanced Adiabatic Compressed Air Energy Storage) in Deutschland gebaut. Dieser Technologie werden
gute Chancen gegeben, wenn die Anlagen auf mehreren Märkten (Spitzenlast, Reserve
etc.) zugleich tätig sein können.
■
Flywheel (besonders schnell rotierende Massen mit tw. deutlich über 10.000 Umdrehungen in der Minute, die so kinetisch die Energie speichern): werden bereits von zahlreichen Herstellern angeboten, es sind aber auch zahlreiche Forschungsprojekte im Gange, um die Technologie weiterzuentwickeln. Diese Technologie könnte u.a. in Verbindung mit Batteriespeichern die Lebensdauer der Batteriesysteme deutlich erhöhen, da
sich die Charakteristika ergänzen und die Ladezyklen der Batteriesysteme deutlich reduziert werden können.
■
Chemische Speicher („Power to Gas“): Elektrolyse, Energieträger (insb. Wasserstoff,
aber auch Methan etc.), Umwandlungsverfahren wie Fischer-Tropsch, Haber-Bosch etc.
Hier reichen TRL von Forschung (z.B. Hochtemperaturelektrolyse) bis zu Marktreife.
■
Elektrische Speicher auf Basis von Hochtemperatursupraleitern (Technologie noch nicht
im Demostadium)
■
Multifunktionale Hybridsysteme mit supraleitender magnetischer Speicherung: ein neues
Konzept, noch in einem relativ frühen F&E-Stadium (TRL3)
Tabelle 3-13: Batterietypen und ihre Eignung für verschiedene Netzdienstleistungen
(Quelle: EASE 2013)
Blei
Ni-MH
Na/S
Na/NiCl2
Redox-Flow
Li-Ionen
Supercapacitors
Time-shift
+
-
+
+
+
-
--
Integration Erneuerbarer
+
+
+
+
+
+
--
Network Investment
Deferral
-
-
+
+
+
+
--
Primärregelung
+
+
+
+
+
+
--
Sekundärregelung
+
+
+
+
+
+
--
Tertiiärregelung
+
-
+
+
+
+
--
Anfahren
+
+
+
+
-
+
+
Spannungsunterstützung
+
+
+
+
-
+
+
Power Quality
-
--
-
--
-
-
+
Legende:
+ geeignet
184
- wenig geeignet
- - ungeeignet
In Tabelle 3-14 findet sich eine Zusammenstellung verschiedener Speichertechnologien
(Wärme und Strom) sowie der Einsatzgebiete, in denen sie derzeit lt. EASE konkurrenzfähig
sind. Ziel der F&E-Anstrengungen wird es auch sein, das Einsatzgebiet der einzelnen Technologien auf andere Technologiebereiche zu erweitern, um bei niedrigeren Kosten mehrere
technologische Optionen verfügbar zu haben.
Tabelle 3-14: Speichertechnologien und State-of-the-Art Einsatzgebiete (Quelle: EASE
2013)
Einsatzgebiet (vertikal)
Technologie (horizontal)
Erzeugung
konventionell
Erzeugung
Erneuerbare/
dezentral
Übertragung
Verteilung
beim Verbraucher
(„customer
services“)
Pumpspeicherkraftwerke
+
=
+
=
-
Elektrochemische
Speicherung (Batterien,
Supercapacitor)
=
=
+
+
+
Druckluft
+
=
+
=
-
Flywheel, andere
elektromagnetische
Konzepte
-
=
+
+
-
Power to Gas
=
=
=
-
=
Wärmespeicher
+
=
=
+
+
Legende:
+ geeignet
= möglich
- ungeeignet
In zahlreichen Publikationen werden Speichermaterialien für Wärmespeicher als besonders
forschungsintensiv angesehen, viele Entwicklungen befinden sich auf niedrigen TRL. Ein
besonderer Treiber ist hier, dass zukünftige Wärmespeicher deutlich geringeren Platzbedarf
haben sollen, um nicht nur Angebot und Bedarf innerhalb eines Tages (Tag/Nacht) ausgleichen zu können, sondern auch das große Angebot im Sommer im Winter nützen zu können
(ohne dabei zu große Volumina zu benötigen, da diese bautechnisch auch hohe Kosten
verursachen). Hier werden komplett neue Ansätze aus der Materialforschung erwartet.
Stromnetze
Zu diesem Thema hat die europäische Industrieinitiative des SET-Plans folgende Innovations-Fragestellungen herausgestrichen:
■
Lange Übertragungsleitungen, Anschluss von Offshore-Anlagen, Monitoring und Kontrollsysteme für die Integration erneuerbarer Energieträger und um euopaweite kritische
Netzzustände noch besser beherrschen zu können. Die Integration von Stromspeichern
und Elektroautos wird hier ebenfalls als eine wichtige Fragestellung genannt.
■
Innovationen für die langfristige Weiterentwicklung und den Ausbau des europäischen
Stromnetzes inkl. Tools für die Modellierung und Planung.
■
Nachfrageseitige Maßnahmen, inkl. Smart Meters, Visualisierungen, Verbrauchersteuerungen („Home Automation Technologies“). Hierzu werden keine F&E-Fragestellungen
185
adressiert, hier sollen bereits Demonstrationsprojekte den Übergang zum Markt erleichtern.
■
Entwicklung und Tests von neuen Marktdesigns
Diese Fragestellungen sollen in einem kombinierten Forschungs- und Demonstrationsprogramm von den europäischen Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern gemeinsam
abgewickelt werden.
Weiters sei hier auch auf Abschnitt 4.5 verwiesen, der den Forschungsbedarf zur Marktintegration von erneuerbaren Energieträgern darstellt.
In Österreich liegt der Schwerpunkt der Aktivitäten derzeit im Bereich der Feldtests, d.h
TRL 5 und tw. TRL 6 sind erreicht.
Carbon Capture and Usage (CCU)
An dieser Stelle sei auf den sehr umfassenden Bericht „CCU – Carbon Capture and Utilization“ der MU Leoben verwiesen, der im Auftrag des BMWFJ im Jahr 2011 erstellt wurde. Es
handelt sich um eine Feasibility-Studie für verschiedene Nutzungsstrategien von CO2. Dabei
wurden folgende Forschungsfragen identifiziert:
■
Lastwechselfähige Elektrolyseanlagen
■
Methanisierung von Kohlendioxid
■
Verhalten von Wasserstoff-Erdgasmischungen in Pipelines und in Erdgasspeichern
■
Technisch-wirtschaftliche Beurteilung der Nutzung von Wasserstoff-Erdgasmischungen
■
Karbonatisierung
3.2.4
Programmaktivitäten des BMWFJ
Das BMWFJ verfügt im Gegensatz zu anderen Ressorts – die ebenfalls Ausgaben im Bereich der Energieforschung aufweisen – derzeit über keine thematischen Programme, sondern wickelt diese Aktivitäten primär über bereits länger bewährte themenoffene Programme
(Basis- und Strukturprogramme der FFG bzw. Gründungsunterstützung der AWS) ab, siehe
Tabelle 3-15 bzw. Abbildung 3-15. Ausnahmen bildeten das Programm „Energie der Zukunft“, das im Jahr 2008 gemeinsam mit einem anderen Ressort abgewickelt wurde, und die
Aktivitäten im Rahmen des Klima- und Energiefonds, die jedoch in Folge einer Gesetzesänderung 2009 beendet wurden.
Die Palette reicht dabei von der Grundlagenforschung (CD-Labors) bis zur technologischen
Entwicklung und der Unterstützung von darauf basierenden Unternehmensgründungen. Die
Bandbreite ist hier größer als z.B. beim BMVIT, das im Grundlagenforschungsbereich über
keine Instrumente verfügt und auch bei der AWS nicht so stark in Programme involviert ist.
Dazu kommen Aktivitäten und Kompetenzen im Bereich der Cluster und öffentlichen Beschaffung sowie Humanressourcen (Zuständigkeit Jugend).
Mit der im Juni 2012 gestarteten Energieforschungsinitiative (EFI) des BMWFJ, basierend
auf der Österreichischen Energiestrategie, förderte das Wirtschaftsministerium die Entwick-
186
lung von Prototypen bis zur Reife für die industrielle Produktion im Bereich neuer Energietechnologien:
■
zur Wasserstoffherstellung aus Strom aus erneuerbarer Energien sowie
■
zur Erzeugung von erneuerbaren Energieträgern (EE-Methan, EE-Treibstoffe, etc.) aus
Wasserstoff, CO2-Abgasen und Wasser.
Mit dieser Initiative sollten Entwicklungen für gut integrierbare Speicher für den fluktuierend
anfallenden Ökostrom, eine industrielle CO2-Nutzung, die Forcierung des Einsatzes erneuerbarer Energiequellen, die Steigerung der Energieeffizienz, das Hintanhalten von Risiken
hinsichtlich der Energieversorgung sowie die Senkung der CO 2-Emissionen unterstützt
werden. Ziel war auch die Bündelung mehrerer Förderinstumente, für die das BMWFJ zuständig ist (ein Antrag für Forschungs- und Arbeitsmarktförderungen):
■
FFG-Programme: Basisprogramme, Resarch Studios Austria (RSA)
■
AWS-Programm: Unternehmensbezogene Arbeitsmarktförderung (UMAF)
Einreichungen zur EFI waren bis 31. Mai 2013 möglich. Der Energieforschungsinitiative des
BMWFJ konnten zum Zeitpunkt der Berichterstellung auf Basis der verfügbaren Informatio48
nen drei Projekte aus dem den 3. Call RSA eindeutig zugeordnet werden :
■
CARBORG (Austrian Institute of Technology), Entwicklung eines innovativen Verfahrens
zur Herstellung von organischen Karbonaten basierend auf direkter Synthese aus CO 2
und Alkoholen
■
OptFuel (Verein Energieinstitut an der JKU Linz), Entwicklung eines neuartigen Prozesses zur Verwertung biogener Reststoffe und deren Umwandlung in verschiedene Energieträger unter Einbindung von Überschussstrom
■
EE-Methan aus CO2 (Montanuniversität Leoben), Entwicklung eines katalytischen Prozesses zur Methanisierung von CO2 aus industriellen Quellen und durch Elektrolyse
hergestelltem Wasserstoff
Im Rahmen des Programms Research Studios Austria wurde am 17. Juni 2013 der 4. Call
eröffnet. Bei diesem Call hat es neben einem Schwerpunkt zu „Life Sciences/Medizintechnologien“ auch den Energieforschungs-Schwerpunkt „Energie- und Ressourceneffizienz
(Ökoinnovationen)“ gegeben. Einreichungen zu diesem Call waren bis 13. Dezember 2013
möglich.
48
https://www.ffg.at/ausschreibungen/research-studios-austria-3-AS_gefoerderte_projekte
187
Tabelle 3-15: Programme im Einflussbereich des BMWFJ
(Quelle: Energieforschungserhebung 2013, Website FFG, Informationen des Auftraggebers)
Name des Programms
Abgewickelt von
BMWFJ-Anteil
Art der Forschung
primär
CD-Labors
Ressort
100%
Grundlagenforschung
Basisprogramme
FFG-Basisprogramme
20%
Technologische
Entwicklung
HighTech Start-up Förderung
FFG-Basisprogramme
100%
Technologische
Entwicklung
Dienstleistungsinitiative (DLI)
FFG-Basisprogramme
100%
Technologische
Entwicklung
COIN Aufbau, Kooperation und
FFG-Strukturprogramme
Netzwerke
50% (Rest
BMVIT)
Angewandte
Forschung
COMET
50% (Rest
BMVIT)
Angewandte
Forschung
Forschungskooperation Qualifizierung/Qualifizierungsnetze
100%
Angewandte
Forschung
Research Studios Austria
(RSA)
FFG Strukturprogramme
100%
Angewandte
Forschung
Josef Ressel Zentren
FFG Strukturprogramme
100%
Angewandte
Forschung
PreSeed
AWS
100%
Unternehmensförderung
Seedfinancing
AWS
50 % (Rest
BMVIT)
Unternehmensförderung
Abbildung 3-15: Energieforschungsrelevante Ausgaben des BMWFJ 2006 bis 2012 nach
Programmen
188
10
Millionen Euro
9
8
Andere Querschnittstechnologien
etc.
7
Netze, Speicher etc.
6
Wasserstoff, Brennstoffzellen
5
Erneuerbare Energieträger
4
3
Fossile Energieträger
2
Energieeffizienz
1
0
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Abbildung 3-16: : Energieforschungsrelevante Ausgaben des BMWFJ 2006 bis 2012 nach
Themenbereichen
In Abbildung 3-16 wird die Themenaufteilung der energieforschungsrelevanten Aktivitäten
des BMWFJ dargestellt. Dabei sind folgende Entwicklungen bemerkenswert:
■
Die Steigerungen der Jahre 2008 bis 2010 sind stark auf die Erforschung und Entwicklung von Technologien zur Nutzung erneuerbarer Energieträger zurückzuführen.
■
2011 wurden besonders viele F&E-Aktivitäten im Bereich der Energieeffizienz finanziert
bzw. gefördert. Dieses Themenfeld stellt neben den Erneuerbaren das zweite Standbein
der BMWFJ-Aktivitäten bei der F&E dar.
■
Im Themenfeld Nuklearenergie gab es im Betrachtungszeitraum keine Ausgaben.
■
Die Ausgaben zur Erforschung und Entwicklung von Technologien zur Nutzung fossiler
Energieträger sind sehr gering.
Im Folgenden werden die energierelevanten Projekte der beiden Programmlinien COMET
49
und CD-Labors dargestellt .
COMET
Im Rahmen des Kompetenzzentren-Programmes COMET, das von BMVIT und BMWFJ
finanziert und von der FFG abgewickelt wird, wurden zahlreiche, für Energieforschung
49
Bei der Zwischenberichtspräsentation wurde vereinbart, die gemeldeten Projekte im Hinblick auf das Thema
Wasserstoff durchzuschauen. Dabei wurden die der AEA in den Jahren 2008 bis 2012 vom BMWFJ und den
Abwicklungsstellen AWS und FFG im Rahmen der Erhebung der Energieforschungsausgaben der öffentlichen
Hand (Indinger, 2013) gemeldeten Projekte durchgesehen. Ergebnis: Seit 2008 gibt es keine F&E-Projekte, die vom
BMWFJ im Bereich Wasserstoff (mit)finanziert, in dieser Kategorie deklariert und an die AEA gemeldet wurden.
Daher konnte von einer weiteren Datennachfassung bei AWS und FFG über den Auftraggeber Abstand genommen
werden.
189
relevante temporäre Forschungseinrichtungen (K1, K2) sowie Projekte (K-Projekte) finanziert.
Die K2-Zentren, das „Flaggschiff“ von COMET, haben eine Laufzeit von 10 Jahren, ein
besonders ambitioniertes Forschungsprogramm und können internationale Spitzenleistungen vorweisen.
Tabelle 3-16: Liste der energieforschungsrelevanten K2-Zentren
Bundesland
(Sitz)
Energieforschungsrelevanz
AVL, DICE, Engel Austria; Hörbiger Antriebstechnik, Magna Powertrain Engineering Center Steyr,
Pöttinger Maschinenfabrik, Rosenbauer International, Salvagnini Maschinenbau, SKF Österreich,
voest alpine Stahl, Uni Linz
OÖ
hoch
K2-Mobility
SVT
sustainable vehicle
technologies
AVL, Magna, zahlreiche Fahrzeughersteller, TUGraz, Joanneum Research
STMK
hoch
MPPE – Integrated
Research in Materials,
Processing
and Product Engineering
Böhler Uddeholm, Böhler Edelstahl, voestalpine
Stahl, RHI, Miba Sinter Austria Plansee SE,
MAGNA Powertrain, Epcos, Montanuniversität
Leoben, Österreichische Akademie der Wissenschaften, TU Graz, TU Wien, JOANNEUM Research Forschungsgesellschaft
STMK
direkt eher
gering, aber
spätere
Produkte
relevant für
Energietechnologien
ACIB – Austrian
Center of Industrial
Biotechnology
-
STMK
gering
XTribology
–
Excellence Center
of Tribology
OMV Refining & Marketing, voestalpine Stahl,
Berndorf Band, Hoffmann Elektrokohle, MAGNA
Powertrain, AVL List, Castolin, Schoeller Bleckmann Oilfield Technology, Collini Wien, Doppelmayr Seilbahnen, Sandvik Mining and Construction, TU Wien, Uni Linz
NÖ
mittel
Name
Österr. Partner (Auswahl)
ACCM – Austrian
Center of Competence of Mechatronics
Quelle: http://www.ffg.at/content/compentence-centres-excellent-technologies-k2-centres
Tabelle 3-17: Anvisierte material- bzw. energieforschungsrelevante technologische
Entwicklungen der K2-Zentren. Quelle: FFG-Factsheets der K2-Zentren
ACCM
Mechatronisierung von allgemeinen Fertigungsprozessen (Flexibilisierung, engste Toleranzen, Energieeffizienz), Entwicklung neuartiger adaptiver Strukturen mit funktionellen
Materialien, nichtlineare Regelung. Entwicklung energieeffizienter bzw. selbstversorgender Sensoren und Sensortechnologien für den industriellen Einsatz. Selbsttätige Optimierung komplexer Systeme. Neuartige energieeffiziente elektrische und hydraulische
Antriebe.
K2Mobility
Leichtbau, Komponentenmodellierung und Integrationskonzepte für Fahrzeuge, insbesondere E-Fahrzeuge
MPPE
Entwicklung gekoppelter Werkstoff-, Prozess- und Designmodelle sowie der entsprechenden numerischen Methoden zur Beschleunigung von Entwicklungsprozessen und
Stimulation werkstoffbasierter Produktinnovationen, insbes.: (1) Entwicklung von multiskaligen Werkstoffmodellen und deren Koppelung mit Prozessmodellen zur Beschreibung von lokalen Mikrostrukturen und Eigenschaften für die wichtigsten Fertigungsprozesse, (2) Realisierung einer durchgängigen Simulationskette entlang der gesamten
Produktionskette, (3) Simulation des Bauteilverhaltens im Einsatz (Lebensdauer).
190
XTribology
Neuartige Schmierstoffformulierungen (u.a. ionische Flüssigkeiten/Additive) und Sensorik
für Condition Monitoring, funktionale Charakterisierung und Gestaltung triboaktiver
Oberflächenstrukturen, Designansätze (Werkstoffmechanik/Bauteilgestaltung) gegen
Abrasionsverschleiß, Methoden zur In-situ-Verschleißmessung mit Nanometerauflösung,
maßgeschneiderte Reibungsmodelle für die Antriebssystemauslegung, MehrskalenModellierung tribologischer Systeme von Werkstoffphysik (ab initio) bis Strukturdynamik.
Auch bei den 16 etwas kleineren K1-Zentren finden sich sechs mit entsprechend hoher
Relevanz für die Energieforschung (siehe Tabelle 3-18).
Tabelle 3-18: Liste der energieforschungsrelevanten K1-Zentren.
Quelle: http://www.ffg.at/content/compentence-centres-excellent-technologies-k1-centres
Kürzel
Name
alpS
Centre for Climate Change Adaptation Technologies
Bioenergy 2020+
Bioenergy 2020+
CTR
Competence Centre for Advanced Sensor Technologies
FTW
Competence Center for Information and Communication Technologies
K1-MET
Competence Center for excellent Technologies in Advanced Metallurgical and
Environmental Process Development
PCCL-K1
Competence Center in Polymer Engineering and Science
„K-Projekte“ ist ein Instrument von COMET, das u. a. als Vorbereitung für ein Kompetenzzentrum genutzt werden kann. Eine spätere Einreichung eines Antrages für K1 bzw. K2 ist
aber nicht Voraussetzung für die Förderung bzw. Auszahlung. Im Herbst 2012 wurde bereits
die 4. Ausschreibung juriert. Unter den 35 laufenden bzw. abgeschlossenen Projekten der
ersten vier Ausschreibungen haben folgende Projekte hohe Relevanz für die Energieforschung:
■
Multifunctional Plug & Play Facade
■
Future Building
■
Advanced Aluminium Applications within ECO Transport
■
ECO-PowerDrive – Emission- and Fuel Consumption Reduction for Two-Wheeler and
Small Engine Applications
■
IPOT – Intelligent Photovoltaic mOdule Technologies
■
K-Licht – Energieeffiziente Beleuchtung für Menschen mit LED, Tageslichtnutzung und
adaptiven Steuerungen unter Berücksichtigung von biologischen und Qualitätsaspekten
■
ECO-COOL – Development of the first fully integrated and controlled cooling cycle for
the usage in household cooling appliance
■
FLIPPR – Future Lignin and Pulp Processing Research
■
PolyComp – Functional Polymer Composites
■
GSG – Green Storage Grid
Link: http://www.ffg.at/comet-competence-centers-excellent-technologies
191
Im März 2013 startete die 5. Ausschreibungsrunde für K-Projekte. Die Einreichfrist war der
11. September 2013. Projektbeginn ist der 1. Mai 2014.
CD-Labors
Von den derzeit 60 CD-Labors sind die vier in Tabelle 3-19 von direkter Bedeutung für die
energiebezogene Forschung.
Tabelle 3-19: CD-Labors mit Energierelevanz
Name
EnergieforschungsRelevanz
Beschreibung
Forschungspartner
JR-Zentrum für
Anwenderorientierte Smart Grid
Privacy, Sicherheit
und Steuerung
Ziel ist die Entwicklung
eines umfassenden
„Vertrauenspakets“ für
die EndanwenderInnen
der intelligenten Netze.
Privatsphäre, Datensicherheit und Kontrolle
sollen u.a. für folgende
Komponenten der
Intelligenten Netze
sichergestellt werden:
Smart Meters, also
intelligente Messgeräte,
die den Stromverbrauch
der EndanwenderInnen
messen und Informationen darüber liefern, wie
viel Strom wann gebraucht wird.
Abstimmung von Stromverbrauch
und -produktion..
Salzburg Wohnbau
GmbH, Salzburg
AG für Energie,
Verkehr und
Telekommunikation
Intelligente Stromnetze sind
ein wesentlicher Bestandteil
der Energiewende, ihre
Entwicklung entspricht EUweit und national dem
politischen Willen. Für die
Stromversorger ist es daher
von großer wirtschaftlicher
Bedeutung, sich auf kommende Anforderungen
einzustellen und die Akzeptanz ihrer KundInnen für die
neue Technologie zu
gewinnen.
Lithium-Batterien –
Alterungseffekte,
Technologie und
neue Materialien
In diesem Labor werden
die chemischen Prozesse in wiederaufladbaren
(Lithium-)Batterien
detailliert erforscht,
neue Materialien und
Managementsysteme
sollen z.B. die Lebensdauer verlängern und
Ladezeiten verkürzen.
Anwendungsmöglichkeiten reichen
von tragbaren Elektronikprodukten bis zu
Elektroautos.
Die relativ hohen Speicherkapazitäten und der
schnelle Ladungsträgertransport von Lithium
sind vielversprechende
Voraussetzungen für die
Entwicklung neuer
Energiespeichersysteme.
AVL List GmbH,
Infineon Technologies Austria AG
Der Bedarf an modernen
elektrochemischen Systemen zur Energiespeicherung wird weiterhin stark
ansteigen. Beispielsweise
werden Lithium-Batterien
zunehmend als die Technologie der Wahl für die
nächste Generation von
Elektroautos gesehen. Sie
sind international Gegenstand intensiver Forschungsarbeiten.
Erneuerbare
Syngas Chemie
Bisher wird Synthesegas aus fossilen Brennstoffen gewonnen. Ziel
OMV AG
Syngas selbst ist ein sehr
wertvoller Rohstoff. Wesentlicher Beitrag zur Realisie-
192
ist es, dieses Gas mit
Hilfe von Sonnenenergie aus Wasser und
CO2 aus der Umgebungsluft zu gewinnen.
Damit wäre eine Möglichkeit gefunden, aus
der Energie des Sonnenlichtes nicht nur
elektrischen Strom,
sondern auch flüssige
Brennstoffe zu gewinnen.
rung einer kohlenstoffbasierten erneuerbaren
Energiewirtschaft. Dies ist
von umso größerer Bedeutung, als derzeit zwei Drittel
der globalen Energienachfrage über Brennstoffe
erfüllt werden und lediglich
ein Drittel über Strom.
Durch erneuerbare und
CO2-neutrale flüssige
Brennstoffe würde ein
schrittweiser Umbau der
Energiewirtschaft möglich:
Die bisherige Energieinfrastruktur kann weiter genutzt
werden, Transport und
Verbrauch der Energieträger können durch die
bestehenden Verteilungsnetze und Verbrennungsanlagen erfolgen.
NanokompositSolarzellen
Ziel der Forschung ist
die Entwicklung von
flexiblen Solarzellen, die
kostengünstig und damit
großflächig einsetzbar
sind. Dazu wird die
Herstellung von Hybridmaterialien aus
anorganischen Kristallen und organischen
Polymeren – den
Nanokompositen –
optimiert.
Isovoltaic AG
Herstellung von flexiblen
und günstigen Solarzellen
und Solarmodulen.
Thermoelektrizität
Temperaturdifferenzen
in Festkörpern können
in elektrische Spannung
umgewandelt werden.
Dieses Labor forscht an
entsprechenden Materialien und Methoden.
AVL List, Treibacher
Abwärme von Automotoren,
aber auch von stationären
Motoren und Verbrennungsanlagen kann in
elektrische Energie umgewandelt werden.
Quelle: http://www.cdg.ac.at/forschungseinheiten/
Weitere CD-Labors mit Bezug zur Energieforschung:
■
CD-Labor Thermodynamik der Kolbenmaschinen
■
CD-Labor Optimierung und Biomasseeinsatz beim Recycling von Schwermetallen
■
CD-Labor Innovative Kleiebioraffinierie
Weitere CD-Labors haben ihren Schwerpunkt in der Materialforschung und -optimierung
(z. B. die Entwicklung von leichteren Materialien in der Mobilitätsbranche) und tragen somit
indirekt zu mehr Energieeffizienz bei. Dies gilt auch für eine Reihe von Labors, die sich mit
der Optimierung von Prozessabläufen befassen bzw. Lösungsansätze für neue, ökologisch
sinnvolle Mobilitätskonzepte suchen.
Fazit: Das BMWFJ hat im Bereich der Energieinnovationen durch viele themenoffene Programme zahlreiche Aktivitäten in vielen Energietechnologiebereichen gefördert. Diese
193
Bandbreite hätte ein thematisches Programm so nie ansprechen können. Da in den unterschiedlichen Programmen die Einreichungen aus dem Energiebereich wegen der beschränkten Mittel und den Evaluierungsstandards in Konkurrenz zu anderen Themen (Medizin, IKT etc.) standen, führte dies vermutlich zu einer zusätzlichen Anhebung der Qualität
der geförderten Vorhaben. Ein Portfoliomanagment aus Sicht der bzw. ausgewählter Energietechnologien findet derzeit aber nicht statt.
3.2.5
3.2.5.1
Elektromobilität
Status quo
Die Markteinführung von Elektrofahrzeugen ist bislang auf den meisten Märkten hinter den
Erwartungen zurückgeblieben. Die Gründe dafür sind vielfältig, darunter:
■
Mangelnde Modellvielfalt
■
Hoher Anschaffungspreis
■
Begrenzte Reichweite
■
Fehlende Ladeinfrastruktur
■
Ungewissheit bezüglich Wiederverkaufswert
So sind bislang in Österreich bei einem Gesamtbestand von 4.629.991 Pkw lediglich 1.685
reinelektrische Fahrzeuge zugelassen. In einigen Märkten – allen voran in Norwegen –
haben Elektrofahrzeuge allerdings schon deutlich an Fahrt aufgenommen. Durch umfassende Rahmenbedingungen liegt hier der Fahrzeugbestand bereits über 15.000 reinelektrischen
Pkw.
Aber auch in anderen Märkten ist zu beobachten, dass sich die Elektromobilität sukzessive
weiterentwickelt. Beispielsweise ist die Technologie bereits fixer Bestandteil im Fahrradsegment. Jedes zehnte in Österreich verkaufte Fahrrad ist bereits ein „Pedelec“, also mit
einem Elektromotor als Tretunterstützung ausgestattet. Auch die Zahl der Elektro-Mopeds
und -Motorräder steigt, wenn auch deutlich langsamer als bei den Pedelecs, und liegt derzeit
bei rund 4.500 Zulassungen in Österreich (VCÖ 2013).
Abbildung 3-17: Absatz Pedelecs in Österreich, Quelle: VCÖ und BMLFUW
194
Bei den Pkw hält die Technologie vor allem im Bereich der Hybridfahrzeuge Einzug – also
Fahrzeuge, die sowohl über einen Verbrennungsmotor als auch einen Elektromotor verfügen. So sind aktuell 9.524 Hybridfahrzeuge in Österreich zugelassen, was immerhin einem
Marktanteil von 0,2% entspricht.
Weltweit ist die Jahresproduktion von reinen Elektroautos derzeit noch im zweistelligen
Tausenderbereich angesiedelt. Vom meistverkauften Elektroauto, dem Nissan Leaf, wurden
bisher (Stand Oktober 2013) insgesamt weltweit über 83.000 Fahrzeuge ausgeliefert. Davon
im Jahr 2013 (bis September) etwas über 30.000 Stück. Der weltweite Absatz von reinelektrischen und Plug-In-Hybridfahrzeugen zusammen belief sich im Jahr 2012 auf rund
168.000 Stück (IEA IA-HEV 2013).
3.2.5.2
Ausblick
Nach Einschätzung der IEA (IEA 2010) wird allerdings der Absatz von Electric Vehicles
(EVs) und Plug-In Electric Vehicles (PHEVs) nach 2015 schnell wachsen und 2020 bereits
7 Mio. abgesetzte Stück p.a. erreichen. Bis zum Jahr 2050 werden es bereits über 100 Mio.
Stück p.a. sein und damit die Hälfte aller auf der ganzen Welt verkauften Fahrzeuge ausmachen.
Abbildung 3-18: Verkaufszahlen für EV und PHEV p.a., IEA 2010
Tabelle 3-20: Übersicht zu Roadmaps und Zielsetzungen mit Bezug zu Elektromobilität
Quelle
Studienrelevante Aussagen bez. Elektromobilität
Elektromobilität
in und aus Österreich (2012)
„Beispielsweise erwirtschaftet die Automobil- und -zulieferindustrie
mit rund 175.000 Beschäftigten ein jährliches abgesetztes Produktionsvolumen in der Höhe von rund 22 Mrd. Euro. Die direkten
zusätzlichen Potenziale der Elektromobilität im Pkw-Bereich
werden im Jahr 2030 auf mindestens 14.800 Vollzeitäquivalente
sowie Bruttowertschöpfung von zumindest 1,2 Mrd. Euro abgeschätzt. Durch optimale Rahmenbedingungen werden darüber
hinaus noch weitaus größere Potenziale prognostiziert.“
EU CO2 Verordnung für neue
Pkw
Supercredits für Hersteller anrechenbar bei Fahrzeugen, deren
CO2-Emissionen unter 50 g/km liegen.
20/20/20 Ziele
10% Anteil Eneuerbare im Verkehr bis 2020, davon 7,5% über
Biokraftstoffe und 2,5% Elektromobilität (Pkw und Bahnstrom)
Roadmap for moving to a lowcarbon economy in 2050
Minus 54% bis 67% Emissionen im Verkehr bis 2050
195
3.2.5.3
Zukunftstechnologien im Bereich Elektromobilität
Als „Zukunftstechnologie“ werden auch bei der Elektromobilität Technologien bezeichnet, die
nachweislich TRL 2 erlangt haben (ein Machbarkeitsnachweis des grundlegenden Konzepts
muss vorliegen), aber noch nicht als ausgereiftes Produkt für den Kunden verfügbar sind,
also TRL 9 noch nicht erreicht haben.
Batterietechnologie
Die eingeschränkte Reichweite von Elektrofahrzeugen, die bei am Markt angebotenen
Fahrzeugen meist im Bereich von ca. 150 km liegt, ist einer der Gründe für eine bislang
schleppende Einführung von Elektrofahrzeugen. Die weitere Entwicklung der Elektromobilität
ist daher stark mit der Batterieforschung und deren Erfolgen verknüpft.
Als nächste Generation der Batterietechnologie für Elektrofahrzeuge werden LithiumSilizium-Akkumulatoren, die ab etwa 2018 am Markt sein könnten, erwartet. Für diese Batterietechnologie wird mit einer dreimal höheren Energiedichte als bei heutigen Li-IonenBatterien gerechnet. Derzeit verfügen sie allerdings noch über eine niedrige Zyklenfestigkeit.
Als nächste Batteriegeneration nach der Lithium-Silizium-Technologie werden Lithium-LuftAkkumulatoren etwa ab 2025 am Markt erwartet. Als Potenzial hinsichtlich der Energiedichte
wird die 10-fache Kapazität (kWh/kg) von heutigen Lithium-Ionen-Batterien gesehen. Umgelegt auf die Reichweite wäre mit dieser Technologie spätestens dann die gleiche Kilometerleistung ohne neuerliche Energieaufnahme wie bei heutigen Fahrzeugen mit Verbrennungsmotor möglich. (BMLFUW 2012)
Was sich in der Praxis derzeit immer noch als große Hürde darstellt, ist die deutliche Leistungsabnahme der Lithium-Ionen-Batterie bei niedrigen Temperaturen. Im Wintereinsatz in
Österreich wird teilweise die Halbierung der Reichweite im Vergleich zum Sommereinsatz
beobachtet. Daher wären Forschungsinitiativen zu dieser Thematik zum Beispiel im Rahmen
des CD Labors zu Lithium-Batterien in Graz besonders begrüßenswert.
Die Verfügbarkeit von Lithium wird beispielsweise in der Studie „Reichweitenabschätzung
der Lithiumvorkommen“ (Forschungsstelle für Energiewirtschaft, 2010) nicht als kritischer
Faktor bei der Entwicklung der Elektromobilität gesehen.
196
Abbildung 3-19: Bedarf an Lithium in Abhängigkeit der Absatzentwicklung von EFahrzeugen, Quelle: Forschungsstelle für Energiewirtschaft, 2010
Die beiden grünen Kurven in Abbildung 3-19 zeigen die mögliche Absatzentwicklung für
Elektro- bzw. Hybridfahrzeuge in einem optimistischen bzw. einem pessimistischen Szenario
bis 2100. Die beiden blauen Kurven geben den dazugehörigen kumulierten Lithiumbedarf in
Mio. Tonnen an. Im optimistischen Szenario steigt die Anzahl der Fahrzeuge mit Elektromotor bis zum Jahr 2100 auf knapp 3 Mrd. an, im pessimistischen wird ein Wert von ca. 1,2
Mrd. erreicht. Die entsprechenden Lithiumbedarfswerte liegen bei ca. 10 Mio. t bzw. knapp
über 3 Mio. t.
Demgegenüber stehen die Abschätzungen über die weltweiten Lithiumvorkommen, die auf
bis zu 28 Mio t geschätzt werden:
Tabelle 3-21: Reservenabschätzung weltweit für Lithium, Quelle: Forschungsstelle für
Energiewirtschaft 2010
Als kritischer Faktor wird daher weniger die Verfügbarkeit von Lithium gesehen, sondern
vielmehr, ob der Aufbau der für die Erzeugung von Lithium erforderlichen Produktionsstätten
mit der stark steigenden Nachfrage mithalten wird können.
Antriebstechnologie
Neben der weiteren Steigerung der Effizienz von Elektromotoren könnte auch das Antriebskonzept des Radnabenmotors, das ursprünglich 1899 in Österreich entwickelt wurde (System Lohner-Porsche), auf den Markt zurückkehren (Österreichische Post 2013). Dabei ist
197
der Elektromotor direkt in das Rad des Fahrzeugs integriert, weder Kupplung, Getriebe noch
Differential sind erforderlich. Nachteilig ist das hohe Gewicht der Räder, was vor allem auf
unruhigem Untergrund bzw. bei höheren Geschwindigkeiten zu einem Komfortverlust führen
kann.
Abbildung 3-20: Konzept eines Radnabenmotors, Quelle: Michelin
Bei der neuen Generation der Elektrofahrzeuge wurde der Radnabenmotor bislang nur in
„Concept cars“ (z.B. von Volvo) präsentiert.
Ladetechnologie
Induktives Laden könnte das Laden von Elektrofahrzeugen revolutionieren. Bei diesem
Ladeverfahren führt eine Induktionsschleife unter der Straße hochfrequenten Wechselstrom
und erzeugt so ein Magnetfeld. Dieses Feld induziert eine Spannung, die nun von einem
darüber befindlichen Fahrzeug kontaktlos aufgenommen werden kann. Damit würde die
Bequemlichkeit des Ladevorgangs extrem gesteigert werden. Weiters werden auch neue
Nachladeanwendungen ermöglicht, beispielsweise statische Ladevorgänge während der
Verweildauer eines Busses in der Haltestelle bzw. auch dynamische Ladevorgänge während
des Fahrens auf einem Straßenstück mit starker Steigung.
Abbildung 3-21: Induktives Laden, Quelle: Bombardier
198
Erste Pilotprojekte dazu laufen beispielsweise von der Fa. Bombardier, die mit dem System
Primove in Braunschweig und Lommel (Belgien) eine Buslinie sowie in Augsburg eine oberleitungsfreie Straßenbahn betreiben.
3.2.6
Wasserstoff-und Brennstoffzellenfahrzeuge
Auch das Thema Wasserstoff-Brennstoffzelle hat in letzter Zeit wieder an Dynamik gewonnen. Die OMV eröffnete am 17.10.2012 in Wien die erste Wasserstofftankstelle Österreichs.
Auch ein Serienfahrzeug ist mit dem Hyundai iX35 in Österreich am Markt. Gespeichert wird
der Treibstoff dabei mit einem Druck von 700 bar in zwei Hochdrucktanks. Toyota und
Honda werden voraussichtlich 2015 mit einem Brennstoffzellenfahrzeug in Serie gehen.
Angesichts der dynamischen Entwicklung im Bereich der reinen Elektrofahrzeuge (sinkende
Anschaffungskosten, steigende Reichweite) scheint der Bereich der Kurz- und Mittelstrecken
mit diesem Fahrzeugtyp künftig gut abdeckbar zu sein. Potenzial könnte die Brennstoffzelle
v.a. für Langstreckenverkehr, insbesondere für den Lieferverkehr haben. Auch der Einsatz in
städtischen Busflotten wird seit längerer Zeit bereits erprobt.
Der Preis für das Brennstoffzellenfahrzeug Hyundai iX35 liegt allerdings über 100.000 EUR.
Die Reduktion der Kosten ist gleichzeitig auch die große Herausforderung für eine künftige
Marktdurchdringung mit Brennstoffzellen- Fahrzeugen. In diesem Sinne sollten Forschungsprojekte, die das Potential zu einer Senkung der Herstellungskosten haben, forciert werden.
Als Beitrag zu nachhaltigen Mobilitätslösungen sollte die Gewinnung des Wasserstoffs
mittels Elektrolyse mit erneuerbaren Energien erfolgen. In diesem Bereich hat Österreich
beispielsweise durch die Firma Fronius schon Know-how aufgebaut. Im Forschungsprojekt
HyLog wurde dazu ein Flurförderfahrzeug mit einer Brennstoffzelle ausgestattet. Den Wasserstoff für den Betrieb des Fahrzeuges produziert Fronius mittels Elektrolyse mit Solarstrom
selbst. In einem weiteren Schritt nahm Fronius 2013 zehn Niederhubwagen mit Brennstoffzellen-Hybridantrieb sowie die erste Wasserstoff-Hallenbetankungsanlage in Europa in
Betrieb.
3.2.7
Vehicle to Grid
Bei „vehicle to grid“-Anwendungen dienen die Batterien der E-Fahrzeuge als Speicher, wenn
gerade ein Stromüberschuss im Netz besteht. Wird dann zu einem späteren Zeitpunkt
wieder Energie benötigt, geben die Speicher wieder ab (z.B. ins Stromnetz). Damit können
E-Fahrzeuge dazu beitragen, Spitzenlastzeiten abzufedern.
Auch in diesem Bereich hat Österreich begonnen, Know-how aufzubauen. Aktuell läuft dazu
beispielsweise ein Pilotprojekt der Salzburg AG in Köstendorf. Dabei wird versucht, das
Stromangebot aus Photovoltaikanlagen mit der Stromnachfrage durch ein Smart GridKonzept möglichst gut aufeinander abzustimmen. Einsatzzeitpunkt diverser Energieverbraucher und auch die Nachladung der Batterien der 35 Elektroautos werden dabei automatisch
gesteuert. Im Fokus steht die Analyse, welche Geschäftsmodelle und Schnittstellen entwickelt werden müssen, um Elektrofahrzeuge ins Energiesystem einbinden zu können. Dazu
braucht es neben den Ladekonzepten auch moderne Informations- und Kommunikationstechnologien inkl. entsprechender Verrechnungs- und Abrechnungskonzepte.
199
3.3 Exportchancen
Es folgt eine Betrachtung der österreichischen Technologieanbieter in den einzelnen Technologiebereichen, weiters eine Abschätzung der volkswirtschaftlichen Bedeutung dieser
Bereiche auf Basis der Umsatzzahlen sowie ihrer internationalen Wettbewerbsfähigkeit
(bzw. Abhängigkeit von internationalen Entwicklungen) auf Basis der Exportanteile.
3.3.1
Österreichische Technologieanbieter
Österreichische Technologieanbieter (Sachgüterproduktion, Dienstleistungen etc.) sind in
allen in dieser Studie betrachteten Technologiebereichen tätig. In manchen Bereichen ist die
Bedeutung österreichischer Akteure – auch auf internationalen Märkten – deutlich sichtbar,
andere Bereiche sind durch eine breit aufgestellte Zulieferindustrie geprägt, Endfertigungen
finden in Österreich nicht statt. Im Anhang 9.2 findet sich eine Übersicht über österreichische
Unternehmen, die in den einzelnen Technologiebereichen tätig sind. Diese Liste erhebt
keinen Anspruch auf Vollständigkeit, insbesondere da Zulieferbetriebe nicht vollständig
erfasst werden können.
3.3.2
3.3.2.1
Umsätze, Produktion und Exportraten der Sektoren
Datenerhebung
Im Rahmen des gegenständlichen Auftrags mussten sich die AutorInnen auf bereits vorhandenes Datenmaterial und Studien stützen, eine eigene Marktanalyse war nicht vorgesehen.
Dabei zeigte sich, dass für die gegebene Themenstellung „Energietechnologien“ keine
konsistenten Daten auf nationaler Ebene vorhanden sind. Die von der Statistik Austria
publizierten Statistiken weisen nicht den für diese Studie erforderlichen Detaillierungsgrad
auf. Auch aus den von österreichischen Ministerien bzw. dem Klima- und Energiefonds
beauftragten Studien zu verschiedenen Technologien ließ sich keine lückenlose Datensammlung über den für die vorliegende Studie relevanten Zeitraum der letzten fünf Jahre
erstellen. Ein besonderes Problem stellen die unterschiedlichen Methodiken und Systemabgrenzungen dar. Da für jede der hier untersuchten Technologien andere Quellen herangezogen werden mussten, lassen sich die Ergebnisse nur bedingt miteinander vergleichen.
Aber alleine schon aufgrund der unterschiedlichen Beschaffenheit und Komplexität der
einzelnen Technologien ist die Wertschöpfungskette mancher Technologien wie z.B. für
Wind- oder Wasserkraft viel schwieriger zu erfassen als etwa für PV-Module. Von einer
vergleichenden Gegenüberstellung der einzelnen Technologien wurde daher Abstand genommen.
3.3.2.2
Photovoltaik
Abgesehen von der Herstellung des Rohstoffes Silizium deckt die österreichische Photovoltaikbranche die gesamte Wertschöpfungskette ab. Österreichische Unternehmen finden sich
in den unterschiedlichsten Bereichen wie etwa der Verarbeitung der Solarzellen zu Modulen,
der Zellproduktion, der Fertigung von Wechselrichtern und Nachführsystemen oder der
Fertigung weiterer Komponenten wie Gläser, Folien oder Metallprofile für die Aufständerung.
(Bointner, R. et al., 2013)
Trotz eines stetig wachsenden Inlandsmarktes nimmt die heimische Produktion von PVModulen ab, Hand in Hand mit den rückläufigen Exportquoten der letzten drei Jahre: im
200
Vergleich zu 2011 ging 2012 die Exportrate von PV-Modulen um 29% zurück. Im Jahr 2012
wurden 70,89 MW peak produziert, wovon 68,4%, also 48,48 MW peak exportiert wurden. Somit
wurden gerade einmal 30% bzw. 21,55 MW peak in Österreich verkauft. Betrachtet man jedoch
den österreichischen Inlandsmarkt, der in demselben Jahr 175,7 MW peak betrug, bedeutet
das, dass der Anteil der heimischen PV-Modul-Produktion am Inlandsmarkt lediglich 12,3%
betrug. Die restlichen 87,7% bzw. 154,16 MW peak mussten mit Importen gedeckt werden.
(Biermayr et al., 2013) (Siehe Tabelle 3-22)
Tabelle 3-22: Daten zur Photovoltaik 2008 bis 2012
Photovoltaik
2008
2009
2010
2011
318
518
798
630-761
1.777
2.892
4.453
2.126-4.248
67.084
60.910
111.614
86.600
70.890
davon Weiterverkauf in Ö
in kWpeak
2.447
5.560
22.941
17.306
21.550
Inlandsmarkt in kWpeak
4.686
20.209
42.902
91.674
175.712
52,2%
27,5%
53,5%
18,9%
12,3%
62.949
54.550
86.218
68.284
48.480
93,8%
89,6%
77,2%
78,8%
68,4%
50
Primäre
Euro
Umsätze in Mio.
Arbeitsplatzeffekt
54
Produktion
50
in VZÄ
in kWpeak
Anteil am Inlandsmarkt
in %
54
Export
in kWpeak
Exportrate
54
in %
2012
51
51
52
390
53
4.848
54
Der hohe Spezialisierungsgrad vieler österreichischer Photovoltaikhersteller ermöglicht
ihnen einerseits die Herstellung von exzellenten Komponenten, andererseits ein Eingehen
auf individuelle Kundenwünsche (z.B. Kleinserien von Spezialmodulen). Aufgrund dieser
hohen Spezialisierung konnten sich diese Unternehmen auch am internationalen Markt
durchsetzen und sogar zu Marktführern in ihrem jeweiligen Sektor werden. Einige namhafte
Beispiele dafür sind die Wechselrichterproduktion, die Herstellung von Nachführsystemen
oder auch von Komponenten wie Beschichtungsfolien. (Bointner, R. et al., 2013)
Vor allem die Wechselrichterproduktion ist in der österreichischen Photovoltaikindustrie von
großer Bedeutung, wobei der Markt annähernd zur Gänze im Ausland liegt. Das günstige
Innovationsumfeld, die Nähe zu potenten Forschungseinrichtungen, der strategisch günstige
Standort in Mitteleuropa wie auch qualifizierte Arbeitskräfte sind alles Faktoren, warum
50
Quelle: Biermayr, P. (2008-2011) Erneuerbare Energie in Zahlen 2008 – 2011. (Biermayr P. , Erneuerbare
Energie in Zahlen 2008, 2009), (Biermayr P. , Enereuerbare Energie in Zahlen 2009, 2010), (Biermayr P. ,
Erneuerbare Energie in Zahlen 2010, 2011), (Biermayr P. , Erneuerbare Energien in Zahlen 2011, 2013).
51
Je nach Quelle: Köppl et al. (2013) Österr. Umwelttechnikindustrie geben EUR 630 Mio. an. Biermayr hingegen
gibt in der Studie Erneuerbare Energie in Zahlen 2012 (im Auftrag des BMVIT) die weitaus höhere Summe von
EUR 761 Mio. an. Ebenso verhält es sich mit den Zahlen für die Beschäftigten – Köppl et al. geben weitaus konservativere Zahlen an als Biermayr.
52
53
54
Umfasst nur den Umsatz durch Installation von PV-Anlagen. Biermayr et al. (2013) Marktentwicklung 2012.
Biermayer et al. (2013) Marktentwicklung 2012 (im Auftrag des BMVIT).
Quelle: Biermayr et al. (2013) Marktentwicklung 2012.
201
Firmen trotz der stark ausgeprägten Exportorientierung ihre Produktionsstandorte in Österreich belassen (ibid. 73f). Die Exportrate liegt seit 2008 bei über 99%, im Vorjahr verringerte
sie sich jedoch um zwei Prozentpunkte auf 97%. Die Produktion ist jedoch seit 2010 leicht
rückläufig. So verringerte sich bereits 2011 die Wechselrichterproduktion um 16,7% gegenüber dem Vorjahr. Bei einer gleichbleibenden Produktionskapazität von 2,2 GW und einer
Verringerung der Gesamtleistung von 24,8% setzte sich der rückläufige Trend auch 2012
fort. (Bointner, R. et al., 2013) (Siehe Tabelle 3-23)
Tabelle 3-23: Österr. Produktion und Export von Wechselrichtern 2008 bis 2012
Wechselrichter
Produktion
Produktionskapazität
2008
2009
2010
2011
2012
Stück
77.000
146.000
k.A.
k.A.
k.A.
Leistung (MW)
448
1.000
1.200
1.000
752
Leistung (MW)
650
k.A.
1.400
2.200
2.200
>99%
>99%
99%
99%
97%
Exportquote
Quelle: (Biermayr et al., 2009) (Biermayr et al., 2013)
Aufgrund der hohen Exportquoten der in Österreich produzierten Nachführsysteme hängt
deren Absatz auch stark von den energiepolitischen Rahmenbedingungen in den jeweiligen
Exportländern ab. So konnten z.B. 2007 und 2008 viele Anlagen nach Spanien exportiert
werden, aufgrund der hohen staatlichen Anreize für nachgeführte Photovoltaik. Als diese
günstigen Rahmenbedingungen jedoch wegfielen, litt auch der Export nach Spanien. Für
das Jahr 2010 oder später liegen keine Angaben vor. (Bointner, R. et.al., 2012) Lediglich aus
(Biermayr et al., 2013) geht noch hervor, dass die Exportquote für Nachführsysteme 2012
bei 97% lag und somit leicht zurückging. (Siehe Tabelle 3-24)
Tabelle 3-24: Österr. Produktion und Export von Nachführsystemen 2007 bis 2010
Nachführsysteme
2007
2008
2009
2010
Stück
3.342
3.800
k.A.
k.A.
Leistung (MW)
29
31
16
k.A.
Stück
k.A.
5000
k.A.
k.A.
Leistung (MW)
k.A.
k.A.
45
k.A.
k.A.
100%
100%
99,9%
Produktion
Produktionskapazität
Exportquote
Quelle: (Biermayr et al., 2009) (Biermayr et al., 2013).
3.3.2.3
Solarthermie
Im Jahr 2011 trug die Nutzung von Solarthermie 1,9% zum Endenergieaufkommen aus
erneuerbaren Quellen bei. Die aus solarthermischen Anlagen gewonnene Wärme wird
hauptsächlich zur Warmwassererwärmung und zur Raumheizung in Wohn- und Servicegebäuden verwendet. (Biermayr, 2013)
Wie anhand der nachstehenden Tabelle 3-25 zu sehen ist, zeichnet sich in der österreichischen Solarthermiebranche ein rückläufiger Trend ab: Zwischen 2008 und 2012 hat sich
202
sowohl die installierte Leistung als auch die heimische Produktion von Solarkollektoren
merklich reduziert, was sich natürlich auch in geringeren Umsätzen und Arbeitsplätzen
niederschlägt. Unter den Sonnenkollektoren sind die verglasten Flachkollektoren eindeutig
Marktführer. Von den 354 MW th installierter Leistung im Jahr 2012 betrug alleine der Anteil
von verglasten Flachkollektoren 141 MW th (40%). (Biermayr et al., 2013)
Tabelle 3-25: Daten zu Solarkollektoren 2008 bis 2012
55
Solarkollektoren
2008
Umsätze in Mio. Euro
56
590
57
645
Arbeitsplatzeffekt
in
VZÄ
7.400
5.671
56
57
Jährlich neu installier-
241
te Leistung in MWth
254
Gesamtproduktion in
Ö in MWth
Import in MWth
% Veränd. zum Vorjahr
1.118
2009
2010
2011
2012
500
420
365
563
486
433
6.200
4.700
3.600
4.906
4.217
4.121
255
200
165
147
981
879
831
796
354
3.400
41
45
23
9,8
12
+161%
+10%
-49%
-60%
+28%
Exportrate in %
80%
76%
79%
78%
81%
Blau = Studienreihe Marktentwicklung (2008 – 2012): (Biermayr et al., 2009), (Biermayr et al., 2010), (Biermayr
et al., 2011), (Biermayr et al., 2012), (Biermayr et al., 2013)
Orange = Studienreihe Erneuerbare Energie in Zahlen (2008 – 2011): (Biermayr P. , Erneuerbare Energie in
Zahlen 2008, 2009), (Biermayr P. , Enereuerbare Energie in Zahlen 2009, 2010), (Biermayr P. , Erneuerbare
Energie in Zahlen 2010, 2011), (Biermayr P. , Erneuerbare Energien in Zahlen 2011, 2013)
Schwarz = gilt für beide Statistiken
Mit einer eindeutigen Mehrheit von 95,8% sind verglaste Sonnenkollektoren die meist produzierten thermischen Solarkollektoren. An zweiter Stelle kommen Vakuumröhren mit 2,7%,
gefolgt von unverglasten Flachkollektoren (Schwimmbadabsorber aus Kunststoff) mit 1,1%.
Mit gerade einmal 0,4% ist die Luftkollektorproduktion noch sehr gering in Österreich. Zwischen 2002 und 2008 hat sich die jährliche Produktion von thermischen Sonnenkollektoren
fast verfünffacht. In den Jahren 2009 bis 2012 verzeichnete die Branche einen Marktrückgang, welcher u.a. auf die niedrigeren Preise für Photovoltaik und die im Vergleich zu ther-
55
Die Studienreihe Marktentwicklung umfasst Flachkollektoren, Vakuumröhren-Kollektoren, unverglaste Flachkollektoren und Luftkollektoren. Die Studienreihe Erneuerbare Energie in Zahlen umfasst alle Kollektortypen: Vakuumkollektoren, verglaste und unverglaste Flachkollektoren.
56
Bei (Biermayr et al., 2013) beinhaltet der Umsatz Produktion, Vertrieb, Planung und Installation von thermischen
Solaranlagen. Dieser Umsatz entfällt zu etwa 3% auf die Produktion, zu 31% auf den Handel und zu rund 39% auf
die Planung und Installation der Anlagen.
57
Umsätze und Arbeitsplatzeffekte beinhalten hier die Investitionseffekte und die Betriebseffekte. Die angegebenen
Werte repräsentieren jeweils Bruttoeffekte, d.h. Substitutionseffekte werden nicht berücksichtigt. Sekundäre Effekte,
die in anderen Wirtschaftsbereichen entstehen, sind in den Werten generell nicht enthalten. Da die Ergebnisse in
hohem Maß von den dargestellten Systemgrenzen abhängen, können die gesamtwirtschaftlichen Effekte einzelner
Technologien bei der Berücksichtigung von zusätzlichen Komponenten auch erheblich höhere Werte annehmen.
Umsätze beinhalten hier die Investitionseffekte und die Betriebseffekte.
203
mischen Solaranlagen attraktiveren Einspeise- und Förderbedingungen zurückzuführen ist.
(Biermayr et al., 2013) (Siehe Abbildung 3-22 unten)
Abbildung 3-22: Produktion, Export und Import von thermischen Kollektoren in Österreich in
den Jahren 2000 bis 2012. Quelle: (Biermayr et al., 2013)
Im Vergleich zum Vorjahr stieg der Export 2012 leicht an (+3%). Trotz einer Steigerung der
Importe von 28% gegenüber 2011 fallen diese im Vergleich zum gesamten Inlandsmarkt
noch immer sehr gering aus. Im Zeitraum von 2000 bis 2012 betrug das durchschnittliche
jährliche Marktwachstum ungefähr zwei Prozent. Wie in der nachstehenden Abbildung 3-23
zu sehen ist, exportierten österreichische Solarunternehmen 2012 45% ihrer Produkte nach
Deutschland, 15% nach Italien und 6% nach Spanien/Portugal. (Biermayr et al., 2013)
204
Abbildung 3-23: Die wichtigsten Exportländer der österreichischen Solartechnikunternehmen
im Jahr 2012. Quelle: (Biermayr et al., 2013)
3.3.2.4
Wärmepumpen
Langfristige Umstrukturierungen kennzeichnen den historischen Verlauf des österreichischen Wärmepumpenmarktes. Durch die hohen Energiepreise in den 1970er Jahren konnte
sich die Wärmepumpentechnologie in Österreich entwickeln. Bis in die 1980er Jahre war ein
kontinuierliches Wachstum, v.a. im Bereich der Brauchwasserwärmepumpen, zu sehen.
Aufgrund der sinkenden Ölpreise und mangelhaften Qualitätsmanagements verringerte sich
der Verkauf von Wärmepumpen in den 1990er Jahren. Erst ab dem Jahr 2000 erlebte der
österreichische Wärmepumpenmarkt wieder einen neuen Aufschwung und erreichte 2008
sein historisches Maximum mit über 18.000 neu installierten Wärmepumpenanlagen in
Österreich. Auffallend dabei ist, dass – anders als beim ersten Boom – dieses Mal der Markt
für Heizungswärmepumpen wesentlich größer ist als der für Brauchwasserwärmepumpen.
Der geringe Heizwärme-, Heizleistungs- und Heizungsvorlauftemperaturbedarf moderner
Gebäude, die Weiterentwicklung der Technologie wie auch energiepolitische Förderinstrumente sind alles Faktoren, die den effizienten Einsatz von Wärmepumpen begünstigen und
so das starke Wachstum dieser Technologie im Laufe des letzten Jahrzehnts erklären. Als
Ursache für den leichten Rückgang der Verkaufszahlen nach 2008 werden die Auswirkungen der Wirtschafts- und Finanzkrise vermutet. Im Bereich der Heizungswärmepumpen
stiegen bereits 2011 die Verkaufszahlen wieder, ein Trend, der sich selbst 2012 bei den
Brauchwasserwärmepumpen nicht abzeichnete. 2012 wurden in Österreich 3,5-mal mehr
Heizungswärmepumpen als Brauchwasserwärmepumpen abgesetzt. Die Gründe für die seit
2010 rückläufigen Zahlen im Bereich der Brauchwasserwärmepumpen sind vielfältig: Zum
einen werden immer weniger Förderungen für reine Brauchwasserwärmepumpen angeboten, zum anderen geht der Trend hin zu dezentralen Wärmeversorgungsanlagen, welche
sowohl die Raumkonditionierung als auch die Brauchwassererwärmung in einem Gerät
bewerkstelligen. Diese Kombianlagen werden im Segment der Heizungswärmepumpen
erfasst. Es liegen jedoch keine Statistiken vor, in welchem Ausmaß diese Kombianlagen
205
reine Brauchwasserwärmepumpen ersetzen. (Biermayr, P. et al., 2013) (Biermayr P.,
Erneuerbare Energien in Zahlen 2011, 2013) (Siehe Abbildung 3-24 und Abbildung 3-25)
Abbildung 3-24: Entwicklung der Verkaufszahlen von Wärmepumpen im österreichischen
Inlandsmarkt von 1976 bis 2012. Quelle: (Biermayr, P. et al., 2013, S. 132)
Abbildung 3-25: Jährliche Wärmepumpen-Verkaufszahlen für den österreichischen
Inlandsmarkt von 2000 bis 2012. Quelle: (Biermayr, P. et al., 2013, S. 134)
Der nachstehenden Tabelle 3-26 können die Exportzahlen der letzten fünf Jahre in Stück
und Prozent entnommen werden. Dabei fällt auf, dass sich die Exportraten relativ konstant
verhielten und zwischen 35 und 40 Prozent bewegten. Zu den wichtigsten Exportländern für
österreichische Wärmepumpenproduzenten bzw. -handelsunternehmen zählen Deutschland,
Italien, Schweiz; zudem wird auch noch in die Slowakei, Tschechien und Kroatien exportiert.
206
Importiert werden Anlagen oder Anlagenkomponenten meist aus Deutschland, Italien,
Schweiz und Schweden. (Biermayr, P. et al., 2013, S. 144)
Tabelle 3-26: Daten zu Wärmepumpen, 2008 bis 2012
58
Wärmepumpen
Arbeitsplatzeffekt in
VZÄ
2008
59
286
60
396
2009
2010
2011
2012
215,8
320
206,8
312
200,5
310
212,3
2.155
60
2.168
1.151
2.164
1.101
2.072
1.060
1.888
1.127
18.705
18.138
16.962
12.404
12.232
9.041
8.873
10.260
31.109
30.370
26.003
25.271
27.754
39,9%
40,6%
34,8%
61
Jährlich in Ö verkaufte Wärmepumpen
(ohne Importe)
Exportmarkt
16.398
62
16.686
17.494
Gesamtabsatz (Inlands- und Exportmarkt)
Exportrate in %
35,1%
36,9%
34,5%
Blau = Studienreihe Marktentwicklung (2008 – 2012): (Biermayr et al., 2009), (Biermayr et al. , 2010), (Biermayr
& et al., Innovative Energietechnologien in Österreich - Marktentwicklung 2010, 2011), (Biermayr & et al.,
Innovative Energietechnologien in Österreich - Marktentwicklung 2011, 2012), (Biermayr, P. et al., 2013)
Orange = Studienreihe Erneuerbare Energie in Zahlen (2008 – 2011): (Biermayr P. , Erneuerbare
Energie in Zahlen 2008, 2009), (Biermayr P. , Enereuerbare Energie in Zahlen 2009, 2010), (Biermayr
P. , Erneuerbare Energie in Zahlen 2010, 2011), (Biermayr P. , Erneuerbare Energien in Zahlen 2011,
2013)
Schwarz = gilt für beide Statistiken
3.3.2.5
Windkraft
Die Nutzung der Windkraft erlebte aufgrund des Ökostromgesetzes im Jahr 2003 eine
massive Steigerung, die bis 2006 anhielt. Nach dem Rückgang der Förderungen kam es fast
zu einem Stillstand des Ausbaus der Windkraft in Österreich zwischen 2007 und 2010.
Attraktivere Fördermöglichkeiten im Jahr 2011 führten zur Errichtung neuer Anlagen mit
einer Gesamtleistung von 73 MW im selben Jahr. Mit 295,65 MW neu installierter Leistung
war 2012 das bisher stärkste Ausbaujahr der Windkraft in Österreich (siehe Tabelle 3-27).
58
Die Studienreihe Marktentwicklung umfasst Heizungs-, Brauchwasser- u. Lüftungswärmepumpen
aller Kategorien und Leistungsklassen.
59
Bei den Markstatistiken werden die primären Umsätze erfasst inklusive Produktion, Handel, Installation und
Inbetriebnahme.
60
Umsätze und Arbeitsplatzeffekte beinhalten hier die Investitionseffekte und die Betriebseffekte. Die angegebenen
Werte repräsentieren jeweils Bruttoeffekte, d.h. Substitutionseffekte werden nicht berücksichtigt. Sekundäre Effekte,
die in anderen Wirtschaftsbereichen entstehen, sind in den Werten generell nicht enthalten. Da die Ergebnisse in
hohem Maß von den dargestellten Systemgrenzen abhängen, können die gesamtwirtschaftlichen Effekte einzelner
Technologien bei der Berücksichtigung von zusätzlichen Komponenten auch erheblich höhere Werte annehmen.
Umsätze beinhalten hier die Investitionseffekte und die Betriebseffekte.
61
Bei den Markstatistiken werden die primären Beschäftigungseffekte in VZÄ erfasst inklusive Produktion, Handel,
Installation und Inbetriebnahme.
62
Beinhaltet Heizungswärmepumpen und Brauchwasserwärmepumpen.
207
Weltweit wuchs die Gesamtkapazität um 18,8%, wobei die Hauptmärkte dieses Mal Europa
und die USA waren. Der Ausbauboom der Windkraft sollte sich 2013 sogar noch deutlich
gesteigert haben: mehr als 150 neue Windkraftanlagen mit umgerechnet 420 MW Leistung
waren in 2013 zur Errichtung geplant (IG Windkraft, 2013), in den ersten 3 Quartalen 2013
wurden 50 weitere Anlagen mit 160 MW errichtet. Die in Österreich installierte Windleistung
summiert sich damit auf 1.475 MW (Engpassleistung aller Anlagen, die ein Vertragsverhältnis mit der OeMAG haben und mit Stand 30. September 2013 in Betrieb waren, Quelle: EControl).
In Österreich besteht der Wirtschaftszweig Windkraft überwiegend aus Unternehmen, die
Anlagenkomponenten produzieren und exportieren. Ebenso für die nationale Wirtschaftsleistung aus Windkraft von Bedeutung sind Ingenieurbüros, die für die Planung von Windparks
verantwortlich sind, und die Betreiberfirmen der inländischen Windkraftanlagen. (Biermayr P.
, Erneuerbare Energien in Zahlen 2011, 2013, S. 37) Somit kommt der Stromerzeugung aus
Windkraft eine enorme wirtschaftliche Bedeutung zu, da heimische Unternehmen sowohl
von nationalen als auch von internationalen Zuwächsen profitieren. Die österreichische
Zulieferindustrie ist führend in den Bereichen Windkraftgeneratoren, Steuerungen, Windkraftanlagendesign, High-Tech-Werkstoffe und komplette Windkraftanlagenkonzepte. Laut
(Bointner et al., 2012) kann das derzeitige Exportvolumen auf über 300 Mio. Euro beziffert
werden, mit stark steigender Tendenz.
Die Zahl der im Bereich Produktion tätigen Unternehmen ist seit dem Jahr 2002 angestiegen. Die Produkte und Dienstleistungen der österreichischen Zulieferindustrie werden vor
allem nach Deutschland und Dänemark exportiert, aber auch in Länder wie Spanien und
Ungarn. Anlagenkomponenten werden vermehrt auch nach China und Indien abgesetzt.
Immerhin stammen drei Viertel der Endprodukte aus Deutschland, Dänemark und Spanien.
Gemeinsam mit China, Indien und den USA decken diese Länder fast die gesamte Weltproduktion ab. (Bointner et al., 2012)
Abbildung 3-26: Marktanteile installierte Windkraftleistung in Österreich (2010).
Quelle: (Bointner et al., 2012, S. 123).
Mit 46% hielt der deutsche Windkraftanlagenhersteller Enercon den größten Marktanteil bei
den technologischen Komponenten in der installierten Windkraftleistung in Österreich. Der
dänische Konzern Vestas belegte mit 38% den zweiten Platz. Mit gerade einmal 0,15%
208
Marktanteil waren die österreichischen Unternehmen Windtec und Leitwind vertreten. Innerhalb Österreichs ist das Potential limitiert, für die österreichischen Unternehmen bestehen
dennoch Expansionsmöglichkeiten, wie eine im Jahr 2010 durchgeführte Studie zur volkswirtschaftlichen und energiepolitischen Bedeutung der oberösterreichischen Zulieferunternehmen für Windkraftanlagen sowie der Errichtung neuer Windkraftparks in Oberösterreich
zeigt. (Bointner et al., 2012, S. 123ff)
Im Jahr 2008 konnten österreichische Unternehmen, die Leistungen im Bereich Windkraft
erbringen, einen Umsatz von rund 410 Mio. Euro erwirtschaften. Trotz der Wirtschaftskrise
konnte im darauffolgenden Jahr 2009 ein Plus von ungefähr 60 Mio. Euro auf insgesamt
469,1 Mio. Euro erzielt werden. In dieser Auswertung sind die Angaben von 52 Unternehmen enthalten, die nur rund 60% der insgesamt 85 ermittelten Unternehmen ausmachen. Es
ist daher davon auszugehen, dass die vorliegenden Zahlen deutlich unter den absoluten
Umsatzzahlen der Branche liegen. (Siehe Abbildung 3-27)
Abbildung 3-27: Entwicklung der Umsätze im Bereich Windkraft in Mio. Euro. Quelle: (Moidl
et al., 2011, S. 42).
In der nachstehenden Tabelle 3-27 wurden Daten zur Windkraft aus der vorhandenen Literatur gegenübergestellt. Wie anhand der teils sehr unterschiedlichen Zahlen zu sehen ist, gibt
es große Unterschiede der Datenerhebung der einzelnen Studien, welche sich aufgrund der
unterschiedlichen Systemgrenzen erklären lassen. Der Nachteil jedoch ist, dass sich
dadurch keine konsistenten Aussagen treffen lassen und somit wiederum keine Trends
abgeleitet werden können.
209
Tabelle 3-27: Daten zur Windkraft in Österreich, 2008 bis 2012
Windkraft
VZÄ
2008
122
63
41,6
64
410
490
63
39
2009
2010
111
36
65
469,1
200
45
580
322
67
1.068
1.101
407
2011
2012
66
180
1.060
1.197
Installierte Gesamt68
1.378
993
993
1.011
1.084
leistung (MW)
Exportvolumen (in
109
300
Mio. Euro)
Exportquote in %
(gemessen am Um98%
satz)
Blau = Studie Wachstums- und Exportpotentiale Erneuerbarer Energiesysteme. Quelle: (Bointner et al., 2012)
Orange = Studienreihe Erneuerbare Energie in Zahlen (2008 – 2011): (Biermayr P. , Erneuerbare
Energie in Zahlen 2008, 2009), (Biermayr P. , Enereuerbare Energie in Zahlen 2009, 2010), (Biermayr
P. , Erneuerbare Energie in Zahlen 2010, 2011), (Biermayr P. , Erneuerbare Energien in Zahlen 2011,
2013)
Grün = Studie Wirtschaftsfaktor Windenergie. Quelle: (Moidl et al., 2011)
Schwarz = andere Quellen
3.3.2.6
Wasserkraft
Die Erhebung von verfügbaren belastbaren Daten im Bereich Wasserkraft erwies sich neben
der Windkraft als äußerst schwierig.
Die Nutzung der Wasserkraft zur Energiegewinnung hat in Österreich lange Tradition. Sie ist
neben der Biomasse die wichtigste erneuerbare Energieform. Während in den 1960er und
1980er Jahren vor allem Großwasserkraftwerke errichtet wurden, ist seit der Erschließung
des Laufkraftwerkes Freudenau im Jahr 1998 vor allem der Ausbau der Kleinwasserkraft auf
dem Vormarsch. In Abbildung 3-28 ist die Entwicklung der österreichischen Wasserkraft
dargestellt, wobei ab dem Jahr 2001 die jährlich neu installierte Leistung in Laufkraft und
Speicherkraft aufgeteilt wird. Negative Werte sind auf Dekomissionierungen bzw Redimensi-
63
Umsätze und Arbeitsplatzeffekte beinhalten hier die Investitionseffekte und die Betriebseffekte. Die angegebenen Werte repräsentieren jeweils Bruttoeffekte, d.h. Substitutionseffekte werden nicht berücksichtigt. Sekundäre
Effekte, die in anderen Wirtschaftsbereichen entstehen, sind in den Werten generell nicht enthalten. Da die Ergebnisse in hohem Maß von den dargestellten Systemgrenzen abhängen, können die gesamtwirtschaftlichen Effekte
einzelner Technologien bei der Berücksichtigung von zusätzlichen Komponenten auch erheblich höhere Werte
annehmen.
64
Umsatz von österr. Unternehmen, die Leistungen im Bereich Windkraft erbringen.
65
Umsatz der Zuliefer- und Dienstleistungsindustrie (469,1 Mio. Euro). Zusätzlich wurden 145 Mio. Euro von 81%
der Windkraftbetreiber erwirtschaftet.
66
Laut IG Windkraft wurden 2010 in der oberösterreichischen Windkraft-Zulieferindustrie 200 Mio. Euro Jahresumsatz erzielt. (Bointner, R. et.al., 2012)
67
1.068 VZÄ in der Zuliefer- und Dienstleistungsindustrie (bezogen auf die Anzahl der Unternehmen, die 88% des
ermittelten Umsatzes erzielt haben) und zusätzlich 139 VZÄ beschäftigt durch die österr. Windkraftbetreiber.
68
Quelle: (IG Windkraft, 2013)
210
onierungen von Anlagen zurückzuführen. Im Jahr 2011 waren insgesamt 2.671 Wasserkraftwerke (Speicher- und Laufkraftwerke) mit einer Gesamtleistung von umgerechnet
13,2 GW in Betrieb. Der Großteil der Anlagen (2.514) waren Kleinwasserkraftanlagen (bis
10 MW), die restlichen 157 Anlagen machten Großwasserkraftanlagen aus. Obwohl 94,1%
aller Anlagen zum Bereich Kleinwasserkraft gehören, entspricht ihre Leistung lediglich
12,4% der Jahreserzeugung bzw. 8,7% der installierten Leistung aller Wasserkraftwerke.
Vergleichsweise stellen die 19 größten Wasserkraftwerke Österreichs (größer als 200 MW)
47,8% der installierten Engpassleistung dar. Von 2010 auf 2011 stieg die installierte Engpassleistung insgesamt um 281 MW, was hauptsächlich auf den Ausbau der Speicherkraft
zurückzuführen ist. Weltweit werden Wasserkraftwerke, deren Komponenten sowie Planungsdienstleistungen von Österreich exportiert. (Biermayr P. , Erneuerbare Energien in
Zahlen 2011, 2013) Die steigende Stromnachfrage insbesondere in Asien und Südamerika
sowie der Modernisierungsbedarf veralteter Kraftwerke in der EU, Nord- und Mittelamerika
sind Haupttreiber im Wasserkraftsektor. (Bointner et al., 2013, S. 36)
Abbildung 3-28: Entwicklung der Wasserkraft in Österreich bis 2011 — jährlich neu
installierte Bruttoengpassleistung in MW. Quelle: (Biermayr P. , Erneuerbare Energien in
Zahlen 2011, 2013).
Obwohl die Umsätze wie auch die Beschäftigungszahlen im Bereich der Wasserkrafttechnologien in den letzten Jahren stark gestiegen sind (siehe Tabelle 3-28), verzeichnet die Branche unterdurchschnittliche Exportquoten, wie in Abbildung 3-29 zu sehen ist. Dabei sind
sowohl Großwasserkraft als auch Kleinwasserkraft enthalten. Allerdings muss erwähnt
werden, dass v.a. bei den Wasserkrafttechnologien die Exportquoten stark fluktuieren können. Das kommt daher, dass Großprojekte in einem Jahr stark durchschlagen können und
Produktion und Export in unterschiedlichen Jahren verbucht werden. (Köppl et al., 2013, S.
58, 153)
211
Abbildung 3-29: Jährliche Wachstumsraten der Umwelttechnikbranche 2009–2011 im
Produktsegment saubere Energietechnologien (Wasserkraft umfasst sowohl
Großwasserkraft als auch Kleinwasserkraft.) Quelle: (Köppl et al., 2013, S. 58)
Zwischen 2007 und 2011 fiel die Exportquote von Wasserkraft- und Sonstigen Technologien
(Biodiesel, Windkraft und Passivhäuser) von etwas über 70% auf ungefähr 38%. (Siehe
Abbildung 3-30)
Abbildung 3-30: Exportquoten nach Energietechnologien. („Sonstige“ neben Wasserkraft
beinhaltet: Biodiesel, Windkraft und Passivhäuser.) Quelle: (Köppl et al., 2013, S. 153)
212
Tabelle 3-28: Daten zu Wasserkraft, 2007 bis 2012
Wasserkraft
2007
2008
2009
2010
2011
69
1.096
1.208
1.038
456
844
VZÄ
5.250
6.857
7.570
6.475
1.120
n.d.
40.907
10,8%
38.380
9,4%
34.181
8,6%
69
in GWh (% an Gesamtverbrauch)
Exportrate
71
in %
71%
2012
43.745
11%
70
38%
Orange = Studienreihe Erneuerbare Energie in Zahlen (2008 – 2011). Quelle: (Biermayr P. , Erneuerbare Energie in
Zahlen 2008, 2009), (Biermayr P. , Enereuerbare Energie in Zahlen 2009, 2010), (Biermayr P. , Erneuerbare
Energie in Zahlen 2010, 2011), (Biermayr P. , Erneuerbare Energien in Zahlen 2011, 2013)
Violett = Studie Österreichische Umwelttechnikindustrie – Export und Wettbewerbsfähigkeit (Köppl et al., 2013)
Schwarz = andere Statistiken
3.3.2.7
Elektromobilität
Die Exportquote der österreichischen Fahrzeugindustrie hat sich im Zeitraum 2008–2012
leicht positiv entwickelt:
Abbildung 3-31: Exportquote der Österreichischen Fahrzeugindustrie (WKO 2013)
69
Beinhaltet nur Kleinwasserkraft im Jahr 2008. Umsätze und Arbeitsplatzeffekte beinhalten hier die Investitionseffekte und die Betriebseffekte. Unter „Investitionen“ ist dabei der Absatz der Technologien im Inlandsmarkt, der
Export der Technologien als funktionale Einheiten und der Export einzelner ausgewählter Komponenten dieser
Technologien zu verstehen. Unter „Betriebseffekte“ sind Reinvestitionen in Anlagen in Österreich während der
Anlagenlebensdauer zusammengefasst. In den Betriebseffekten nicht enthalten sind der laufende Betriebsaufwand
und der Verkauf produzierter Energie (z.B. Strom aus Wasserkraft oder Windkraft). Weiters enthalten die dargestellten Zahlen keine exportierten Dienstleistungen und keinen Import/Export-Handel. Die angegebenen Werte repräsentieren jeweils Bruttoeffekte, d.h. Substitutionseffekte werden nicht berücksichtigt. Sekundäre Effekte, die in
anderen Wirtschaftsbereichen entstehen, sind in den Werten generell nicht enthalten. Da die Ergebnisse in hohem
Maß von den dargestellten Systemgrenzen abhängen, können die gesamtwirtschaftlichen Effekte einzelner Technologien bei der Berücksichtigung von zusätzlichen Komponenten auch erheblich höhere Werte annehmen.
70 Quelle: Energiebilanzen 2012, Statistik Austria, 2013
71 Bei den Exportraten sind auch Biodiesel, Windkraft und Passivhäuser (unter dem Sammelbegriff „Sonstige“)
enthalten.
213
Der österreichische Weltmarktanteil an der globalen Produktion liegt beim Elektromotor bzw.
bei der Leistungselektronik mit 1,8% bzw. 2,3% über dem österreichischen Anteil an der
Gesamtproduktion (1,5%).
Abbildung 3-32: Österreichische Weltmarktanteile (Fraunhofer 2012)
Aktuell hat die Automobil- und -zulieferindustrie mit rund 175.000 Beschäftigten ein jährliches abgesetztes Produktionsvolumen in der Höhe von rund 22 Mrd. Euro. „Die direkten
zusätzlichen Potenziale der Elektromobilität im Pkw-Bereich werden im Jahr 2030 auf mindestens 14.800 Vollzeitäquivalente sowie Bruttowertschöpfung von zumindest 1,2 Mrd. Euro
abgeschätzt. Durch optimale Rahmenbedingungen werden darüber hinaus noch weitaus
größere Potenziale prognostiziert“. (Umsetzungsplan Elektromobilität in und aus Österreich
2012).
3.4 Zusammenfassung
Im Folgenden werden diejenigen Bereiche dargestellt, die sich aus Sicht der Auftragnehmerin für zukünftige Programmaktivtäten des BMWFJ grundsätzlich gut eignen. Sie sind großteils für die österreichische Wirtschaft schon derzeit von Bedeutung – hier bietet sich ein
Portfoliomanagement zur Koordination und gezielten Unterstützung durch die bestehenden
und bewährten Programme im Bereich Forschung, Entwicklung und Innovation an. Einige
Bereiche werden durch engagierte Forschungsanstrengungen von Unternehmen in Zusammenarbeit mit Forschungsorganisationen charakterisiert (oft im Rahmen von F&EProgrammen, die einerseits Partner aus der Wirtschaft, andererseits auch hochqualifizierte
Forschungsorganisationen erfordern wie CD-Labors, COMET etc.). Dies weist auf ein zukünftiges mögliches Betätigungsfeld der Unternehmen hin, das durch gezielte Programm-
214
aktivitäten und thematische Initiativen unterstützt werden sollte, um die Technologien effektiver und effizienter zu höheren TRL weiterentwickeln zu können.
Für die konkrete Ausgestaltung der Portfoliomanagements bzw. Programmaktivitäten können die in diesem Bericht dargestellten Informationen herangezogen werden. Die weiter
unten genannten Technologiebereiche weisen in der Mehrzahl gute Werte bei folgenden
Kriterien aus:
■
Absatz: derzeitige Installationen von Technologien in Europa oder weltweit (siehe
Abschnitt 3.1.1)
■
Markteinschätzung: Entwicklung des Bedarfs in den nächsten fünf Jahren (siehe Abschnitt 3.1.2)
■
Wachstumschancen: Steigerungsraten der installierten Technologie Europa oder weltweit bis 2030/2030 (siehe Abschnitt 3.1.3)
■
Unternehmenssektor in Österreich (siehe Abschnitt 3.3)
■
Wettbewerbsfähigkeit: hohe Exportrate als Indiz für internationale Wettbewerbsfähigkeit
(siehe Abschnitt 3.3)
■
Forschungsbedarf vorhanden und identifiziert: Eine ausgereifte Technologie ohne Weiterentwicklungsmöglichkeiten wird sich vermutlich nicht lange konkurrenzfähig halten, da
in vielen Bereichen in Zukunft Alternativen zur Verfügung stehen werden (siehe Abschnitt 3.2).
■
Forschungsinfrastruktur: Kompetente Forschungsinstitutionen sind in Österreich vorhanden, um die Technologie weiterzuentwickeln (siehe Abschnitt 3.2).
■
Ein Heimmarkt ist bei vielen Entwicklungen ein wichtiger Bestandteil, insb. um Demonstrationsmöglichkeiten für eine Technologie zu haben. Dies kann zu Beginn über Nischenmärkte passieren.
Defizite bei einzelnen Kriterien können im Rahmen eines Portfoliomanagements bzw. Programms gezielt angesprochen und effektiv und effizient bearbeitet werden.
3.4.1
3.4.1.1
Technologien zur Stromproduktion
Photovoltaik
Dieser Sektor kann eindeutig als wichtiger Bereich für österreichische Unternehmen und
Forschungseinrichtungen identifiziert werden. Die Marktentwicklung der letzten Jahre (die
installierte PV-Kapazität hat sich innerhalb von fünf Jahren mehr als verzehnfacht), kurzfristige Markteinschätzungen (jährlich werden in den nächsten fünf Jahren etwa 36 GW installiert werden) wie auch Szenarien über 2030 hinaus versprechen einen wichtigen weltweiten
Markt.
Die Herstellung von Modulen ist auf Grund der stark zunehmenden Konkurrenz aus China
unter Druck geraten, die heimische Produktion ging von 2010 auf 2012 um ein Drittel zurück,
während sich der Inlandsmarkt im selben Zeitraum verdreifachte (vgl. Kap. 3.3.2.2). Die
steigende internationale Nachfrage ermöglicht aber österreichischen Zulieferern, die praktisch entlang der gesamten Wertschöpfungskette aufgestellt sind, interessante Absatzmöglichkeiten.
215
Im Bereich der Photovoltaik finden sich einige technologische Optionen in teilweise noch
sehr frühen Entwicklungsstadien. Dieser Bereich ist somit sehr forschungsintensiv. Österreichische Forschungseinrichtungen sind hier nur punktuell vertreten, verglichen mit anderen
Nationen ist Österreich hier ein kleiner Player im Bereich F&E.
In manchen Bereichen der Zuliefer- bzw. Komponentenhersteller (wie z.B. Folien, Wechselrichter) deuten eine hohe Exportrate und gute Produktionszahlen österreichischer Unternehmen auf sehr gute internationale Wettbewerbsfähigkeit hin, die aber abgesichert werden
muss. Besonders Bereiche mit hoher Wertschöpfung wie die Gebäudeintegration von PV
bieten hier für österreichische Unternehmen Potenzial für die Zukunft. Die Massenproduktion
selbst wird immer mehr unter Druck geraten und in Länder mit billigeren Lohnstückkosten
ausgelagert werden. Hier sollte die heimische Forschungsinfrastruktur in Richtung Spezialisierung angepasst werden und die notwendigen Kompetenzen für F&E und Innovation
bereitstellen können.
Firmen und Forschungseinrichtungen können als vergleichsweise gut vernetzt bezeichnet
werden, die nationale Technologie-Roadmap bedarf aber dringend einer Überarbeitung (vgl.
Kap. 3.2.3). Grundsätzlich steht in Österreich auch ein interessanter Heimmarkt zur Verfügung, der wichtige Nischenmärkte für die Entwicklung bis hin zu einer breiteren Marktdurchdringung von innovativen Lösungen ermöglichen kann.
Das BMWFJ hat insbesondere über das Instrument der CD-Labors in den letzten Jahren
einige Entwicklungen im Bereich PV gefördert (CD-Labors: Nanokomposit-Solarzellen, läuft;
Sulfosalze, 2011 ausgelaufen), auch finden derzeit Entwicklungen im Programm COMET
statt (z. B. K-Projekt IPOT – Intelligent Photovoltaic mOdule Technologies; vgl. Kap.
3.2.4177).
3.4.1.2
Windenergie
Die Marktentwicklung der letzten Jahre, kurzfristige Markteinschätzungen wie auch Szenarien über 2030 hinaus versprechen einen wichtigen weltweiten Markt, rund 40 GW wurden
zuletzt und werden in den nächsten Jahren jährlich installiert. Die IEA hat im Oktober 2013
ihre Einschätzung der Rolle der Windenergienutzung deutlich nach oben korrigiert. Ging sie
2009 noch davon aus, dass der Anteil der Windkraft am Strommarkt im Jahr 2050 etwa 12%
ausmachen wird, rechnet sie mittlerweile mit 18%.
Mehr als 120 österreichische Unternehmen sind primär als Zulieferer und Dienstleister
internationaler Konzerne tätig und stehen damit ebenfalls im internationalen Wettbewerb.
Die österreichische Zulieferindustrie ist führend in den Bereichen Windkraftgeneratoren,
Steuerungen, Windkraftanlagendesign, High-Tech-Werkstoffe und komplette Windkraftanlagenkonzepte. Die Innovationstätigkeiten können nur schwer abgeschätzt werden: Der Sektor
ist kaum vernetzt, verfügt in Österreich über keine Technologie-Roadmap, und mögliche
Innovationen werden oft nicht unter „Windenergienutzung“ erfasst, da Produkte auch für
andere Bereiche eingesetzt werden können (z.B. Generatoren,...). Auch liegen keine detaillierten Informationen über die Produktion der Zulieferer vor, mit ersten belastbaren Zahlen
wird erst Mitte 2014 gerechnet. Es ist zu vermuten, dass die Umsätze aus dem Export der
Zulieferfirmen die Wertschöpfung aus der Anlagenerrichtung in Österreich selbst im bisherigen Spitzenjahr 2012 übertreffen (2012 wurden fast 300 MW an Windleistung installiert,
2013 wird dieser Wert noch deutlich übertroffen) und zusammen bis zu einer halben Milliarde Euro ausmachen. Die entsprechenden Umsätze werden jedoch in Studien und Erhebun-
216
gen sehr unterschiedlich eingeschätzt, eine Beurteilung und eine Reihung mit anderen
Zukunftsbereichen sind in dieser Arbeit daher nicht zielführend möglich.
Insgesamt dürfte es aber zahlreiche Ansatzpunkte geben, um in diesem wachsenden und
schon großen Bereich auch in Zukunft erfolgreich tätig sein zu können.
F&E-Projekte aus dem Einflussbereich des BMWFJ konnten nur im Jahr 2010 in geringerem
Umfang (150.000 Euro) identifiziert werden. In den übrigen Jahren von 2008 bis 2012 gab es
keine ausgewiesenen Aktivitäten. Insgesamt sind die Ausgaben der öffentlichen Hand für
F&E im Bereich Windkraft eher gering, im Jahr 2012 fielen sie auf unter eine halbe Million
Euro (Indinger, 2013). Ob durch dieses niedrige F&E-Niveau bzw. die geringe vorhandene
Forschungsinfrastruktur die Rolle der über 120 Zulieferer abgesichert werden kann, ist
fraglich. Eine Verbesserung der Vernetzung und Positionierung könnte eine nationale
Roadmap Windenergietechnologie bringen, die ab Jänner 2014 im Auftrag des Klima- und
Energiefonds erarbeitet wird.
3.4.1.3
Wasserkraft
Die mittel- bis langfristig zu erwartenden Steigerungsraten sind verglichen mit anderen
erneuerbaren Energieträgern eher gering, das jährlich mögliche Geschäftsvolumen auf
Grund des hohen derzeitigen Niveaus aber beachtlich: Der Zubau lag 2012 mit etwa 30 GW
in der Größenordnung von PV und Windkraft, auf Grund der höheren Investitionskosten pro
installierter Leistung aber von den Umsätzen her darüber. In den nächsten fünf Jahren sind
jedenfalls lt. IEA jährliche Zuwächse zwischen 35 GW und 50 GW zu erwarten. In manchen
langfristigen Szenarien kann die Wasserkraft ihren Anteil an der Stromerzeugung bis 2035
sogar weltweit noch deutlich ausbauen und bis zu 20 % erreichen (vgl. Kap. 3.1.3).
Bei der Nutzung der Wasserkraft kann Österreich Technologieführerschaft vorweisen, was
eine Einschätzung als Zukunftsbereich gerechtfertigt erscheinen lässt. Der Unternehmenssektor in Österreich weist hier einige Akteure und Zulieferer auf, ist aber insbesondere durch
einen weltweit tätigen Konzern mit Hauptsitz und Stammhaus in Österreich geprägt. Da die
meisten Kapazitätszuwächse außerhalb Europas stattfinden werden, ist hier die Tätigkeit als
international aufgestellter Konzern für eine Markterschließung fast schon Voraussetzung.
Die Wasserkraftbranche konnte erstmals im Herbst 2013 ihre Innovationsmöglichkeiten in
der Hydro Equipment Technology Roadmap konkretisieren (siehe Abschnitt 3.2.3), es besteht entgegen früheren Einschätzungen doch noch einiger Bedarf an F&E.
Da Pumpspeicherkraftwerke derzeit die kostenmäßig attraktivste Technologie zur Speicherung im Stromsystem darstellen, sind auch hier die Wachstumschancen durch steigenden
Speicherbedarf gegeben.
Da die Technologien des Bereiches „Meeresenergie“ in hohem Maße auch auf klassischen
Wasserkraft-Technologien (Turbinen etc.) beruhen, wird das zukünftige Marktvolumen
dadurch ebenfalls vergrößert, zahlreiche weitere F&E und Innovationsanstrengungen werden hierfür aber notwendig sein (Materialien und Korrosion, verringerte Wartung etc.).
F&E-Projekte aus dem Einflussbereich des BMWFJ konnten in den Jahren 2008 bis 2012
nicht identifiziert werden. Die Ausgaben der öffentlichen Hand in Österreich für F&E beweg-
217
ten sich in den letzten Jahren durchwegs auf niedrigem Niveau, nur 2009 und 2010 wurden
jeweils etwa 1,8 Mio. Euro ausgegeben (Indinger, 2013).
3.4.2
3.4.2.1
Technologien zur Bereitstellung von Wärme bzw. Wärme/Strom (KWK)
Solarthermie
Im Gegensatz zur elektrischen Nutzung der Sonnenenergie stellt sich die Situation bei der
thermischen Nutzung der Sonnenenergie für Warmwassererzeugung, Raumwärme etc. zum
Teil deutlich anders dar.
Absatz und Einschätzung der Marktentwicklung sind nicht ganz so dynamisch wie bei PV,
aber ebenfalls vielversprechend. Die Zuwächse der letzten fünf Jahre führten zu einer Verdopplung der Leistung der installierten Systeme, 2012 wurde in der Solarthermie etwas mehr
Leistung installiert als bei der PV, nämlich knapp über 30 GW thermisch. Die IEA sagt für die
nächsten fünf Jahre durchschnittliche Wachstumsraten von +14% voraus. Das zeigt, dass
die Solarthermie weltweit sowohl energie- als auch technologiepolitisch ein wichtiger Bereich
ist, der aber oft unterschätzt wird. Die langfristigen Marktaussichten der Solarthermie werden
immer mehr von den Entwicklungen im Bereich der PV bestimmt, zu der sie sich inzwischen
in Konkurrenz befindet (sowohl über die verfügbaren Flächen an Gebäuden, aber auch zur
Wärmebereitstellung mit Überschussstrom und Wärmepumpen).
Solarthermie kann von Unternehmens- als auch von Forschungsseite (noch) als österreichische Technologieführerschaft bezeichnet werden, wobei der Konkurrenzdruck aus China
deutlich zunimmt. Die Produktion in Österreich ist durch ein großes Unternehmen bestimmt
(2/3 der gesamten nationalen Produktion an verglasten Flachkollektoren), die Branche gilt
jedoch als gut vernetzt. Der Forschungsbedarf ist zwar verglichen mit PV deutlich geringer,
Durchbrüche bei der Entwicklung von Wärmespeichern können hier aber neue Anwendungsbereiche erschließen.
Der Inlandsmarkt war in den letzten Jahren deutlich rückläufig, dies wird vor allem kleinere,
nicht so exportorientierte Unternehmen unter Druck bringen, da auch die Installationen in
den Nachbarländern Deutschland, Italien und Schweiz zurückgingen, die dynamischen
Märkte sich aber außerhalb Europas befinden (insb. China). Unter anderem auf Grund
fehlender Vertriebs- und Servicesysteme ist das jedoch für viele KMU ein nicht zu erschließender Markt. Die Entwicklungen sind auch am Umsatz der Branche ablesbar: dieser betrug
im Jahr 2008 noch etwa 600 Mio. Euro, 2012 lag er unter 400 Mio. Euro.
Entscheidende Fortschritte können hier auch über Durchbrüche bei Materialien für Wärmespeicher erzielt werden (siehe weiter unten).
F&E-Projekte aus dem Einflussbereich des BMWFJ spielten in diesem Themenfeld eine
eher geringe Rolle, jeweils 2008 und 2010 konnten rund 200.000 Euro an Fördergeldern
identifiziert werden, die über FFG und AWS abgewickelt wurden (Indinger, 2013).
3.4.2.2
Nutzung forstlicher Biomasse für die Produktion von Wärme und/oder Strom
Von der IEA wird die Strom- wie auch die Wärmeerzeugung aus Biomasse in den nächsten
Jahren als moderat wachsender Markt eingeschätzt (Strom +6% jährlich, Wärme +3%
jährlich). Neben den im kleineren Bereich zur Heizung eingesetzten Öfen sind hier vor allem
Kessel von Bedeutung, die einen Leistungsbereich von wenigen kW bis 1 GW umfassen.
218
Der Anteil an der Stromerzeugung, der 2035 durch Biomasse abgedeckt werden kann, liegt
in fast allen derzeitigen Szenarien über dem der Photovoltaik. Die Einschätzung für die PV
musste zwar in den letzten Jahren immer wieder nach oben korrigiert werden, vieles deutet
aber darauf hin, dass die Nutzung der festen Biomasse mittel- bis langfristig eine wichtige
Rolle spielt, da diese Technologie auch für den Wärmebereich von großer Bedeutung ist.
Grundsätzlich hat die Biomasse den Vorteil, dass die Stromproduktion aus diesem Energieträger (nicht wie bei anderen intermittierend und schwerer prognostizierbaren Erneuerbaren
wie Wind und PV) besser planbar bzw. der Nachfrage anpassbar ist. Die Stromproduktion
aus der Biomasse kann daher von großer Bedeutung sein, um einen deutlich höheren Anteil
der Erneuerbaren an der Stromproduktion erreichen zu können. Es gibt zwar eine Nutzungskonkurrenz mit anderen Industrien, aber nicht mit dem Futter- und Nahrungsmittelbereich.
Insbesondere im Bereich der Kesselherstellung liegt eine österreichische Technologieführerschaft vor, zahlreiche Firmen sind im Bereich der Kessel für die Wärmeproduktion bzw KWK
tätig. Unterstützt wird das durch breite Forschungstätigkeit (hier ist das BMWFJ insbesondere über ein K1-Zentrum von COMET, nämlich Bioenergy2020+ substanziell in der Finanzierung dieses Sektors beteiligt). Die einzig vorliegende nationale Technologie-Roadmap
umfasst nur die Erzeugung von Wärme (und die damit verbundene Bereitstellung von Kälte).
3.4.3
Produktion flüssiger bzw. gasförmiger Energieträger sowie anderer Wertstoffe
Anmerkung: Die Produktion energetisch nicht nutzbarer Wertstoffe wird nur betrachtet, wenn
durch die Produktion (z. B. kaskadische Nutzung) die Gesamtökonomie des Prozesses
deutlich verbessert wird. Dies betrifft insb. die Bereiche „Bioraffinerie” sowie „Carbon Capture and Usage (CCU)”.
3.4.3.1
Biotreibstoffe der nächsten Technologie-Generationen
Der Marktanteil der Technologien der sogenannten zweiten Generation zur Produktion von
Biotreibstoffen ist derzeit noch sehr gering, diese Technologien sind im Pilot- oder Demonstrationsstadium. Langfristig sind die zu erwartenden Märkte für diese Technologien aber
vielversprechend, die derzeitige Technologie der Produktion von Ethanol bzw. Biodiesel aus
zucker- bzw ölhaltigen Biomasse-Fraktionen wird stark an Bedeutung verlieren. Einer der
großen Vorteile der Technologien der nächsten Generationen ist, dass sie durch die Nutzung anderer Biomassefraktionen wie Zellulose nicht in Nutzungskonkurrenz mit der Produktion von Futter- und Nahrungsmitteln stehen werden.
Diese Technologieumstellung wird eine Herausforderung für österreichische Firmen sein, die
derzeit im Bereich der Produktionstechnologien von Bioethanol und Biodiesel zu den Weltmarktführern zählen. Für die nächsten Technologiegenerationen wird die Beherrschung
weiterer Bereiche (wie Enzyme, Syntheseverfahren etc.) von großer Bedeutung sein, wo es
in Österreich aber schon teilweise gute F&E-Kompetenz gibt (COMET: Bioenergy 2020+).
3.4.3.2
Elektrolyse von Wasserstoff
Im Bereich der Forschung und Entwicklung verschiedener Elektrolyseverfahren sind österreichische Forschungsinstitute und Unternehmen eher unterrepräsentiert. Entwicklungen
zum Einsatz von Wasserstoff als saisonaler Speicher mit der systemtechnischen Einbindung
von Elektrolyse, Speicher und Brennstoffzelle in das Heizungssystem sowie einer möglichen
219
Netzeinspeisung finden aber in österreichischen Unternehmen statt. Diese Entwicklungen
haben derzeit das Demonstrationsstadium erreicht (TRL 8).
3.4.3.3
Mikroalgen
Die Nutzung von Mikroalgen, um in einem biogenen Prozess mithilfe der Sonneneinstrahlung über die Photosynthese Kohlendioxid zu binden und auch höherwertige Wertstoffe inkl.
Biokraftstoffe zu erzeugen, ist ein vielversprechendes Forschungsfeld. In Österreich sind
hier sowohl Firmen als auch Forschungsinstitute involviert, die Arbeiten reichen von der
Grundlagenforschung bis zur Pilotanlage (Bruck an der Leitha).
Eine zukünftige Nutzungsmöglichkeit ist auch die Produktion von Wasserstoff in einem
nährstoffarmen Prozess (Biophotolyse). Die derzeit erzielten Ausbeuten sind noch gering.
Wichtig für eine zukünftige Markterschließung wird neben Grundlagenforschung und prozesstechnischer Optimierung auch sein, dass mehrere Produkte und Dienstleistungen
kombiniert angeboten werden können (z. B. Abgasreinigung plus Reduktion von Kohlendioxid plus Produktion von Wertstoffen), um mit dieser Technologie wettbewerbsfähig sein
zu können.
3.4.3.4
Photokatalyse
Photokatalysatoren katalysieren unter der Einwirkung von Licht chemische Reaktionen auf
ihren Oberflächen. Die direkte Spaltung von Wasser zur Produktion von Wasserstoff hat
derzeit nur einen sehr geringen Wirkungsgrad, die Arbeiten (inkl. Materialforschung für
Katalysatormaterialien) befinden sich im Bereich der Grundlagenforschung. Mittelfristig sind
hohe Wirkungsgrade denkbar. Das BMWFJ ist hier über die Finanzierung eines CD-Labors
aktiv, an dem mit Unterstützung eines internationalen Konzerns mit Hauptsitz in Österreich
an einer renomierten englischen Universität geforscht wird.
3.4.4
3.4.4.1
Übertragung, Speicherung und Verteilung
Elektrische Netze
In Szenarien der IEA ist der hohe Bedarf für Erneuerung, Um- und Ausbau der Übertragungs- und Verteilungsnetze ausgewiesen: Bis 2035 wird mit einem Investitionsvolumen von
über 7.000 Mrd. US$ gerechnet (davon über 40% für den Ersatz veralteter Infrastruktur).
Über Umsätze und Produktionszahlen im Bereich der Technologien der elektrischen Netze
weisen Erhebungen und Statistiken keine belastbaren Zahlen für Österreich aus. Stärkefelder im Bereich der Forschung und Unternehmen (z. B. Transformatoren) sind aber zweifellos vorhanden. Insbesondere der Bereich der neuen innovativen Lösungen im Netzbereich
– oft mit „Smart Grids“ umschrieben – konnte sich in Österreich bündeln und positionieren.
Einer Roadmap aus dem Jahr 2010 folgte ein (undatiertes) innovationsbezogenes Forderungspapier der Technologieplattform, die sich im Juni 2013 als Verein „Technologieplattform Smart Grids Austria“ organisierte. Ein großer Teil der zahlreichen Projekte in Österreich
zum Thema Smart Grids befindet sich derzeit in der Feldtestphase, womit Österreich international zu den Vorreitern zählt.
Seit 2008 konnten mehrere Jahre mit substantiellen Ausgaben für F&E-Projekte aus dem
Einflussbereich des BMWFJ identifiziert werden (mit Aufwendungen von insg. über 1 Mio.
220
Euro), es gibt für diesen Forschungsbereich relevante CD-Labors (Smart Grid Privacy) oder
COMET (Green Storage Grid). Insgesamt nahmen die Forschungsausgaben der öffentlichen
Hand in diesem Bereich in den letzten Jahren deutlich zu und erreichten im Jahr 2012 bereits über 16 Mio. Euro, hier sei auch die Errichtung eines Netz-Labors am AIT genannt. Es
wird erwartet, dass die EU-Kommission im Jahr 2014 ein ERA NET zu Smart Grids ausschreiben wird und Österreich darin eine maßgebliche Rolle – wenn nicht gar die Koordination – übernehmen wird.
3.4.4.2
Elektrische Speichertechnologien
Speichertechnologien werden in zukünftigen Energiesystemen lt. der Mehrheit der Szenarien
eine immer wichtigere Rolle spielen. Sie umfassen eine Vielzahl von möglichen Technologien und Konzepten, die bei den jeweiligen Technologien erfasst werden
■
Pumpspeicherkraftwerke (siehe Wasserkraft, Abschnitt 3.4.1.3)
■
Batteriespeichersysteme: Hier ist das BMWFJ mit einem CD-Labor zu Lithium-Batterien
für mobile Anwendungen fördernd tätig (siehe Elektrofahrzeuge, Abschnitt 3.4.5.1).
■
„Power to Gas“: siehe dazu Abschnitt 2 dieses Berichts
3.4.4.3
Wasserstoff-Erdgasmischungen in Pipelines und Speichern
Entsprechende Forschungsfragestellungen wurden dazu von der MU Leoben im Auftrag des
BMWFJ im Jahr 2011 erarbeitet.
3.4.4.4
Wärmespeicher
Wärmespeicher werden im zukünftigen Energiesystem in verschiedenen Dimensionen
benötigt. Im Gebäudebereich in kleinen Dimensionen zur Verbesserung der Betriebsweise
bzw. Rentabilität von Biomasseheizungen oder Mikro-KWK-Anlagen etc. sowie zur Integration von Solarenergie und Wärmepumpen. Für die saisonale Speicherung von Sonnenenergie
sind schon bedeutend größere Kapazitäten notwendig. Weiters werden große Wärmespeicher auch für Wohnanlagen und die Fernwärmeversorgung (in Wien wurde 2013 der weltweit erste Hochdruck-Wärmespeicher errichtet) verstärkt eingesetzt werden, auch bei der
Bereitstellung von Prozesswärme aus Erneuerbaren für die Industrie wird ihre Bedeutung
wachsen.
Ein besonderer Treiber der Entwicklungen ist hier, dass zukünftige Wärmespeicher mit
deutlich weniger Platz auskommen müssen, da der Raum für Speicher bautechnisch auch
hohe Kosten verursachen kann. In zahlreichen Publikationen werden Speichermaterialien für
Wärmespeicher als besonders forschungsintensiv angesehen, viele Entwicklungen befinden
sich auf niedrigen TRL. Hier werden komplett neue Ansätze aus der Materialforschung
erwartet, auch prozesstechnisch sowie bei der Entwicklung neuer Wärmetauscher gibt es
große Herausforderungen. Österreich hat zahlreiche Unternehmen im Bereich der Produktion von Wärmespeichern aufzuweisen. Bei der Forschung und Entwicklung neuer Materialien
etc. besteht derzeit aber eher ein Defizit, das durch gezielten Kompetenz- und Infrastrukturaufbau gemindert werden sollte.
221
3.4.5
Endverbrauch
Anmerkung: Auftragsgemäß wurden in dieser Studie im Bereich des Endverbrauchs nur die
Elektrofahrzeuge erfasst. F&E-Fragestellungen im Bereich des Energieeinsatzes bzw.
Endverbrauchs in Gebäuden und der Industrie sind hier daher nicht dargestellt.
3.4.5.1
Elektrofahrzeuge
Unter diesem Begriff werden verschiedene Antriebstechnologien subsummiert (reine EFahrzeuge, Hybrid, Plug-in-Hybrid, Range Extender sowie Brennstoffzellenfahrzeuge). Eine
beginnende Marktdurchdringung findet derzeit in Österreich über Hybridfahrzeuge statt, die
bei Neuzulassungen einen Marktanteil von derzeit etwa 1% haben. Die Marktanteile bzw.
verfügbaren Produkte aus den anderen Bereichen sind derzeit noch gering. Da in den
nächsten Jahren attraktive Fahrzeuge auf den Markt kommen werden, kann mit einer Beschleunigung der Marktdurchdringung gerechnet werden. Eine Verbesserung des
Preis/Leistungsverhältnisses ist hierbei von entscheidender Bedeutung. Da viele Roadmaps
(national, EU) deutliche Reduktionen der CO2-Emissionen auch im Verkehrsbereich vorsehen, wird mit unterstützenden Maßnahmen zu rechnen sein, da diese Reduktionen nur über
E-Fahrzeuge (mit Strom aus THG-neutralen Prozessen) erreicht werden können.
Dieser Sektor stellt auch interessante Entwicklungs- und Absatzmöglichkeiten für den Zulieferbereich sowie Speichertechnologie inkl. Ladelösungen dar, in dem Österreich gut aufgestellt ist. Österreich ist hier im Unternehmensbereich (Automotive Cluster) gut vertreten und
hat auch zu diesem Thema CD-Labors (z.B. Lithium-Batterien) bzw. Zentren im COMETProgramm (K2 Mobility). Weiters ist auch die anwendungsorientierte Forschung, unterstützt
von Pilotaktivtäten in Modellregionen und sog. „Leuchttürmen“ der Elektromobilität international von Relevanz.
222
Integration erneuerbarer Energieträger ins Energiesystem
4 Integration erneuerbarer Energieträger ins
Energiesystem
Fluktuierende erneuerbare Energiequellen in das Stromversorgungssystem zu integrieren
stellt eine große Herausforderung dar. Erneuerbare Energien erfordern eine hohe Flexibilität,
Schnelligkeit und Anpassungsfähigkeit. Einzelne Technologien wie Speicherung, intelligente
Netze, Lastmanagement, flexible Kraftwerke usw. fungieren als sogenannte „Flexibilitätsbausteine“ für das Elektrizitätssystem. Die Verfügbarkeit und der Einsatz solcher Flexibilitätsoptionen im Elektrizitätssystem werden die Machbarkeit und das Tempo der Markt- und
Systemintegration erneuerbarer Energien stark beeinflussen. Die Marktintegration der erneuerbaren Energien erfordert neben einzelnen Technologien mehr und mehr geeignete
Systemlösungen, bei denen technologische, rechtliche und wirtschaftliche Aspekte Berücksichtigung finden. Die Systemlösungen müssen sicherstellen, dass das Zusammenspiel der
einzelnen Flexibilitätsbausteine stimmt und eine bereichsübergreifende Systemintegration
regenerativer Stromerzeugung zur Versorgungssicherheit, Wettbewerbsfähigkeit und Umweltverträglichkeit beiträgt. Die Bereitstellung der Flexibilität und die Neugestaltung des
Strommarktes werden zunehmend in einem Europäischen Kontext stattfinden.
Die jetzigen Lösungsansätze der System- und Marktintegration der Erneuerbaren finden im
Rahmen eines Elektrizitätssystems statt, welches für eine zentrale, größtenteils nicht fluktuierende Stromerzeugung konzipiert wurde. In Zukunft müssen neue Elektrizitätssysteme und
Märkte entstehen, welche auf die Eigenschaften der erneuerbaren Energien angepasst
werden. Da die Systemverantwortung auf eine zunehmende Anzahl von Marktteilnehmern
verteilt wird, werden die Gestaltung der Schnittstellen zwischen den Flexibilitätsbausteinen
und das Design der entsprechenden Marktregeln und energiepolitischen Rahmenbedingungen zu komplexeren Aufgaben.
In diesem Kapitel werden die wichtigsten EU-Rahmenbedingungen und energiepolitischen
Entwicklungen für den EU-Elektrizitätsbinnenmarkt und die Förderung von erneuerbaren
Energien beschrieben. Weiters wird die entsprechende Rechtslage in Österreich dargestellt.
Darüber hinaus wird auf die Rolle von grenzübergreifenden Netzkapazitäten eingegangen.
Fördersysteme für Strom aus erneuerbaren Energiequellen (EE) werden hinsichtlich ihrer
prinzipiellen Wirkungsweisen und ihrer Stärken und Schwächen beschrieben. Darüber
hinaus werden bisherige Erfahrungen mit Fördersystemen erläutert, und Empfehlungen
hinsichtlich einer Weiterentwicklung des Ökostromgesetzes abgeleitet. In diesem Zusammenhang werden technische, ordnungsrechtliche und ökonomische Handlungsspielräume
hinsichtlich Optimierung der Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen
mittels Einspeisetarifen (Feed-in tariffs – FIT) anhand verschiedener Zieldimensionen und
Ansätze diskutiert. Im Vordergrund steht dabei eine Beibehaltung und Weiterentwicklung/Optimierung des Österreichischen Ökostromgesetzes (ÖSG). Ausgewählte Technologien, welche die Marktintegration der erneuerbaren Energiequellen ermöglichen können,
werden ebenfalls dargestellt. Aus dieser Analyse werden Empfehlungen für die österreichische Energie- und Technologiepolitik abgeleitet.
223
4.1 Rechtliche Aspekte
Die Förderung erneuerbarer Energien und die Entwicklung eines gesamteuropäischen
Strombinnenmarktes sind Hauptziele der EU-Klima- und Energiepolitik.
Obwohl einige gut funktionierende regionale Elektrizitätsmärkte existieren, ist die EU von
einem gemeinsamen Elektrizitätsbinnenmarkt noch ein Stück entfernt. Weiters bringt die
Erhöhung des Erneuerbaren-Anteils an der Stromerzeugung Auswirkungen auf den Strommarkt, die Strompreise und die EU-Infrastruktur mit sich. Aus diesen Gründen wird die
Integration der erneuerbaren Energien in den Elektrizitätsmarkt mehr und mehr zu einem
Schwerpunkt der derzeitigen und zukünftigen Energiepolitik der EU (Europäische Kommission, 2012a).
Die Integration der Erneuerbaren in den Elektrizitätsmarkt erfordert ein hohes Maß an Flexibilität. Verbrauch und Erzeugung müssen flexibel und schnell auf ein zu großes oder geringes Angebot an Strom aus erneuerbaren Energiequellen (v.a. Wind- und Sonnenstrom)
reagieren und sich an die wechselnden Wind- und Sonnenverhältnisse anpassen (siehe z.B.
AG Interaktion der Plattform Erneuerbare Energien (2013), Neubarth (2011)).
Derzeit wird ein signifikanter Teil der Erneuerbaren-Kapazitäten abseits der Strommärkte
vermarktet und ist somit zumindest teilweise von Marktrisiken befreit. Gleichzeitig reagieren
diese vom Markt entkoppelten Anlagen nicht auf Preissignale an der Strombörse. Als Folge
wird die Stromeinspeisung weder an den herrschenden Preis noch an den Strombedarf
angepasst. Mit zunehmender Marktreife und Wettbewerbsfähigkeit können Erneuerbare
Energiequellen verstärkt Marktrisiken übernehmen. Damit können Marktsignale bei Investitionsentscheidungen und Einsatzplanung berücksichtigt werden.
In diesem Kapitel werden die wichtigsten EU-Rahmenbedingungen und energiepolitischen
Entwicklungen für den EU-Elektrizitätsbinnenmarkt und die Förderung von erneuerbaren
Energiequellen beschrieben. Weiters wird die entsprechende Rechtslage in Österreich
dargestellt.
4.1.1
Der Europäische Elektrizitätsbinnenmarkt
Zwischen 1996 und 2009 hat die Europäische Union drei Legislativpakete zur Harmonisierung und Liberalisierung des EU-Energiebinnenmarkts verabschiedet. Sie betrafen die
Themen Marktzugang, Transparenz und Regulierung, Verbraucherschutz, Förderung der
grenzüberschreitenden Zusammenarbeit und Versorgungssicherheit. Diese Regelungen
öffneten die Gas- und Strommärkte der Mitgliedstaaten für neue Anbieter und ermöglichen
den Geschäfts- und Privatkunden die freie Wahl des Anbieters. Das erste Energiebinnenmarktpaket (Richtlinie 96/92/EG betreffend gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und Richtlinie 98/30/EG betreffend gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt) wurde 2003 durch ein zweites Legislativpaket ergänzt, mit dem die Gas- und
Strommärkte der Mitgliedstaaten für neue Anbieter geöffnet wurden und den Verbrauchern
die freie Wahl des Gas- und Stromanbieters ermöglicht wurde. Durch die Verabschiedung
des 3. EU-Binnenmarktpakets im Jahre 2009 wurden die rechtlichen Rahmenbedingungen
für den Energiebinnenmarkt neu gestaltet. Das 3. Energiebinnenmarktpaket besteht aus
folgenden Rechtsakten:
224
■
Verordnung (EG) Nr. 713/2009 zur Gründung einer Agentur für die Zusammenarbeit der
Energieregulierungsbehörde
■
Verordnung (EG) Nr. 714/2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel
■
Verordnung (EG) Nr. 715/2009 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen
■
Richtlinie 2009/72/EG über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt
(Europäische Union, 2009a)
■
Richtlinie 2009/73/EG über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt
Schwerpunkte des dritten Binnenmarktpaketes sind verschärfte Regelungen der Entflechtung von Übertragungsnetzbetreibern und Fernleitungsunternehmen, wobei die Unabhängigkeit der Übertragungsnetzbetreiber und Fernleitungsunternehmen durch eine Reihe von
Maßnahmen sichergestellt werden soll. Weitere Schwerpunkte betreffen Konsumentenschutz/Energiearmut, die Ausweitung der Kompetenzen der Regulierungsbehörde, die
Einführung einer entfernungsunabhängigen Tarifierung von Gastransporten über Fernleitungsnetze (Entry/Exit-Tarifierung), Smart Metering sowie die Schaffung einer Agentur zur
Zusammenarbeit der Regulierungsbehörden (ACER).
Die Gas- und die Stromrichtlinie des dritten EU-Binnenmarktpakets war bis März 2011 von
den Mitgliedstaaten in nationales Recht umzusetzen. Die EU hat sich bis 2014 die
Vollendung des Energiebinnenmarktes zum Ziel gesetzt. Die Mitgliedstaaten machen aber
nur langsame Fortschritte, womit bis 2014 diese Zielsetzung schwer zu erreichen sein wird
(Europäische Kommission, 2012b).
Die vier wesentlichen Elemente der Regulierung des EU Energiebinnenmarktes sind wie
folgt (E-Control, 2011a):
■
Entflechtung von vertikal integrierten Unternehmen, wobei der Netzbetrieb von den
Erzeugungs- und Versorgungstätigkeiten getrennt wird.
■
Diskriminierungsfreier Netzzugang für Dritte, um zu vermeiden, dass ein vertikal integriertes Energieversorgungsunternehmen den Netzzugang für andere Lieferanten blockiert.
■
Grenzüberschreitender Handel als Basis für den EU-Energiebinnenmarkt: Ein gemeinsames EU-Regelwerk soll u.a. Engpassmanagement, Kapazitätsvergabe und Tarifgestaltung bei grenzüberschreitender Strom- und Gasübertragung einheitlich festlegen.
Der Aus- und Umbau der Energienetze soll vorangetrieben werden, als Voraussetzung
dafür, dass Strom und Gas grenzüberschreitend gehandelt und transportiert werden
können.
■
Schaffung eines institutionellen Netzwerks von Regulierungs- und Kontrollinstanzen:
–
Die Energieregulierungsbehörden der EU-Mitgliedstaaten üben die Aufsicht über
und Kontrolle der rechtlichen Bestimmungen aus.
–
Die Zusammenarbeit der Übertragungsnetzbetreiber wurde über das Europäische
Netzwerk der Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-e rechtsverbindlich geregelt.
225
–
Die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER)
wurde gegründet, wo VertreterInnen der nationalen Regulierungsbehörden an
Regulierungsentscheidungen auf europäischer Ebene mitwirken.
–
Die Europäische Kommission (EU-Kommission) spielt auch eine Rolle in der
Regulierung der EU-Energiemärkte.
In Österreich wurden die Vorgaben der EU für den Elektrizitätsmarkt u.a. durch das Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz (ElWOG) und seine Novellen, sowie das EnergieControl-Gesetz umgesetzt (siehe unten).
Einer der Schwerpunkte im 3. EU-Energieliberalisierungspaket war die Schaffung von Rahmenbedingungen zur Verstärkung der Zusammenarbeit und Koordination der Übertragungsnetzbetreiber sowie der Regulierungsbehörden untereinander. Einige Teilbereiche wurden in
Verordnungen über den grenzüberschreitenden Stromhandel festgelegt. So legt z.B. die
Verordnung EG Nr. 714/2009 Regeln für den grenzüberschreitenden Stromhandel fest, um
den Wettbewerb auf dem Elektrizitätsbinnenmarkt zu verbessern und die Harmonisierung zu
fördern. (Europäische Union, 2009b) Weiters führt die Verordnung EG 838/2010 einen
Mechanismus für den Ausgleich der Kosten der Übertragungsnetzbetreiber (ITC72
Mechanismus) für die Durchleitung grenzüberschreitender Stromflüsse ein. Die Übertragungsnetzbetreiber leisten Beiträge zum ITC-Fonds im Verhältnis des absoluten Wertes der
Nettoflüsse (Importe und Exporte) in sämtlichen nationalen Übertragungsnetzen. Diese
Verordnung legt außerdem die Höhe der von den Erzeugern zu zahlenden durchschnittlichen jährlichen Übertragungsentgelte fest (Europäische Kommission, 2010a).
Als Zwischenschritt für den EU-Elektrizitätsbinnenmarkt wurden 2006 mehrere regionale
Initiativen gegründet. Dadurch sollen auf regionaler Ebene gemeinsame Regeln und ein
gemeinsamer Markt geschaffen werden. In einem nächsten Schritt sollen diese Regionen zu
einem einzigen Elektrizitätsbinnenmarkt zusammengeführt werden. (E-Control, 2011a) Die
regionalen Initiativen sollen gemeinsam daran arbeiten, bis zum Jahr 2015 die Marktkopplung („Target Electricity Model“) in der EU vollständig abzuschließen, um die Marktintegration voranzubringen (Europäische Kommission, 2010b). Die Marktkopplung erlaubt die Opti73
mierung der Zuteilung von Kapazitäten an Grenzkuppelstellen dank eines koordinierten
Preisfindungsmechanismus. Die Börsen nutzen anschließend die an den Grenzstellen
verfügbare Kapazität, um Preisunterschiede zwischen zwei oder mehr Marktgebieten zu
74
minimieren.
Die Strommarktkopplung existiert bisher nur auf regionaler Ebene
(ACER/CEER, 2012, siehe Abbildung 4-1).
72
73
74
Inter-Transmission System Operator Compensation (ITC) Mechanism
Netzverknüpfungspunkte zwischen den EU-Mitgliedstaaten
Siehe z.B. EPEX SPOT (zugegriffen 08.9.2013): Marktkopplung. http://www.epexspot.com/de/Marktkopplung
226
Abbildung 4-1: Elektrizitätsmarktkopplung in Europa 2011. Quelle: ACER/CEER (2012)
Eine Studie im Auftrag der EU-Kommission (Booz&Company et al., 2013) kommt zu der
Schlussfolgerung, dass, jenseits der derzeit angestrebten Marktkopplung, langfristig eine
tiefere Marktintegration notwendig ist, um weitere Vorteile zu erzielen. Diese tiefere Marktintegration würde den kurzfristigen und langfristigen Stromhandel sowie den Handel mit
Strom aus erneuerbaren Energiequellen begünstigen, die internationale Ausgleichsenergieund Kapazitätsmärkte fördern und die Versorgungssicherheit erhöhen. Dafür wären beträchtliche Investitionen in den Netzausbau sowie der Einsatz von Smart Grids und intelligentes
Lastmanagement notwendig. Gemäß der EU-Kommission würde es in einem vollkommenen
integrierten Strommarkt Anreize geben, Kraftwerke dort zu bauen, wo es am günstigsten und
effizientesten ist. D.h. Erneuerbare-Energien-Kraftwerke würden dort gebaut, wo die Bedingungen am besten sind, um einen kosteneffizienten Ausbau zu ermöglichen (z.B. Solar PV
in Südeuropa, wo die Auslastungsfaktoren besser sind). Voraussetzung dafür ist es, dass
nationale Fördersysteme sich nicht marktverzerrend auswirken. In diesem Zusammenhang
wäre aus Sicht der EU-Kommission eine verbesserte Koordinierung und Harmonisierung der
Vergütungssysteme für erneuerbare Energien erforderlich, mit dem Ziel, einen EUStrombinnenmarkt im Bereich der erneuerbaren Energien zu schaffen.
227
Eine weitere Studie im Auftrag der EU-Kommission hat die Bedeutung von grenzübergrei75
fenden Ausgleichsmärkten herausgestrichen (Mott MacDonald and SWECO, 2013). Derzeit wird Ausgleichsenergie hauptsächlich von konventionellen Kraftwerken angeboten.
Weiters sind die Ausgleichsmärkte nur auf der nationalen Ebene vorhanden. Erneuerbare
könnten sich in Zukunft auch an Ausgleichsmärkten beteiligen. Grenzübergreifende Ausgleichsmärkte mit Beteiligung der erneuerbaren Energien können dazu beitragen, die Kosten
von Ausgleichsdienstleistungen zu reduzieren, die Systemverantwortung auf Marktteilnehmer in mehreren Ländern zu verteilen und die Integration fluktuierender erneuerbaren Energiequellen voranzutreiben.
Der Ausbau des grenzüberschreitenden Stromhandels hat nach wie vor Priorität in der EU.
Dieser kann einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit und zur Effizienz des Elektrizitätsbinnenmarktes leisten. Dabei sollen Alleingänge der Mitgliedstaaten im Sinne des
gesamteuropäischen Strombinnenmarktes verhindert werden.
Zur Sicherstellung eines zukünftigen effizienten EU-Elektrizitätsbinnenmarktes können u.a.
folgende Elemente einen Beitrag leisten (Graf, 2013):
■
Grenzüberschreitender Handel
■
Netzausbau
■
Integration und Systemverantwortung für Strom aus erneuerbaren Energiequellen im
Strombinnenmarkt
■
Anreize für flexible Erzeugung
■
Anreize für verbraucherseitige Beteiligung am Elektrizitätsmarkt
■
Grenzübergreifende Ausgleichmärkte
4.1.1.1
Mitteilung der EU-Kommission: ein funktionierender Binnenmarkt 2012
Am 15. November 2012 legte die EU-Kommission die Mitteilung „Ein funktionierender Energiebinnenmarkt“ vor (Europäische Kommission, 2012c). Dabei betont die EU-Kommission,
dass die EU im Hinblick auf das Ziel, einen EU-Binnenmarkt für Strom und Gas zu schaffen,
nicht auf Kurs ist. Um einen funktionierenden Energiebinnenmarkt Realität werden zu lassen, bedarf es u.a. der Schaffung von grenzüberschreitenden Märkten für Erdgas und Strom
in allen Teilen der EU, der Umsetzung der Pläne zur Vervollständigung und Modernisierung
der Netze sowie zur Schaffung intelligenter Netze. Auf der Grundlage dieser Mitteilung
schlägt die Kommission einen Aktionsplan vor, der u.a. folgende Maßahmenbereiche
umfasst:
■
Umsetzung der Richtlinien des dritten Energiepakets und Anwendung der dazugehörigen Verordnungen
■
Unterstützung der Verbraucher und Stärkung ihrer Handlungskompetenz
75
Ausgleichsmärkte dienen dazu, die kurzfristig auftretenden Ungleichgewichte zwischen Stromangebot und nachfrage fortlaufend auszugleichen. Bei einem innerhalb der Ausgleichsperiode auftretenden Ungleichgewicht
bieten die Erzeuger je nach Bedarfsfall eine Mehr- oder Minderleistung an.
228
■
Annahme und Umsetzung der Netzkodizes (für Strom sollen diese u.a. folgende Elemente beinhalten: Regeln für Kapazitätsvergabe und Engpassmanagement, Regeln für
die längerfristige Kapazitätsvergabe, Regeln für den Netzanschluss, Systembetrieb)
■
Verabschiedung und Umsetzung des Energieinfrastrukturpakets
■
Ausarbeitung nationaler Aktionspläne für die Realisierung intelligenter Netze
■
Analyse der Investitionsanreize im Elektrizitätssektor und der Angemessenheit der
Stromerzeugung im derzeitigen europäischen Rechtsrahmen
■
Aufstellung von Kriterien für die Bewertung und Gewährleistung der Übereinstimmung
der nationalen Kapazitätssicherungsmaßnahmen mit dem Binnenmarkt
■
Annahme von Leitlinien für die Förderregelungen für erneuerbare Energieträger
4.1.1.2
Verordnung „Leitlinien für eine transeuropäische Energieinfrastruktur“ 2013
Am 17.4.2013 haben das Europäische Parlament und der Europäischen Rat die Verordnung
über Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur verabschiedet (Europäische
Union, 2013).
Diese Verordnung ermöglicht die Auswahl von „Projekten von gemeinsamem Interesse“ zur
Erreichung der Klima- und Energieziele. Dabei handelt es sich um Vorhaben, die grenzüberschreitend sind oder für zwei oder mehr Mitgliedstaaten Vorteile bringen. Für diese Projekte
gilt ein beschleunigtes Genehmigungsverfahren. Jeder Mitgliedstaat benennt bis 16. Nov.
2013 eine einzige zuständige Behörde als Anlaufstelle für das gesamte Genehmigungsverfahren. Das gesamte Verfahren soll höchstens dreieinhalb Jahre dauern. Im Zeitraum 2014–
2020 können die Projekte auch für eine EU-Förderung im Rahmen der Fazilität „Connecting
Europe“ in Betracht kommen (Europäische Kommission, 2012c).
Die Verordnung gilt für vorrangige Stromkorridore, Gaskorridore, Erdölkorridore und thematische Gebiete im Bereich der Stromübertragungs-, Stromspeicher-, Gasfernleitungs-, Gasspeicher- und Flüssiggas- oder Druckgasinfrastruktur, intelligenter Netze, Stromautobahnen,
der Kohlendioxidtransportinfrastruktur und der Erdölinfrastruktur. Unter den vorrangigen
Stromkorridoren befinden sich die Nord-Süd-Stromverbindungsleitungen in Westeuropa
("NSI West Electricity") und die Nord-Süd-Stromverbindungsleitungen in Mittelosteuropa und
Südosteuropa ("NSI East Electricity"), die Österreich betreffen. Dabei handelt es sich um
Verbindungsleitungen und Binnenleitungen zur Vervollständigung des Binnenmarkts und zur
Integration der Erzeugung aus erneuerbaren Energiequellen.
Die Auswahl der Projekte erfolgt in zwei Schritten:
■
1. Auf regionaler Ebene: Der Projektträger reicht seinen Vorschlag bei der zuständigen
Regionalgruppe ein. In diesen Gruppen erstellen Mitgliedstaaten, Regulierungsbehörden, Übertragungsnetzbetreiber und Projektträger ihre Vorschlagslisten.
229
■
2. Auf EU-Ebene: Die Kommission trifft die endgültige Entscheidung über die EU-weite
Liste der Projekte von gemeinsamem Interesse. Die erste Liste wurde am 31. Juli 2013
76
beschlossen und wird alle zwei Jahre aktualisiert.
Eine der langfristigen Ideen ist die Schaffung von „Stromautobahnen“ in Europa, die in der
Lage sein müssen, den Überschuss an Wind in Nordeuropa mit dem steigenden Solarstrom
aus Südeuropa, den Speichern in den Alpen und in Nordeuropa und den Verbrauchszentren
zu verbinden.
Am 14. Oktober 2013 verabschiedete die EU-Kommission eine Liste mit 248 Energieinfrastrukturprojekten in den Bereichen Stromübertragung und Gasfernleitung sowie Speicherung, Flüssigerdgas, intelligente Netze und Erdöl. Der Großteil der Projekte von gemeinsamem Interesse betrifft den Strombereich. Dabei geht es vor allem um Übertragungsleitungen, obwohl es auch einige Vorhaben zur Speicherung und zu intelligenten Netzen gibt. Um
in die Liste aufgenommen zu werden, mussten die Projekte folgende Kriterien erfüllen:
substanzieller Nutzen für mindestens zwei Mitgliedstaaten, Beitrag zu Marktintegration und
Wettbewerb, Erhöhung der Versorgungssicherheit und Reduzierung der CO 2-Emissionen.
Die Liste wird alle zwei Jahre aktualisiert werden (Europäische Kommission, 2013e).
4.1.2
4.1.2.1
Rahmenbedingungen für erneuerbare Energien in der EU
Die Erneuerbaren-Richtlinie 2009/28/EG
Das Europäische Parlament und der Rat der Europäischen Union haben am 23. April 2009
die Richtlinie 2009/28/EG zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen
beschlossen. Bis zum Jahr 2020 soll sich der Anteil der Energie aus erneuerbaren Quellen
77
am Bruttoendenergieverbrauch in der EU auf 20% erhöhen. (Europäische Union, 2009c)
Für Österreich wurde ein Zielwert von 34% als Anteil von Energie aus erneuerbaren Quellen
im Jahr 2020 bestimmt. Der Anteil erneuerbarer Energie gemäß der EU-Richtlinie
2009/28/EG betrug in Österreich im Jahr 2011 31,0%. (BMLFUW, 2013)
Die Erneuerbaren-Richtlinie sieht auch einen Erneuerbarc en-Anteil von 10% im Verkehrssektor in allen Mitgliedstaaten vor. Am 17. Oktober 2012 hat die EU-Kommission einen
Vorschlag für eine Änderung der Erneuerbaren-Richtlinie vorgelegt. Durch diesen Vorschlag
soll der Anteil der aus Nahrungsmittelpflanzen gewonnenen Biokraftstoffe bei der Erreichung
des vorgesehenen Anteils von 10% auf 5% begrenzt werden (Europäische Kommission,
2012d).
76 „Nach Verabschiedung der ersten Unionsliste gilt für alle später verabschiedeten Unionslisten, dass vorgeschlagene Stromübertragungs- und -speichervorhaben, die unter die in Anhang II Nummer 1 Buchstaben a, b und d
genannten Kategorien fallen, Teil des letzten verfügbaren, vom ENTSO-Strom gemäß Artikel 8 der Verordnung
(EG) Nr. 714/2009 ausgearbeiteten Zehnjahresnetzentwicklungsplans für Strom sind. Europäische Union (2013).
Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die
transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung
der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009. http://eurlex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2013:115:0039:0075:DE:PDF
77
Der Bruttoendenergieverbrauch (BEEV) ist die Endenergie nach Energiebilanz + vorgelagerte Transport- und
Verteilverluste (Fernwärme, Strom etc.) + Eigenbedarf der Erzeugungsanlagen des Sektors Energie.
230
2010 wurden Nationale Aktionspläne für Erneuerbare Energie (NREAPs) von den Mitgliedstaaten erstellt und an die EU-Kommission übermittelt. (BMWFJ, 2010) Ende 2011 wurden
die ersten Fortschrittsberichte der Mitgliedstaaten an die EU-Kommission übermittelt.
(BMWFJ, 2011) Weitere werden Ende 2013 erwartet.
Folgende Kooperationsmechanismen können zwischen zwei oder mehreren Mitgliedstaaten
eingesetzt werden:
■
Statistische Transfers von erneuerbarer Energie, die über das nationale Ziel hinaus
produziert wird.
■
Gemeinsame Projekte („Joint Projects“), bei denen ein Projekt zur Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Quellen in einem Mitgliedstaat von einem anderen Mitgliedstaat
kofinanziert werden kann, wobei sich die beiden die Erzeugung statistisch teilen.
■
Gemeinsame Projekte („Joint Projects“) zwischen Mitgliedstaaten und Drittstaaten:
außerhalb EU-28 ist ein aliquoter physischer Transfer (von Strom) über die EU-2878
Grenze erforderlich bzw. physisch einzurichten.
■
Gemeinsame Fördersysteme zwischen zwei oder mehreren Mitgliedstaaten
Gemäß Artikel 16 („Netzzugang und Betrieb“) der Erneuerbaren-Richtlinie müssen die
Mitgliedstaaten u.a. die Netze für die Aufnahme von Strom aus erneuerbaren Energien
ausbauen, deren vorrangigen oder garantierten Netzzugang gewährleisten und dafür sorgen, dass die Betreiber der Übertragungs- und Verteilernetze den aufgenommenen Strom
übertragen und verteilen. Darüber hinaus sind die Betreiber der Übertragungsnetze dazu
verpflichtet, Strom aus erneuerbaren Energiequellen Vorrang zu gewähren, soweit der
sichere Betrieb des nationalen Elektrizitätssystems dies zulässt. Die Mitgliedstaaten müssen
auch sicherstellen, dass netz- und marktbezogene betriebliche Maßnahmen ergriffen werden, um Beschränkungen der Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien möglichst
gering zu halten.
4.1.2.2
Fortschrittsbericht „Erneuerbare Energien“ 2013
Am 27. März 2013 veröffentlichte die EU-Kommission ihren ersten Fortschrittsbericht „Erneuerbare Energien“ gemäß der Erneuerbaren-Richtlinie (Europäische Kommission, 2013a).
Die wichtigsten Erkenntnisse des Fortschrittsberichtes sind wie folgt:
■
Die Vereinbarung von rechtsverbindlichen Zielen hat zu einer Steigerung des Anteils
erneuerbarer Energien in der EU geführt (Stand 2010: 12,7%).
■
Die Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie nahm mehr Zeit in Anspruch, als
vorgesehen.
■
Die derzeitige Wirtschaftskrise in Europa hat die Umsetzung der Richtlinie und die
Zielerreichung negativ beeinflusst.
78
Mit Ausnahme der Vertragsparteien der Energiegemeinschaft („Energy Community“); für diese gelten die gleichen Bedingungen wie für die EU-28 Mitgliedstaaten.
231
■
Die aktuellen politischen Maßnahmen werden aufgrund der geänderten wirtschaftlichen
Rahmenbedingungen in den meisten Mitgliedstaaten nicht ausreichend sein.
■
Die Mitgliedstaaten werden zusätzliche Anstrengungen unternehmen müssen, um ihre
Ziele bis 2020 zu erreichen.
Tabelle 4-1: Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttoendenergieverbrauch in der EU-27
im Jahr 2010
Geplant gemäß NREAP
2010
Erreicht
2010
RES-E (Strom)
19,41%
19,6%
RES-H (Wärme&Kühlung)
12,51%
14,1%
RES-T (Verkehr)
4,81%
4,7%
RES-Gesamt
10,7%
12,7%
EU-27
Abbildung 4-2: Anteil der Erneuerbaren am Bruttostromverbrauch in der EU-27 (1990–2011).
Quelle: Eurostat
Abbildung 4-3 zeigt die dem EU-Fortschrittbericht zugrundeliegenden Szenarien für die
Stromerzeugung aus Erneuerbaren in der EU-27. Die Abbildung zeigt Ergebnisse aus den
Szenarien „Current Policy Initiatives“ und „Current Policy Initiatives+Planned Policy Initiatives“ im Vergleich mit der tatsächlichen Stromerzeugung im Jahr 2010 und die von den
79
Mitgliedstaaten übermittelten NREAP-Ziele für das Jahr 2020 (Hamelink et al., 2013).
Gemäß diesen Szenarien sind die von den Mitgliedstaaten geplanten Maßnahmen nicht
79
NREAP = National Renewable Energy Action Plans
232
ausreichend, um die NREAP-Ziele bis 2020 zu erreichen. Gemäß den NREAPs der Mitgliedstaaten sollte sich die Stromerzeugung aus Erneuerbaren im Zeitraum 2010–2020 in der
EU-27 um 85% erhöhen.
Abbildung 4-3: Stromerzeugung aus Erneuerbaren in der EU-27 (Szenarienvergleich).
Quelle: Hamelink et al. (2013).
Gemäß Fortschrittsbericht verfolgt die EU-Kommission folgende Elemente der Reform und
der Integration der erneuerbaren Energien:
■
Unterstützung des Wachstums des Sektors Erneuerbare Energien
■
Kosteneindämmung
■
Integration in den Strommarkt
■
„Europäisierung“
Im Fortschrittbericht schlägt die EU-Kommission folgende weitere Schritte vor:
■
Die Mitgliedstaaten sollten so bald wie möglich die Umsetzung der ErneuerbareEnergien-Richtlinie abschließen.
■
Folgende Maßnahmen sollen verstärkt werden:
–
Verringerung administrativer Belastungen und Verzögerungen
–
Ausbau des Stromnetzes und bessere Integration erneuerbarer Energien in den
Markt
–
Optimierung der Fördersysteme durch mehr Stabilität, Transparenz, Kosteneffizienz
und Marktorientiertheit
233
4.1.2.3
Mitteilung der EU-Kommission „Erneuerbare Energien: Ein wichtiger Faktor
auf dem europäischen Energiemarkt“
Am 6. Juni 2012 legte die EU-Kommission die Mitteilung „Erneuerbare Energien: Ein wichtiger Faktor auf dem europäischen Energiemarkt“ vor (Europäische Kommission, 2012a).
Dabei betont die EU-Kommission, dass der Elektrizitätsbinnenmarkt vollendet werden soll
und auf dem Stromerzeugungsmarkt Investitionsanreize erforderlich sind, um erneuerbare
Energien in den Markt integrieren zu können. Um Verzerrungen auf dem Elektrizitätsmarkt
zu beseitigen, müssen nach Ansicht der Kommission die Förderregelungen in den einzelnen
Mitgliedstaaten aufeinander abgestimmt werden.
Neue Vorschriften für das Funktionieren des Marktes und den Netzbetrieb sollen die Besonderheiten der variablen Produktion aus Wind- und Solarenergie berücksichtigen und es
Kraftwerken, die Strom aus erneuerbaren Energiequellen produzieren, ermöglichen, sich an
einem wettbewerbsgesteuerten Markt zu beteiligen und allmählich mehr Verantwortung am
Markt zu übernehmen (z.B. beim Ausgleich von Mengenabweichungen).
Die EU-Kommission ist auch auf die Kapazitätszahlungssysteme eingegangen. Kapazitätsmechanismen wurden in mehreren Ländern dazu entwickelt, Anreize für Investitionen in
Erzeugungskapazitäten zu gewährleisten. Die Kapazitätsmechanismen sollen als Ergänzung
zum grenzkostenbasierten Energy-Only-Markt (EOM) agieren, welcher nur die gelieferte
80
Elektrizität vergütet (Süßenbacher et al., 2011). Es besteht die Befürchtung, dass der EOM
in der EU in Zukunft nicht mehr ausreichend Investitionsanreize für konventionelle Kraftwerke liefern kann. Ein Kapazitätsmechanismus umfasst die Zahlung eines (zusätzlichen)
Entgelts für die bereitgestellte Leistung, unabhängig davon, ob diese tatsächlich eingesetzt
wird oder nicht. Die Vergütung der Stromerzeugung erfolgt daher nach wie vor in den bestehenden Strommärkten oder in langfristigen bilateralen Lieferverträgen (WWF, 2012).
80
Für eine Diskussion siehe z.B. Süßenbacher, W., Schwaiger, M., Stigler, H. (2011): Kapazitätsmärkte
und -mechanismen im internationalen Kontext. 7. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT
2011.
http://www.eeg.tuwien.ac.at/eeg.tuwien.ac.at_pages/events/iewt/iewt2011/uploads/plenarysessions_iewt2011/P_Su
essenbacher.pdf. „In einem wettbewerblichen Markt mit Strombörse ist der Energiepreis das wesentlichste Anreizsignal für Neuinvestitionen. Dieser sollte Erzeugungsengpässe frühzeitig anzeigen und so sicherstellen, dass
Unternehmen langfristig ausreichende Kraftwerkskapazitäten bereitstellen. Unter realen Marktbedingungen kann
aber nicht sichergestellt werden, dass ein reiner Energiemarkt in der Lage ist, langfristig ausreichende Erzeugungskapazitäten bereitzustellen.“
234
Abbildung 4-4: Kapazitätsmechanismen in Europa. Quelle: ACER (2013)
Gemäß der EU-Kommission könnten Kapazitätsmechanismen, welche von Mitgliedstaaten
im Alleingang eingesetzt werden, zu einer Fragmentierung der Strommärkte führen, die sich
negativ auf den grenzüberschreitenden Handel auswirken und somit die Effizienz des Strombinnenmarkts beeinträchtigen kann. Diese Marktregelungen müssen mit dem EUElektrizitätsbinnenmarkt zu vereinbaren sein; Alleingänge der Mitgliedstaaten sollen dabei
verhindert werden. Der Ausbau des grenzüberschreitenden Stromhandels hat aber nach wie
vor Priorität in der EU und soll durch eine Reihe von Maßnahmen vorangetrieben werden. In
diesem Zusammenhang hat die Kommission einen Leitfaden mit Empfehlungen über Kapazitätsmechanismen, im November 2013 veröffentlicht. Im Leitfaden ruft die EUK die Mitgliedstaaten zu einer besseren Koordinierung der Investitionsanreize für Kraftwerke auf.
In der Mitteilung „Erneuerbare Energien“ stellt die EU-Kommission folgende Schlüsselaktionen dar, die dazu beitragen sollen, die verbindlichen Ziele bis 2020 zu erreichen und das
Wachstum der erneuerbaren Energien nach 2020 zu sichern:
■
Fortsetzung der Förderung der Integration der erneuerbaren Energien in den Energiebinnenmarkt
■
Beschleunigung des Ausbaus der Energieinfrastrukturen, um die Integration der europäischen Netze und Märkte zu vollenden.
■
Ausarbeitung von Leitlinien zu Förderregelungen, gemäß folgenden Kriterien:
■
–
Vorhersehbarkeit
–
Kosteneffizienz
–
Vermeidung von Überkompensation
–
Kohärenz zwischen den MS
Unterstützung einer verstärkten Nutzung der Kooperationsmechanismen
235
■
Gewährleistung der Verbesserung der rechtlichen Rahmenbedingungen für die energiepolitische Zusammenarbeit im Mittelmeerraum
4.1.2.4
Mitteilung der EU-Kommission „Vollendung des Elektrizitätsbinnenmarktes
und optimale Nutzung staatlicher Interventionen” 2013
Die Mitteilung der EU-Kommission „Vollendung des Elektrizitätsbinnenmarktes und optimale
Nutzung staatlicher Interventionen“ wurde am 5 November 2013 veröffentlicht (Europäische
Kommission, 2013f). Sie besteht aus folgenden Bestandteilen:
■
Leitlinien zu Fördermechanismen für erneuerbare Energien
■
Leitlinien zur Gestaltung von Kooperationsmechanismen
■
Leitlinien zu Kapazitätsmechanismen
■
Aktionsplan zu “Demand Side Response”
Die Leitlinien der EU-Kommission zu den Fördersystemen und Reformen sollen gewährleisten, dass die Förderung kosteneffizient erfolgt und zur Marktintegration der Erneuerbaren
beiträgt. Möglichkeiten zur Koordinierung von Fördersystemen zwischen den Mitgliedstaaten
werden darin ebenfalls erörtert.
Die Leitlinien gehen unter anderem auf Best-Practice-Beispiele für Fördersysteme ein, die
Marktverzerrungen minimieren und die Integration von erneuerbaren Energien in den
Strommarkt vorantreiben, wie z.B:
■
Limitierung auf notwendige Förderungen
■
Reaktion der Fördersysteme auf sinkende Erzeugungskosten
■
Vermeidung von unangekündigten und rückwirkenden Änderungen
Darüber hinaus empfiehlt die EU-Kommission den Mitgliedstaaten folgende Fördermechanismen, die die Marktintegration der erneuerbaren Energiequellen ermöglichen können:
■
Auktionen/Ausschreibungen
■
Einspeiseprämien
■
Quotenverpflichtungen
■
Investitionsbeihilfen
■
Verwendung der Kooperationsmechanismen für eine allmähliche grenzübergreifende
Öffnung von Förderregimen
Weitere Empfehlungen der Kommission für Fördersysteme sind wie folgt:
■
Einspeisetarife sollten auslaufen, sobald eine Technologie reif genug ist und einen
beträchtlichen Marktanteil erreicht hat. Einspeiseprämien oder andere Förderinstrumente, die die Marktintegration ermöglichen, sind für reife Technologien geeigneter.
■
Mahnung zur Vorsicht bei der Verwendung von Steuerbefreiungen
236
Die Leitlinien zur Gestaltung von Kooperationsmechanismen geben Empfehlungen ab, wie
die Nutzung der bestehenden Kooperationsmechanismen verbessert werden kann. Weiters
stellen die Leitlinien Vertragsmodelle für statistische Transfers bzw. Joint Projects dar.
Bisher wurden die Kooperationsmechanismen von den Mitgliedstaaten kaum in Anspruch
genommen.
Die Leitlinien zu Kapazitätsmechanismen geben Empfehlungen zur Gestaltung von BackUp-Kapazitäten für erneuerbare Energien wie folgt:
1. Zuerst sollen die Gründe für Kapazitätslücken analysiert bzw. mögliche Barrieren
abgebaut werden. Marktverzerrungen, die eine optimale Stromversorgung beeinträchtigen, sollen beseitigt werden.
2. Folgend sollen die Mitgliedstaaten eine „Erzeugungsadäquanz-Analyse“ (Generation
Adequacy Analysis) durchführen.
3. Die Mitgliedstaaten sollen sicherstellen, dass erneuerbare Energien auf Marktsignale reagieren und nachfrageseitige Flexibilität ermöglicht wird.
4. Kapazitätsmechanismen sollen aus einer europäischen Perspektive heraus gestaltet
werden, möglichst wenige Marktverzerrungen verursachen und das Funktionieren
des EU-Strombinnenmarktes nicht beeinträchtigen.
Das Arbeitspapier der Kommissionsdienststellen zum „Demand Response“ stellt Maßnahmen dar, welche „Demand Response Anbietern“ (auch Aggregatoren genannt) den Zugang
zum Strommarkt ohne Benachteiligung ermöglichen sollen. U.a. sollen dynamische Preisangebote für KonsumentInnen geschaffen, die Netzkodizes angepasst und die Forcierung von
Smart Meters/Smart Grids vorangetrieben werden. Generell soll die Rolle der Verbraucher
am Strommarkt gestärkt und Anreize geschaffen werden, um Strom zu nutzen, wenn die
Preise am günstigsten sind und das Angebot am größten ist. Für eine künftig flexiblere
Gestaltung der Energienachfrage ist insbesondere die Erfahrung aus einigen Mitgliedstaaten
wichtig, dass bereits jetzt – ohne vollständigen technologischen Ausbau und Marktöffnung,
sowie ohne Einbindung aller Konsumenten – wichtiger Nutzen aus Demand-ResponseProgrammen gezogen werden kann. Die vollständige Umsetzung bestehender EU81
Richtlinien würde bereits die richtigen Rahmenbedingungen für eine Nachfragereaktion
schaffen, ist jedoch in den Mitgliedstaaten bislang unzureichend. Unterschiedlichen Arten
von Konsumenten sollten sowohl preis- als auch anreizbasierte Demand-ResponseProgramme zur Verfügung stehen, während für die Marktbeteiligung der Nachfrageseite faire
Bedingungen und klare, praktikable technische Regelungen zur Verfügung stehen sollten.
4.1.2.5
Grünbuch zum klima- und energiepolitischen Rahmen bis 2030
Am 27. März 2013 verabschiedete die EU-Kommission das Grünbuch „Ein Rahmen für die
Klima- und die Energiepolitik bis 2030“ (Europäische Kommission, 2013b). Das Grünbuch
nennt folgende Hauptziele der Klima- und Energiepolitik der EU:
■
Verringerung der Treibhausgasemissionen
81
Elektrizitätsrichtlinie (2009/72/EC), Energieeffizienzrichtlinie (2012/27/EU), Ecodesign-Richtlinie (2009/125/EC)
und Energie-Labelling-Richtlinie (2010/30/EC)
237
■
Energieversorgungssicherheit
■
Förderung von Wachstum, Wettbewerbsfähigkeit und Beschäftigung durch ein kosteneffizientes Konzept
Gemäß Grünbuch sind höhere Anteile der erneuerbaren Energien, Verbesserungen bei der
Energieeffizienz sowie eine bessere und intelligentere Energieinfrastruktur sogenannte „Noregrets“-Optionen für den Umbau des EU-Energiesystems. Die zugrundeliegenden Szenarien der Kommission für die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen sind in Abbildung 4-5 dargestellt (Europäische Kommission, 2010c). Für das Jahr 2030 erwartet die
Kommission einen Anteil der erneuerbaren Energiequellen an der Bruttostromerzeugung der
EU-27 zwischen 40% und 60%.
Abbildung 4-5: Szenarien der Stromerzeugung aus Erneuerbaren in der EU-27 für den
Zeitraum 2005–2050. Quelle: Europäische Kommission (2010c).
Mit diesem Grünbuch wurde eine öffentliche Konsultation zur europäischen Klima- und
Energiepolitik 2030 eingeleitet. U.a. hat sich diese Konsultation mit folgenden Hauptthemen
befasst:
■
Welche Erkenntnisse ergeben sich aus den Erfahrungen mit dem derzeitigen Rahmen?
■
Wie sollten die klima- und energiepolitischen Ziele für 2030 gestaltet sein? Auf welcher
Ebene sollten sie umgesetzt werden (EU, Mitgliedstaaten oder Sektoren) und inwieweit
sollten sie rechtsverbindlich sein?
■
Sind bei den derzeitigen Zielvorgaben für die Zeit bis 2020 Widersprüche aufgetreten?
Wie kann Kohärenz zwischen verschiedenen Politikinstrumenten geschaffen werden?
■
Wie lassen sich politische Maßnahmen gestalten, damit sie zur Wettbewerbsfähigkeit
und zur Sicherheit der Energieversorgung beitragen?
■
Wie kann die unterschiedliche Handlungsfähigkeit der einzelnen Mitgliedstaaten berücksichtigt werden?
■
Wie könnten die Zielvorgaben des Rahmens bis 2030 der wirtschaftlichen Tragfähigkeit
und der zunehmenden Ausgereiftheit der Technologien stärker Rechnung tragen?
238
■
Wie kann am wirksamsten eine Fragmentierung des Energie-Binnenmarkts verhindert
werden, insbesondere im Hinblick auf die Förderung und Mobilisierung der erforderlichen Investitionen?
■
Wie kann am besten eine größere Sicherheit der Energieversorgung gewährleistet
werden, indem EU-intern (z.B. durch den Ausbau der notwendigen Verbindungsleitungen) für einen reibungslos und effizient funktionierenden Energiebinnenmarkt gesorgt und EU-extern die Energieversorgungswege diversifiziert werden?
Die Ergebnisse der Konsultation werden in die Debatte über die Gestaltung des klima- und
energiepolitischen Rahmens der EU für den Zeitraum 2020–2030 einfließen.
Erste Ergebnisse der Konsultation wurden von der EU-Kommission im Oktober 2013 veröffentlicht (Europäische Kommission, 2013d). U.a. haben sich 14 Mitgliedstaaten an der
Konsultation beteiligt (AT, CY, CZ, DK, EE, FI, FR, LT, PL, PT, RO, SL, ES, UK). Die Konsultation zeigte, dass der überwiegende Teil der befragten Akteure einen gemeinsamen
klima- und energiepolitischen Rahmen in der EU unterstützt. Ein gemeinsamer Rahmen
würde dazu beitragen, die Ungewissheit für Investoren, Regierungen und BürgerInnen zu
reduzieren. Die Antworten zeigen, dass es Konsens über die Notwendigkeit eines THGVerminderungsziels unter den befragten Akteuren gibt. Über die Notwendigkeit, Ziele für
erneuerbare Energien oder Energieeffizienz zu definieren, gehen jedoch die Meinungen der
EU-Mitgliedstaaten auseinander. Tabelle 4-2 zeigt die EU-Mitgliedstaaten, die sich positiv zu
einem bestimmten Ziel geäußert haben. Mehrere Mitgliedstaaten haben aber Bedingungen
damit verknüpft.
Tabelle 4-2: Zusammenfassung der Antworten von EU-Mitgliedstaaten zu Zielen im Rahmen
der Konsultation. Quelle: Europäische Kommission (2013d)
Für THGZiel
MS
AT, CY, CZ,
DK (40%),
EE, FI, FR
(40%), LT,
PT, RO, SL,
ES, UK
(40% aber
nur im
Kontext von
globalen
Verhandlungen)
Für Erneuerbaren-Ziel
DK, LT, FI
AT (unter der Voraussetzung, dass Versorgungssicherheit und soziale
Aspekte mitberücksichtigt
werden),
FR (aber nur in einem 2stufigen Verfahren nach
der Harmonisierung von
Förderregimen),
PT (nur mit mehr Nutzung
von Kooperationsmechanismen),
EE (nur nach Kosten/Nutzen-Analyse),
RO (unterstützt die
Festlegung von nationalen Zielen durch die
Mitgliedstaaten)
Für Energieeffizienzziel
DK, PT, EE, LT,
FR, FI, RO
Für andere Ziele
PT (minimales Ziel
für Verbindungsleitungen zwischen den
Mitgliedstaaten)
ES (Verbindliches
Ziel für Verbindungsleitungen zwischen
den Mitgliedstaaten
10%)
RO (Ziele sollen
auch Versorgungssicherheit und
Wettbewerbsfähigkeit berücksichtigen)
LI (Indikatoren für
Infrastruktur, F&E)
Kein
Ziel
PL
Ein wichtiger Aspekt dieser Debatte betrifft die Notwendigkeit von verbindlichen Zielen für
erneuerbare Energien, um ein Anwachsen ihres Anteils nach 2020 sicherzustellen. Verbind-
239
liche nationale Ziele für erneuerbare Energien bis 2020 haben bisher dazu beigetragen, ein
deutliches Signal an Investoren zu geben und stabile Rahmenbedingungen zu schaffen.
Daher plädieren viele Akteure dafür, Ziele für die Periode nach 2020 so früh wie möglich zu
definieren, um Klarheit für langlebige Investitionen zu schaffen. Die produzierende Industrie
braucht bei Investitionen in F&E einen längeren Zeithorizont, um Investitionsentscheidungen
auszulösen. Die Erneuerbare-Energien-Industrie braucht stabile, langfristige Rahmenbedingungen, um die Wirtschaftlichkeit der Projekte zu überprüfen. Ein EU-weites Ziel für erneuerbare Energien ist daher ein notwendiger Bestandteil eines energie- und klimapolitischen
Rahmens bis 2030. Ein Gesamt-CO2-Ziel für die EU würde nicht ausreichende Anreize für
Innovation und Investitionsentscheidungen bieten (siehe z.B. De Vos et al., 2013).
In diesem Zusammenhang und in Hinblick auf die Gestaltung des klima- und energiepolitischen Rahmens bis 2030 besteht der Bedarf, die Wechselwirkungen zwischen der Erneuerbaren-Richtlinie und dem EU-Emissionshandelssystem (EU-ETS) zu analysieren. In der
jetzigen Situation wird ein Teil des EU-ETS-Ziels von energiepolitischen Maßnahmen im
Bereich erneuerbare Energien erfüllt. Diese Überlappung trägt zur Schwächung des Preissignals im EU-ETS bei. Eine Reform des ETS-Systems ist notwendig, um starke Anreize für
THG-Reduktion und Innovation zu bieten und Überlappungen mit anderen energiepolitischen
Maßnahmen zu vermeiden (Europäische Kommission, 2013c).
4.1.3
Rechtslage in Österreich
Das österreichische Energierecht ist nicht zentral geregelt, sondern bildet eine Querschnittsmaterie – durch Europarecht, Verfassungsrecht, Verwaltungsrecht, Umweltrecht,
öffentliches Wirtschaftsrecht und Zivilrecht – sowie über verschiedene Regelungsebenen
(Bestimmungen im Verfassungsrang, Bundes- und Landesrecht). Ganz im Sinne des Governance-Gedankens erfolgt die Rechtsentstehung unter Einbindung aller Akteure und befindet
sich im stetigen Wandel.
Die rechtlichen Regelungen zur Förderung erneuerbarer Energien stellen eine recht junge
Sonderrechtsmaterie mit starkter Anknüpfung an das europäische und innerstaatliche Beihilfenrecht dar, wobei hier bisher insbesondere die Erreichung bestimmter Mengenziele an
erneuerbarer Energie im Vordergrund stand (Storr, S., Stöger, K, 2013). Die am 5. November 2013 veröffentlichte Mitteilung der EU-Kommission samt den dazugehörigen Leitfäden
(u.a. für Fördermechanismen) zeigt jedoch eine deutliche Orientierung in Richtung Marktintegration.
Wesentliche nationale Regelungen des Energierechts, welche die Marktintegration erneuerbarer Energien betreffen, werden in Tabelle 4-3 im Überblick dargestellt.
Tabelle 4-3 Wesentliche energierechtliche Rechtsquellen
Titel der Rechtsquelle
Kurztitel
Fassung
Regelungsbereiche
Bundesgesetz, mit dem die
Organisation auf dem Gebiet
der Elektrizitätswirtschaft neu
geregelt wird (Elektrizitätswirtschafts- und –
organisationsgesetz 2010)
ElWOG 2010
BGBl. I
Nr. 110/2010
Umsetzung der EUrechtlichen Vorgaben
(insbes. Elektrizitätsbinnenmarkt-RL,
Strom handels-RL,
Energieeffizienz-EL,
Erneuerbare EnergieRL, etc.)
240
Kurztitel
Fassung
Regelungsbereiche
Betrieb von Netzen,
Rechte und Pflichten
der Netzbetreiber
Verfahren zur Bestimmung der Systemnutzungsentgelte
Pflichten von Lieferanten und Stromhändlern
Behördenzuständigkeiten und Strafbestimmungen
Bundesgesetz über die Regulierungsbehörde in der Elektrizitäts- und Erdgaswirtschaft
(Energie-Control-Gesetz)
E-ControlG
BGBl. I Nr.
110/2010, letzte
Änderung BGBl. I
Nr. 174/2013
Einrichtung der
Energie-Control
Austria für die Regulierung der Elektrizitäts- und Erdgaswirtschaft (E-Control) als
eine Anstalt des
öffentlichen Rechts mit
eigener Rechtspersönlichkeit; Regelung
ihrer Zielsetzungen,
Organe, Aufgaben und
Funktionen
Verordnung der Regulierungskommission der E-Control, mit
der die Entgelte für die Systemnutzung bestimmt werden
(SystemnutzungsentgelteVerordnung 2012)
SNE-VO 2012
BGBl. II Nr.
440/2011, in der
Fassung der
GSNE-VO 2013 –
Novelle 2013,
BGBl. II Nr.
481/2012
Regelung des Verfahrens der Kostenwälzung auf bestimmte
Netzbenutzer; Vorgaben hinsichtlich der
Netzebenenzuordnung
der Anlagen, der
Verrechnungsmodalitäten der Systemnutzungsentgelte, Netznutzungs-, Netzverlust- und Netzbereitstellungsentgelt,
Entgelt für Messleistungen und sonstige
Leistungen
Bundesgesetz mit dem die
Ausübungsvoraussetzungen,
die Aufgaben und die Befugnisse der Verrechnungsstellen
für Transaktionen und Preisbildung für die Ausgleichsenergie
geregelt werden
Verrechnungsstellengesetz
BGBl. I Nr.
121/2000 idF
BGBl. I Nr.
44/2005
Ausübungsvoraussetzungen, Aufgaben und
Befugnisse der Verrechnungsstellen
Bundesgesetz über die Förderung der Elektrizitätserzeugung
aus erneuerbaren Energieträgern (Ökostromgesetz 2012
ÖSG 2012
BGBl. I Nr.
75/2011, letzte
Änderung BGBl. I
Nr. 11/2012
Voraussetzungen für
und Förderung der
Erzeugung elektrischer Energie aus
erneuerbaren Energieträgern, Nachweise
über die Herkunft
elektrischer Energie
aus erneuerbaren
Energieträgern
Förderungsrichtlinien für die
Förderungsrichtli-
Fassung vom
Investitionszuschüsse
241
Kurztitel
Fassung
Regelungsbereiche
Gewährung von Investitionszuschüssen gemäß §§ 24, 25, 26
und 27 Ökostromgesetz, BGBl.
I Nr. 75/2011, für die Errichtung von KWK-Anlagen auf der
Basis von Ablauge, Kleinwasserkraftanlagen und mittleren
Wasserkraftwerken sowie § 7
KWK-Gesetz zur Errichtung
von KWK-Anlagen
nien 2012
1.7.2012
für die Errichtung von
Kleinwasserkraftanlagen und mittleren
Wasserkraftwerken,
von KWK-Anlagen auf
Basis von Ablauge
sowie § 7 KWKGesetz zur Errichtung
von KWK-Anlagen
Verordnung des Bundesministers für Wirtschaft, Familie und
Jugend, mit der Preise für die
Abnahme elektrischer Energie
aus Ökostromanlagen auf
Grund von Verträgen festgesetzt werden, zu deren Abschluss die Ökostromabwicklungsstelle im Jahr 2012
verpflichtet ist (Ökostromverordnung 2012
ÖSVO 2012
BGBl. II Nr.
471/2011
Regelung der Preise
für die Stromabnahme
aus Ökostromanlagen
Verordnung des Bundesministers für Wirtschaft, Familie und
Jugend, mit der die Einspeisetarife für die Abnahme elektrischer Energie aus Ökostromanlagen auf Grund von Verträgen festgesetzt werden, zu
deren Abschluss die
Ökostromabwicklungsstelle ab
1. Juli 2012 bis Ende des
Jahres 2013 verpflichtet ist
(ÖkostromeinspeisetarifVerordnung 2012)
ÖSET-VO 2012
BGBl. II Nr.
307/2012
Regelung der Einspeisetarife
Das ElWOG 2010 beinhaltet sowohl unmittelbar geltende bundesrechtliche Normen, als
auch elektrizitätsrechtliche Grundsatzbestimmungen, die erst mit der Erlassung landesrecht82
licher Regelungen (Ausführungsgesetze) rechtsverbindlich werden.
4.1.3.1
Strommarktliberalisierung in Österreich
Die Liberalisierung des österreichischen Strommarktes erfolgte schrittweise durch die Umsetzung der drei EU-Liberalisierungspakete. Die Marktöffnung wurde 1998 mit der nationalen
Umsetzung der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie (RL 96/92/EG) durch das Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz ElWOG (1998) eingeleitet. Dieses sah eine teilweise
Öffnung des Strommarktes (Netzzugang) für bestimmte Großkunden in mehreren Stufen
sowie eine Entflechtung des Rechnungswesens vor.
82
Diese Ausführungsgesetze beinhalten: Burgenländisches Elektrizitätswesengesetz 2006, Kärntner Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz 2011, NÖ Elektrizitätswesengesetz 2005, Oö. Elektrizitätswirtschafts- und organisationsgesetz 2006, Steiermärkisches Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz 2005, Salzburger
Landeselektrizitätsgesetz 1999, Tiroler Elektrizitätsgesetz 2012, Vorarlberger Elektrizitätswirtschaftsgesetz, Wiener
Elektrizitätswirtschaftsgesetz 2005.
242
Durch das Energieliberalisierungsgesetz erfolgte im Jahr 2000 unter anderem eine Novelle
des ElWOG. Mit dem ElWOG (2000) wurde die stufenweise Marktöffnung aufgehoben und
durch eine vollständige Marktöffnung für alle Kunden per 1. Oktober 2001 ersetzt. Weiters
wurde in einem Energieregulierungsbehördengesetz die Einrichtung einer unabhängigen
Regulierungsbehörde vorgesehen. Im Jahr 2004 erfolgte eine Novelle des ElWOG, mit der
die Elektrizitätsbinnenmarktlichtline (RL 2003/54/EG) umgesetzt wurde und die unter anderem verschärfte Bestimmungen über die Entflechtung der Stromnetzbetreiber hinsichtlich der
Organisation und der Rechtsform zum Inhalt hatte. Weitere Novellierungen des ElWOG
erfolgten in den Jahren 2006 und 2008. Das dritte Liberalisierungspaket auf Basis der
3. Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie (RL 2009/72/EG) wurde schließlich durch eine Neuerlassung des ElWOG in Form des ElWOG 2010 sowie durch das E-Control-Gesetz in nationales
Recht umgesetzt. Die Aufgaben der durch das E-Control-Gesetz eingerichteten Regulierungsbehörde (Energie-Control Austria) werden durch Regelungen in Energie-ControlGesetz, ElWOG 2010, Verrechnungsstellengesetz, Gaswirtschaftsgesetz und Ökostromgesetz festgelegt.
4.1.3.2
Der österreichische Strommarkt
Die Stromversorgung innerhalb der EU erfolgt in fünf synchronen Netzregionen. Das österreichische Verbundnetz gehört der Synchronregion des ENTSO-e Übertragungsnetzes
„Continental Europe“ (Regional Group Continental Europe) an. Bis Ende 2010 gab es drei
83
österreichische Regelzonen , in denen jeweils ein Übertragungsnetzbetreiber tätig war:
Regelzone APG, Regelzone TIWAG und Regelzone VKW. Seit 1.1.2011 hat die APG AG die
Regelzonenführerschaft der TIWAG Netz AG übernommen, und ging 2012 eine enge Kooperation mit der Vorarlberger Übertragungsnetz GmbH zum Betrieb des Übertragungsnetzes ein. Damit besteht seit 2012 für ganz Österreich nur mehr eine Regelzone unter
Führung der APG, die damit für den physikalischen Ausgleich zwischen Stromaufbringung
und Strombedarf in ganz Österreich verantwortlich ist (APG, 2011b).
Zur Umsetzung der vollständigen Marktöffnung wurde ein Strommarktmodell entwickelt, das
die Zuordnung der Kunden zu einzelnen Lieferanten nicht aufgrund des Anschlusses an ein
bestimmtes Verteilernetz definiert. Dieses Modell beruht auf der Entflechtung des liberalisierten Bereichs (Erzeugung, Stromhandel, Vertrieb) vom Monopolbereich (Übertragung, Verteilung), wobei auch die verrechnungstechnischen Zahlungsströme von den physikalischen
Lastflüssen entkoppelt wurden.
Im so genannten Bilanzgruppenmodell werden Lieferanten und Endkunden zu virtuellen
Gruppen zusammengefasst. Ein Bilanzgruppenverantwortlicher je Bilanzgruppe vertritt diese
nach außen und ist für den Ausgleich zwischen Energieaufbringung und Energieabgabe
innerhalb der Bilanzgruppe verantwortlich. Der Bilanzgruppenverantwortliche agiert auf
Basis allgemeiner Geschäftsbedingungen, die von der Regulierungsbehörde zu genehmigen
sind (Tretter und Pauritsch, 2010). Bilanzgruppen können über Netzgebiete einzelner Netzbetreiber hinaus gebildet werden, die sich innerhalb einer Regelzone befinden. Der Energieaustausch zwischen Bilanzgruppen erfolgt durch Fahrpläne, die den geplanten Energieaustausch in 15-minütigen Zeitintervallen festlegen.
83
Eine Regelzone stellt einen geografisch abgegrenzten Netzbereich dar, in dem ein Übertragungsnetzbetreiber
die Funktion eines Regelzonenführers ausübt und für die Leistungs-Frequenz-Regelung verantwortlich ist.
243
Die in der Praxis entstehenden Abweichungen zwischen Erzeugung und Verbrauch von den
jeweils täglich erstellten Prognosen können innerhalb einer Bilanzgruppe bis zu einem
gewissen Grad statistisch ausgeglichen werden. Die danach bestehende Differenz wird in
Form von Ausgleichsenergie durch ein übergeordnetes Marktsystem abgedeckt. Verrechnungsstellen verwalten die Bilanzgruppen und üben die Funktion eines Bilanzgruppenkoordinators für einzelne Regelzonen aus. Der Bilanzgruppenkoordinator verwaltet u.a. die
Bilanzgruppe in organisatorischer und abrechnungstechnischer Hinsicht und ist für die
Berechnung und Zuordnung der Ausgleichsenergie verantwortlich. Der Bilanzgruppenverantwortliche hat über das Ausgleichsenergiesystem die nötige Ausgleichsenergie für die
Bilanzgruppenmitglieder zu beschaffen und die vom Bilanzgruppenkoordinator dafür verrechneten Kosten zu bezahlen (Tretter und Pauritsch, 2010).
Im Folgenden werden einzelne Fragestellungen zur Netz- und Marktintegration erneuerbarer
Energien überblicksweise dargestellt.
Netzanschluss
Wesentliche Rechtsquellen:
■
ElWOG 2010
■
SNE-VO 2012
■
Ausführungsgesetze der Bundesländer
Abgesehen von großen Wasserkraftanlagen ist der Großteil der österreichischen Anlagen
zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien an das Verteilernetz angeschlossen. Der
Netzzugang richtet sich grundsätzlich nach allgemeinen energiewirtschaftlichen Vorschriften
und folgt dem Grundsatz der Diskriminierungsfreiheit. Die bundesrechtlichen Regelungen
geben einen Rechtsrahmen vor, der durch die Ausführungsgesetze in den Bundesländern
konkretisiert wird, was bundesländerweise unterschiedliche Regelungen zulässt.
Alle Anlagenbetreiber haben das gleiche Recht auf Anschluss ihrer Anlage an das Netz,
unabhängig von der Art der eingesetzten Energieträger (§ 40 Z 9, § 29 Z 19 ElWOG). Nach
§ 5 Abs 1 Z 2 ElWOG hat ein Anlagenbetreiber gegen den Netzbetreiber Anspruch auf
Abschluss eines Vertrages über den Netzanschluss der Anlage zur Stromerzeugung aus
erneuerbaren Energien (allgemeine Anschlusspflicht). Als Netzbetreiber gilt nach §7 Z 28
ElWOG ein Betreiber von Übertragungs- und Verteilernetzen mit einer Nennfrequenz von
50 Hz. Der Anspruch auf Netzanschluss entsteht mit Abschluss eines Netzzugangsvertrages
zwischen Anlagenbetreiber und Netzbetreiber, der die Einzelheiten für den Netzanschluss
festlegt (§ 7 Z 55 ElWOG). Geregelt werden sowohl Netzanschluss als auch Inanspruchnahme des Netzes (§ 5 Abs 1 Z 2 ElWOG i.V.m. § 7 Z 55 ElWOG). Die genauen Voraussetzungen für den Anspruch auf Netzanschluss werden in den Landesgesetzen sowie in den
Allgemeinen Geschäftsbedingungen des jeweiligen Netzbetreibers festgelegt.
Die Regelung des prioritären Netzzugangs von Erzeugern erneuerbarer Energie nach Art. 16
Erneuerbare-Energien-Richtlinie wurde nach Ansicht der Europäischen Kommission nur
244
mangelhaft in nationales Recht umgesetzt, weswegen die Kommission Österreich im No84
vember 2013 vor dem Europäischen Gerichtshof (EuGH) klagte .
Netznutzung
■
ElWOG 2010
■
ÖSG 2012
■
SNE-VO 2012
■
Mit Abschluss des oben genannten Netzzugangsvertrages entsteht nach § 54 Abs 1 Z 2
ElWOG der Anspruch des Netzbenutzers (d.h. des Anlagenbetreibers) gegenüber dem
Netzbetreiber auf Abnahme und Übertragung. Die Ökostromabwicklungsstelle (OeMAG) ist
verpflichtet, jeglichen Strom aus erneuerbaren Energien aufzukaufen und zu übertragen
(Abnahmepflicht), solange nicht ein definiertes Kapazitätslimit erreicht ist (§ 10 ÖSG 2012).
In der Literatur wird dies als nicht-optimale Rahmenbedingung für den Einsatz von erneuerbaren Anlagen beurteilt, da die Abnahmepflicht mit der Erreichung dieses Kapazitätslimits
gedeckelt ist und daher bei Ausschöpfung der vorhandenen Förderungen zu einer „Stopand-Go“-Politik führen kann (Brückmann et al., 2011). Der Netzbetreiber kann nach § 20
ElWOG den Netzzugang nur in gesetzlich definierten Fällen (z.B. Störfälle, Mangel an Netzkapazität, nicht zugelassener Kunde) verweigern und hat dies zu begründen. Reichen die
vorhandenen Leitungskapazitäten nicht aus, um allen Anträgen auf Systemnutzung zu
entsprechen, muss der Strom aus erneuerbaren Energien (und KWK-Anlagen) vorrangig
übertragen werden (§ 20 ElWOG, Grundsatzbestimmung). Entsprechende Regelungen zu
dieser Grundsatzbestimmung sind in den Ausführungsgesetzen der Bundesländer vorzusehen. Der Netzbetreiber kann die Netznutzung für konventionelle Energiequellen auch dann
verweigern, wenn ansonsten Strom aus Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energie trotz
Eingehens auf die aktuellen Marktpreise verdrängt würde, wobei Möglichkeiten zum Verkauf
dieser elektrischen Energie an Dritte zu nutzen sind (§ 21 Abs 1 Z 4 ElWOG). Es bestehen
keine besonderen Regelungen zu den Kosten und der Kostenverteilung der Netznutzung
von Strom aus erneuerbaren Energiequellen.
Netzausbau
■
ElWOG 2010
■
SNE-VO 2012
■
E-ControlG
■
84
Pressemeldung der EU-Kommission vom 20.11.2013, http://europa.eu/rapid/press-release_IP-13-1113_en.htm
245
§ 40 ElWOG (Grundsatzbestimmung): Die Ausführungsgesetze haben Betreiber von Übertragungsnetzen zu verpflichten,
Z 7. auf lange Sicht die Fähigkeit des Netzes zur Befriedigung einer angemessenen Nachfrage nach
Übertragung von Elektrizität langfristig sicherzustellen, und unter wirtschaftlichen Bedingungen und
unter gebührender Beachtung des Umweltschutzes sichere, zuverlässige und leistungsfähige Übertragungsnetze zu betreiben, zu warten und auszubauen.
Allerdings enthalten weder Bundes- noch Landesgesetze eine spezifische Verpflichtung für
Netzbetreiber zum Netzausbau, um den Einsatz oder die Integration von erneuerbaren
Energien zu ermöglichen (TU Wien 2011, in Brückmann, R. et al., 2011). Nach Ansicht der
E-Control ist dies bereits durch die generelle Verpflichtung zum Netzausbau abgedeckt.
Sofern der Netzausbau erforderlich ist, um den Netzanschluss zu gewährleisten, hat der
Anlagenbetreiber einen vertraglichen Anspruch gegen den Netzbetreiber auf Netzausbau.
Es besteht ein Anspruch auf Abschluss eines entsprechenden Vertrages. Die genauen
Bedingungen hierzu werden in den Ausführungsgesetzen der Bundesländer nach objektiven,
transparenten und nichtdiskriminierenden Kriterien festgelegt (§ 12 Abs 1 ElWOG).
Der Zehnjahres-Netzausbauplan 2012 (TYNDP 2012) der Gemeinschaft der europäischen
Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-e) definiert einen Ausbaubedarf von rund 52.300 km
neuer bzw. zu verstärkender Hochspannungsleitungen in Europa und rechnet dafür mit
Investitionskosten von rd. 104 Mrd. Euro. In Österreich ist die APG zur Veröffentlichung
eines Netzentwicklungsplanes (NEP) verpflichtet, der alle Marktteilnehmer über den geplanten Ausbau der Übertragungsnetzinfrastruktur in den nächsten 10 Jahren (2014–2023)
informiert (§ 37 ElWOG). Der aktuelle NEP 2013 basiert auf den langfristigen strategischen
Planungen des APG-Masterplans 2020 und dem NEP 2012. Alle relevanten Marktteilnehmer
erhielten die Möglichkeit, im Rahmen einer Konsultation zum Netzentwicklungsplan 2013
Stellung zu nehmen. Der NEP enthält eine Auflistung bereits beschlossener Investitionen,
Projekte, welche binnen der nächsten drei Jahre umzusetzen sind, sowie die weitere Netzplanung für die nächsten zehn Jahre unter Zugrundelegung der längerfristigen energiewirtschaftlichen Entwicklungsprognose. Die enthaltenen Projekte werden in Projekte von nationalem und europäischem Interesse, Netzverbund- bzw. Netzanschlussprojekte (die durch
die Marktteilnehmer Verteilernetzbetreiber, Kraftwerksbetreiber, Kunden und Merchant Line
Betreiber ausgelöst werden) und spezifische Erweiterungsprojekte kategorisiert (APG,
2013a).
In Hinblick auf die fehlenden Anreize für die Entwicklung des Netzes, langwierige Genehmigungsprozesse und eine ablehnende Haltung der Öffentlichkeit gegenüber großen neuen
Infrastrukturprojekten wird in der Literatur ein Optimierungsbedarf des österreichischen
Rechtssystems geortet. Unzureichende Raumplanung und eine „Not-In-My-Backyard“Opposition tragen nicht zur Überwindung dieser Hindernisse bei (Brückmann, R. et al.,
2011). Im Fortschrittsbericht „Erneuerbare Energien“ 2013 ruft die EUK die Mitgliedstaaten
auf, Maßnahmen zu setzen, um die Genehmigungsverfahren für Netze und Kraftwerke zu
beschleunigen (siehe 4.1.2.2).
In Deutschland wurden bereits Maßnahmen zur stärkeren Partizipation und Transparenz des
Netzausbauprozesses geschaffen, Entschädigungen für Gemeinden und stärkere Öffentlich-
246
keitsarbeit eingeführt, wobei deren Effektivität noch nicht evaluiert wurde (Brückmann, R. et
al., 2011).
Zur Erbringung aller Leistungen der Netzbetreiber und Regelzonenführer (in Erfüllung ihrer
Verpflichtungen) haben die Netzbenutzer ein Systemnutzungsentgelt zu entrichten (5. Teil,
ElWOG 2010). Dieses Systemnutzungsentgelt basiert auf dem Grundsatz der Gleichbehandlung aller Systemnutzer, der Kostenorientierung und weitestgehenden Verursachungsgerechtigkeit. Das Systemnutzungsentgelt besteht aus Netznutzungsentgelt, Netzverlustentgelt, Netzzutrittsentgelt, Netzbereitstellungsentgelt, Systemdienstleistungsentgelt, Entgelt
für Messleistungen, Entgelt für sonstige Leistungen sowie gegebenenfalls dem Entgelt für
internationale Transaktionen und für Verträge für den Transport von Energie gemäß § 113
85
Abs 1 ElWOG (§ 51 leg.cit.). Die E-Control hat die Systemnutzungsentgelte für Entnehmer
86
und Einspeiser von elektrischer Energie durch Verordnung zu bestimmen. Das Netznutzungsentgelt und das Netzbereitstellungsentgelt sind nur von Entnehmern, sprich von Endverbrauchern und Netzbetreibern, zu bezahlen (§§ 52, 55 ElWOG). Einspeiser mit einer
Anschlussleistung bis inklusive 5 MW sind von der Entrichtung des Netzverlustentgelts und
des Systemdienstleistungsentgelts befreit (§ 53 Abs 1 ElWOG).
Elektrizitätsmarkt
■
EU-rechtliche Liberalisierungsvorschriften
■
ElWOG 2010
■
E-ControlG
■
ÖSG 2012
■
VerrechnungsstellenG
Der österreichische Elektrizitätsmarkt ist ein grenzkostenbasierter Energy-Only-Markt
(EOM), der eine relativ hohe Konzentration aufweist: Rund 40% des österreichischen Stromverbrauchs werden von nur einem Unternehmen (Verbund AG) bereitgestellt (Verbund,
87
2013). Einer der Gründe hierfür ist die verfassungsrechtliche Bestimmung, wonach zumindest 50% der großen Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVUs) im Besitz staatlicher
Unternehmen stehen müssen. Darüber hinaus verfügt jedes Bundesland über ein eigenes
EVU, weshalb nur wenige österreichische Stromerzeuger ihre Leistung außerhalb ihres
regionalen Markteinflussgebietes anbieten. Die Energie-Control Austria ist als Regulierungsbehörde für die Erstellung von Marktregeln und die Überwachung von deren Einhaltung
durch die Marktteilnehmer zuständig.
Stromgroßhandel kann in Österreich über den österreichischen (EXAA) oder den EPEX
Spot/EEX Derivatmarkt in Deutschland abgewickelt werden, obwohl der Großteil des Han-
85
Entnehmer ist ein Endverbraucher oder ein Netzbetreiber, der elektrische Energie aus einem Übertragungs- oder
Verteilernetz entnimmt (§ 7 Z14 ElWOG)
86
Einspeiser ist ein Erzeuger oder ein Elektrizitätsunternehmen, der oder das elektrische Energie in ein Netz abgibt
(§ 7 Z10 ElWOG)
87
Verbund AG, Basis-Presseinformation, Wien, August 2013
247
dels bilateral abgewickelt wird. Durch die Integration des österreichisch-deutschen Marktes
hängt der österreichische Stromhandel stark von der Entwicklung des deutschen Großhandelsmarktes ab (Brückmann, R., et.al, 2011).
Derzeit gibt es keinen österreichischen Intraday-Markt auf der EXAA, wobei die Schaffung
eines grenzüberschreitenden Intraday-Marktes zur Förderung der Marktintegration diskutiert
wird (z.B. Neubarth, 2011). Auf Intra-Day-Märkten wird Strom am selben Tag gehandelt und
geliefert. Diese Märkte ermöglichen Erzeugern und Verbrauchern, ihr Portfolio näher am
Lieferzeitpunkt auszugleichen. Da Windparks und Solaranlagen eine volatile Erzeugungsstruktur aufweisen, besteht die Notwendigkeit, Erzeugung und Bedarf schneller auszugleichen. Intra-Day-Märkte können dazu einen wichtigen Beitrag liefern. An der deutschen
EPEX existiert ein Intraday-Markt für Frankreich und Deutschland, an dem prinzipiell jeder
handeln kann, sofern der Strom von Deutschland nach Frankreich übertragen wird oder
umgekehrt. Um handeln zu können, müssten österreichische Anbieter ihren Strom daher
zuerst in eine deutsche oder französische Regelzone übertragen, was die Marktteilnahme
allerdings aus zeitlichen Gründen (unterschiedlicher Zeitrahmen für die Bekanntgabe der
Handelspläne (trading schedule) und das Schließen des Intraday Marktes) sehr beschränkt
(Brückmann, R. et al., 2011).
4.1.3.3
Beschreibung der österreichischen Fördersysteme
Relevante Rechtsquellen:
■
ÖSG 2012
■
Förderungsrichtlinien 2012
■
ÖSVO 2012
Die Förderung von Ökostrom aus erneuerbaren Energiequellen erfolgt in Österreich größtenteils durch die Einspeisevergütung nach dem Ökostromgesetz (ÖSG) und den dazugehörigen Verordnungen (Tariffördersystem). Die Errichtung kleinerer und mittlerer Wasserkraftanlagen, KWK-Anlagen auf Basis von Ablauge sowie §7 KWK-Gesetz zur Errichtung von
KWK-Anlagen wird jeweils auf Antrag auf Basis des ÖSG und der jeweils gültigen Förderrichtlinie mit einem Investitionszuschuss gefördert. Das ÖSG schaffte ab dem 1.1.2003 ein
einheitliches Tariffördersystem für Strom aus erneuerbaren Energien. Im Rahmen der Novellen 2006 und 2009 wurden zusätzlich Investitionsförderungen für KWK-Anlagen, Ablauge
KWK-Anlagen, Mittlere und Kleinwasserkraftanlagen eingeführt. Darüber hinaus besteht seit
2009 eine Investitionsförderung für PV-Anlagen bis 5 kW peak, die im Rahmen von Förderprogrammen des Klima- und Energiefonds gewährt wird (Storr, S., Stöger, K., 2013).
Die gesetzlich garantierten Einspeisetarife stellen das zentrale Förderinstrument dar, wobei
die Tarife für rohstoffabhängige Technologien über eine Laufzeit von 15 Jahren und für
rohstoffunabhängige Technologien über 13 Jahre ausbezahlt werden (§16 ÖSG 2012). Der
Antragsteller erhält den zum Zeitpunkt der Antragstellung gültigen Tarif über die gesamte
Laufzeit in voller Höhe (§18 ÖSG 2012). Eine besondere Herausforderung bietet das
Ökostromgesetz, da Teile der alten rechtlichen Regelungen weiter anzuwenden sind (insbesondere Laufzeiten, Tarife, und Nachweisverpflichtungen von Ökostromanlagen). Je nach
Inbetriebnahme, Vertragsabschluss oder Ausstellung der Anlagenbescheide gelten in diesen
Bereichen die Regelungen des zu diesem Zeitpunkt in Kraft stehenden Gesetzes weiter.
§ 56 (1) des ÖSG 2012 normiert nunmehr als Übergangsbestimmung, dass für bestehende
248
Anlagen, die zum Zeitpunkt des Inkrafttretens des ÖSG 2012 über einen aufrechten Vertrag
mit der Ökostromabwicklungsstelle (OeMAG) verfügen, die jeweiligen bundes- oder landesgesetzlichen Bestimmungen gelten, soweit nichts Gesondertes bestimmt wird. Anschließend
sind jene Bestimmungen des ÖSG 2012 aufgezählt, die „insbesondere“ auch für die bestehenden Anlagen gelten, was demnach keine taxative Aufzählung darstellt und Interpretationsspielraum offenlässt. Dies führt dazu, dass die Ökostromabwicklungsstelle eine Vielzahl
unterschiedlicher Anlagentarife abzurechnen hat (Storr, S., Stöger, K, 2013).
Die E-Control ist zur jährlichen Verfassung eines Berichtes über die Entwicklungen des
geförderten Ökostroms verpflichtet (Ökostrombericht).
Investitionszuschüsse:
Förderfähig ist die Errichtung von KWK-Anlagen, die auf Basis von Ablauge betrieben werden (§ 25 ÖSG), wobei die durch die Ökostromabwicklungsstelle aufzubringenden Fördermittel für die Jahre 2009 bis 2012 mit jährlich 2,5 Mio. Euro begrenzt sind.
Die Neuerrichtung sowie die Revitalisierung (sofern dies zu einer Erhöhung des Regelarbeitsvermögens um mind. 15% führt) von Kleinwasserkraftanlagen wird mit Fördermitteln
von jährlich maximal 16 Mio. Euro subventioniert (§ 26 ÖSG 20012). Zusätzlich standen
2013 einmalig weitere 20 Mio. Euro zur Verfügung. Die Höhe des Investitionszuschusses
richtet sich hierbei nach der Engpassleistung der Kleinwasserkraftanlagen. Für die Neuerrichtung oder Revitalisierung (unter denselben Voraussetzungen wie nach § 26 ÖSG
2012) von mittleren Wasserkraftanlagen stehen insgesamt 50 Mio. Euro Fördermittel als
Investitionsförderung zur Verfügung, wobei die Ökostromabwicklungsstelle bis 2014 jährlich
höchstens 7,5 Mio. Euro an Mitteln zu überweisen hat (§ 27 Abs 2 ÖSG 2012).
Die detaillierten Voraussetzungen und Bedingungen der Investitionsförderung sowie die
Abwicklung derselben werden in den Förderungsrichtlinien 2012 (in Kraft seit 01.07.2012)
geregelt.
Einspeisevergütung:
Das ÖSG 2012 wurde am 29. Juli 2011 im österreichischen Nationalrat beschlossen und
stellt keine Novellierung des bestehenden Ökostromgesetzes, sondern eine vollständige
Neuerlassung dar. Da es einer beihilferechtlichen Prüfung durch die Europäische Kommission bedurfte, trat das Gesetz erst mit Anfang Juli 2012 vollständig in Kraft. Hiervon war der
einmalige Wartelistenabbau mit einem Kontingent von 80 Mio. Euro für Windkraftanlagen
und 28 Mio. Euro für PV-Anlagen ausgenommen (§ 23 Abs 4 iVm § 56 Abs 4 ÖSG 2012),
womit zusätzliche Windkraftanlagen mit einer Engpassleistung von 627 MW und PV-Anlagen
mit einer Engpassleistung von 120 MW gefördert wurden (Sorger, M., 2013; Storr, S., Stöger, K., 2013). Mit dem ÖSG 2012 wurde das Förderkontingent von bisher 21 Mio. Euro p.a.
auf 50 Mio. Euro p.a. mehr als verdoppelt. Zusätzlich wurden eine stärkere Unterteilung in
Anlagenkategorien und ein „Resttopf“ (für Wind-, Wasserkraftanlagen und PV-Anlagen,
sofern diese den sogenannten „Netzparitätstarif“ von 18 Cent/kWh annehmen (§ 14 Abs 6
ÖSG 2012)) geschaffen. Damit wurde auch erstmals ein Vergütungstarif im Gesetz verankert (Storr, S., Stöger, K., 2013).
Wesentliche Neuregelungen des ÖSG 2012 umfassen:
249
■
Bilanzielle Beseitigung der Abhängigkeit Österreichs vom Atomstrom bis 2015 (§4 Abs 1
Z7)
■
Erhöhung des geförderten Ökostromanteils auf 15% der Abgabemenge an Endverbraucher aus dem öffentlichen Netz bis 2015 (§ 4 Abs 2)
■
Neue Ausbauziele für geförderten Ökostrom bis 2020 (zusätzlich zu den in der
Ökostromnovelle 2009 formulierten Zielen bis 2015; siehe Tabelle 4-4) (§ 4 Abs 3)
■
Anpassungen zu Herkunftsnachweisen für Ökostrom gemäß der Erneuerbaren-Richtlinie
2009/28/EG (§§ 10,11)
■
Einspeisetarife auch für Kleinwasserkraft mit einer Engpassleistung von bis zu 2 MW
(neben der Möglichkeit von Investitionszuschüssen) (§ 12 Abs 1 Z 2)
■
Gebäudeintegrierte Photovoltaikanlagen über 5 kWp erhalten einen Netzparitätstarif iHv
18 Cent/kWh (§ 14 Abs 6 ÖSG 2012 iVm § 5 Abs 4 ÖSET-VO).
■
Abschaffung der Warteliste für Photovoltaikanlagen (§ 15 Abs 7) und Abbau der Wartelisten für Windkraftanlagen und Photovoltaikanlagen durch Gewährung von eigenen Einspeisetarifen (s.o.)
■
Friständerung für die Inbetriebnahme von Ökostromanlagen ab Vertragsabschluss: PV
Verkürzung auf 12 Monate, andere Anlagentypen Verlängerung auf 36 Monate (§ 15
Abs 6 )
■
Keine Förderung mehr für PV-Anlagen über 500 kWp (§ 20 Abs 3 Z4), dafür weiterhin
Technologie- und KWK-Bonus unter bestimmten Voraussetzungen (§ 21)
■
Schaffung des Ökostromförderbeitrags, der vom Netzbetreiber einzuheben und von den
ans Netz angeschlossenen Endverbrauchern im Verhältnis zum jeweiligen Netznutzungs- und Netzverlustentgelt zu bezahlen ist (§ 48).
■
Zusätzliches Unterstützungsvolumen von 50 Mio. Euro pro Jahr (§ 23): davon 8 Mio. für
Photovoltaik, 10 Mio. für feste und flüssige Biomasse sowie Biogas, 11,5 Mio. für Wind,
1,5 Mio. für Kleinwasserkraft (zusätzlich zu den Investitionszuschüssen), und 19 Mio. für
den „Resttopf“ (Wind-, Wasserkraft, PV-Netzparitätstarif), welcher in den nächsten
10 Jahren jährlich um 1 Mio. Euro reduziert wird.
■
Neuregelung der Investitionszuschüsse
■
Strukturelle Änderung der Mittelaufbringung: Neue Zusammensetzung der Fördermittel
aus Ökostrompauschale (vormals Zählpunktpauschale), Verkauf von Ökoenergie und
den dazugehörigen Herkunftsnachweisen an Stromhändler, Ökostromförderbeitrag,
Verwaltungsstrafen, Zinsen und sonstige Zuwendungen (§ 44)
■
Kostendeckelung des Ökostromförderbeitrags bzw. Befreiung von der Ökostrompauschale für einkommensschwache Haushalte
Tabelle 4-4 Ausbauziele für geförderten Ökostrom bis 2015/2020 laut ÖSG 2012. Quelle: Sorger, M. 2013
Technologie
Kleine & mittlere
250
Status 2010 (GWh)
Zusätzlich bis 2015
(GWh)
Zusätzlich bis 2020
(GWh)
1.258
1.750
2.000
Wasserkraft
Windkraft
2.019
1.500
4.000
Photovoltaik
26
500
1.200
Biomasse & Biogas
569
600
1.300
Die Betreiber der in § 12 ÖSG 2012 aufgezählten Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien haben nach Maßgabe der zur Verfügung stehenden Fördermittel einen
Anspruch auf Abschluss eines Vertrages über die Abnahme und die Vergütung des
Ökostroms gegenüber der Ökostromabwicklungsstelle (OeMAG, allgemeine Kontrahierungspflicht). Darüber hinaus ist die OeMAG nach § 13 ÖSG 2012 zum Abschluss von
Verträgen über die Abnahme und Vergütung von Ökostrom zu den in Abs. 3 festgelegten
Preisen verpflichtet (Kontrahierungspflicht zu Marktpreisen).
Die Ökostromverordnung 2012 des Bundesministers für Wirtschaft, Familie und Jugend legt
die für Neuanlagen geltenden Einspeisetarife für Strom aus erneuerbaren Energien fest.
Die derzeit auf nationaler und auf europäischer Ebene bestehenden Marktregeln berücksichtigen die fluktuierende Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergie nur in beschränktem
Ausmaß, weshalb eine mittel- bis langfristige Weiterentwicklung der rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen in diesem Bereich sowohl auf EU-Ebene als auch in verschieden Mitgliedstaaten diskutiert wird. Derzeit fehlen im österreichischen Markt beispielsweise Anreize für Betreiber von rohstoffabhängigen Ökostromanlagen, ihre Erzeugung in
Zeiten mit hoher Nachfrage und/oder geringer Erzeugung aus Wind- und Solarenergie, d.h.
in Stunden mit den höchsten Strompreisen, zu verschieben. In Deutschland wurden mit der
Einführung eines optionalen Marktprämienmodells im EEG 2012 bereits Regelungen in
diese Richtung getroffen. In der Literatur werden beispielsweise bei der Förderung von
Kleinwasserkraftanlagen die Schaffung von Anreizen für den zusätzlichen Bau von Speichern empfohlen, um damit Schwankungen im Angebot von Wind- und PV-Strom ausgleichen zu können (Neubarth, 2011).
Für eine bessere Marktintegration erneuerbarer Energien können sich auch die Entwicklung
grenzüberschreitender liquider Intraday-Märkte im europäischen Strombinnenmarkt auf
Grundlage harmonisierter Marktregeln, sowie die grenzüberschreitende Engpassbewirtschaftung durch Einführung eines Market Coupling positiv auswirken. Sowohl IntradayHandel als auch Engpassbewirtschaftung helfen dabei, den europäischen Ausgleich der
Erzeugungsschwankungen und den Einsatz flexibler Kraftwerke, Speicher bzw. von Lastmanagement zu optimieren. Nichtsdestotrotz bewirken sie nicht zwingend eine stärker bedarfsgerechte Erzeugung erneuerbarer Energie und damit eine bessere Marktintegration (Neubarth, 2011).
4.2 Grenzübergreifende Netzkapazitäten und die Integration der
Erneuerbaren
Der Ausbau bzw. die Optimierung der Stromübertragungsnetze ist ein zentraler Grundpfeiler
für die Integration der erneuerbaren Energien in Österreich und der EU. Die Übertragungsnetze müssen ausgebaut werden, um die Stromübertragung über längere Distanzen zu
251
ermöglichen, auch über nationale Grenzen hinweg. So können Stromerzeugungsgebiete mit
Verbrauchszentren und größeren Speichermöglichkeiten verbunden werden. Der EU-weite
Ausbau der Windenergie führt zu hohen, schwankenden Leistungsflüssen im Übertragungsnetz. Grenzüberschreitende Netzkapazitäten können dazu beitragen, dass Stromüberschüsse, die durch Windkraft in einem Mitgliedstaat (z.B. Deutschland) auftreten, von anderen
Staaten abgenommen werden, wenn diese einen geringeren Anteil an Windkraft in ihrem
Erzeugungsmix haben oder dort andere Wetterbedingungen vorherrschen. Eine internationale Vernetzung mit ausreichenden Transportkapazitäten kann auch dazu führen, dass
Staaten tendenziell weniger Spitzenlastkapazitäten vorhalten müssen und ihre Grundlastkraftwerke besser auslasten können als bei autarkem Betrieb (siehe z.B. Tretter und Pauritsch, 2010).
4.2.1
10-Jahres-Netzausbauplan von ENTSO-e (TYNDP) 2012
Am 26.6.2012 hat ENTSO-e (die Gemeinschaft der europäischen Übertragungsnetzbetreiber
– 41 Übertragungsnetzbetreiber aus 34 europäischen Ländern) die 2. Auflage des 10Jahres-Netzausbauplanes (TYNDP 2012) veröffentlicht. Der Ten-Year Network Development Plan (TYNDP) wird alle zwei Jahre erstellt. Es handelt sich um einen nicht verbindlichen, europaweiten Netzentwicklungsplan, der einen Vorschlag für Investitionen in die
Infrastruktur für die Stromübertragung in 34 europäischen Ländern beinhaltet. ENTSO-e
berücksichtigt bei der Erstellung des TYNDP bestehende nationale Netzentwicklungs- und
Investitionspläne. Die europäische Agentur zur Koordination der Energieregulatoren (ACER)
und die nationalen Regulierungsbehörden prüfen den Plan auf Kohärenz mit den nationalen
Netzentwicklungsplänen. (APG, 2013a) (ENTSO-e, 2012a)
Der TYNDP 2012 dokumentiert über 100 sogenannte „zentrale Übertragungs-Engpässe“, die
ohne weiteren Netzausbau in den nächsten 10 Jahren entstehen würden. Weiters identifiziert der Plan die Projekte von gemeinsamem Interesse, welche notwendig sind, um diese
Engpässe zu beseitigen.
Diese Netzengpässe wurden auf Basis von Szenarien der installierten Kraftwerksleitung in
der EU und den entsprechenden Lastflüssen identifiziert. Zwei Szenarien wurden im TYNDP
2012 herangezogen:
1. Im Szenario EU 2020 wurde angenommen, dass die NREAPs der EU-Mitgliedstaaten bis 2020 vollständig erfüllt werden.
2. Szenario B basiert auf den Plänen der Marktakteure in den verschiedenen regionalen Märkten.
Gemäß diesen Szenarien wird bis 2020 ein Ausbau des Kraftwerksparks von 250 GW in
Europa erwartet (siehe Tabelle 4-5).
Tabelle 4-5: Installierte Leistung von Kraftwerken in Europa gemäß TYNDP 2012.
Quelle: ENTSO-e (2012a).
Installierte Leistung in 2012
(GW)
(GW)
Fossile Kraftwerke
458
456
Atomkraftwerke
126
132
252
(GW)
(GW)
Wasserkraft
53
82
Andere Erneuerbaren
320
536
6
8
963
1214
Nicht identifizierbare Quellen
Gesamt
Diese Szenarien zeigen, dass größere volatile Leistungsflüsse über lange Strecken in Europa erwartet werden. Diese volatilen Leistungsflüsse entstehen großteils durch den Ausbau
der erneuerbaren Energiequellen.
Anhand dieser Szenarien können Engpässe in folgende drei Kategorien gegliedert werden:
■
Versorgungssicherheit
■
Anschluss neuer Kraftwerke
■
Marktintegration (Vervollständigung des europäischen Binnenmarktes)
Der TYNDP 2012 identifiziert für den Zeitraum bis 2022 einen Netzausbaubedarf von
52.300 km neuer Hochspannungsleitungen und ein Investitionsvolumen von etwa 104 Mrd.
Euro. (ENTSO-e, 2012b) Dieser Bedarf wird von Erfordernissen der Versorgungssicherheit
(21.900 km), der Vervollständigung des europäischen Binnenmarktes (18.200 km) sowie der
88
RES-E-Integration (45.300 km) ausgelöst.
80% der identifizierten Netzengpässe sind direkt oder indirekt mit der Netzintegration der
erneuerbaren Energiequellen verbunden. In diesem Zusammenhang entstehen Netzengpässe entweder direkt durch den Netzanschluss von Anlagen zur Erzeugung von Strom
aus erneuerbaren Energien oder indirekt durch die Tatsache, dass ein erheblicher Teil der
neuen Anlagen weit entfernt von den Verbraucherzentren installiert wird.
Der Ausbau der Erneuerbaren verursacht in der EU große, volatile Leistungsflüsse über
lange Strecken, da die Stromproduktion aus erneuerbaren Energiequellen zum Teil fluktuierend, zum anderen oft fern der Lastzentren stattfindet. Dadurch werden weitere Netzverstärkung und Netzausbau erforderlich (APG, 2013a). Ein weiträumiger Ausgleich der Stromerzeugung aus fluktuierenden erneuerbaren Energiequellen ist daher vorteilhaft und macht
es einfacher, Angebot und Nachfrage zur Deckung zu bringen. Erhöhte Transportkapazitäten der Netze in der EU können zur Versorgungssicherheit und einer besseren Integration
der Erneuerbaren beitragen. Die Bewältigung dieser Aufgabe kann durch andere Systemkomponenten, wie z.B. Speicher, intelligente Netze oder die Beeinflussung des Verbraucherverhaltens unterstützt werden (Grünwald, 2012).
88
Die Summe der drei Teile ist größer als die angegebene Gesamtzahl, da eine Ausbaumaßnahme gleichzeitig
mehreren Zielen dienen kann.
253
4.2.2
Grenzübergreifende Netzkapazitäten zwischen Österreich und seinen
Nachbarländern
In Deutschland besteht ein geografisches Ungleichgewicht zwischen der installierten Windkraftleistung in Nord- und Ostdeutschland und der Konzentration der Lastzentren im Süden
und Westen. Dieses Ungleichgewicht wird durch die Errichtung großer Offshore-Windparks
in Nord- und Ostsee in Zukunft weiter zunehmen. Im Rahmen des deutschen OffshoreNetzentwicklungsplans 2013 wurde ein Szenario-Rahmen 2013 genehmigt, welcher für die
Offshore-Windenergie unter der Berücksichtigung der Regionalisierung (Nordsee/Ostsee)
installierte Leistungen zwischen 10,3 GW und 17,8 GW im Jahr 2023 vorsieht (50Hertz et
al., 2013). Diese Entwicklungen führen zu einem wachsenden Bedarf an Elektrizitätstransport und zu höheren Anforderungen an das Übertragungsnetz sowohl in Deutschland als
auch in den benachbarten Ländern (dena, 2012; 50Hertz et al., 2013).
Tabelle 4-6: Geplante installierte Leistungen der Offshore-Windparks in Deutschland für das
Jahr 2023
Szenario A – 2023
Szenario B – 2023
Szenario C – 2023
9,1 GW
12,8 GW
15 GW
Offshore-Wind Ostsee
1,3 GW
1,3 GW
2,8 GW
Offshore-Wind
Gesamt Deutschland
10,3 GW
14,1 GW
17,8 GW
Offshore-Wind
see
Nord-
In Österreich führt die Interaktion der Windenergieleistung im Nordosten des Landes mit den
Pumpspeicherkraftwerken, die sich überwiegend im Süden und Südwesten Österreichs
befinden, bereits heute zu volatilen Lastflüssen im Übertragungsnetz. Die Leistungsflüsse
aus Windenergieparks in Deutschland verschärfen diese Volatilität und können zu Engpässen führen (Wolter und Rendel, 2011). Abbildung 4-6 zeigt die physikalischen Exporte bzw.
Importe zwischen Deutschland und Österreich (in GWh/Monat) im Zeitraum Jänner 2012 –
Juli 2013 (ENTSO-e, 2013).
254
Abbildung 4-6: Physikalische Exporte bzw. Importe nach/von Deutschland (in GWh/Monat)
im Zeitraum Jänner 2012 bis Juli 2013. Quelle: ENTSO-e (2013).
Gemäß dem Masterplan 2009–2020 des österreichischen Übertragungsnetzbetreibers APG
89
(APG, 2011a) wird der zukünftige Ausbau der Windkraftleistung in Deutschland zu einer
steigenden Volatilität in der Netzbelastung und zu einer weiteren Steigerung der Interaktion
zwischen österreichischen Pumpspeicherkraftwerken und deutscher Windenergie führen.
Dadurch kommt es zu höheren Netzbelastungen im APG-Netz, besonders für die Grenz90
leitungen nach Deutschland und die Nord-Süd-Leitungen in Österreich. Auch der geplante
91
Ausbau der Windenergie in Österreich und in anderen Nachbarstaaten wird zu einer stärkeren Beanspruchung der österreichischen Stromübertragungsnetze führen.
89
Die Austrian Power Grid AG (APG) ist Österreichs Übertragungsnetzbetreiber.
90
Vom Netzknoten St. Peter führen zwei 220-kV-Leitungen bzw. vier 220-kV-Systeme mit unterschiedlicher
Transportkapazität zwischen 318 MVA und 457 MVA nach Deutschland (St. Peter – Simbach/Altheim, St. Peter –
Pirach/Pleinting), (APG, 2011). Ein Netzausbau 380-kV-Leitung St. Peter – Staatsgrenze (Isar/Ottenhofen) ist
gemäß Masterplan 2009–2020 geplant und soll bis 2020 zu einer Entlastung führen.
91
Für den Zeitraum von 2010 bis 2020 werden im Österreichischen Ökostromgesetz 2012 als Ausbauziele für
Wasserkraft 1.000 MW bzw. 4 TWh, für Windkraft 2.000 MW bzw. 4 TWh (bezogen auf die Ökostromerzeugung
eines Durchschnittsjahres), für Biomasse und Biogas 200 MW bzw. 1,3 TWh sowie für Photovoltaik 1.200 MW bzw.
1,2 TWh festgelegt (ÖSG, 2012).
255
Tabelle 4-7: Geplante installierte Leistung und Stromerzeugung aus Windkraft im Jahr 2020
in den Nachbarstaaten Österreichs. Quellen: Beurskens et al., (2011), BFE (2013).
Installierte Leistung 2020 (MW)
Stromerzeugung aus Windenergie 2020 (GWh)
Deutschland
45.750
104.435
Tschechien
743
1.496
Slowenien
106
191
Nicht verfügbar
600
Schweiz
Italien
12.680
20.000
Ungarn
750
1.545
Slowakei
350
560
Mit der zunehmenden Einspeisung aus Wind- und Sonnenenergie in der EU nimmt auch die
Bedeutung der Speicherung zu. Vor allem für die kurzfristige Bereitstellung von Regelleistung und Ausgleichsenergie ist die Pumpspeicherung die einzige Speichertechnologie, die
diesen Anforderungen derzeit am besten gerecht wird und im großen Ausmaß installiert
werden kann (Wall, 2010; Frontier economics, 2011).
Mit einer Leistung von ca. 4.300 MW Pumpspeicherkraft leistet Österreich schon heute
Beiträge zum wichtigen internationalen Ausgleich von Lastschwankungen (österreichs
energie, 2013). Obwohl die Qualität der Prognosen für die Einspeisung von Windenergie und
Sonnenenergie verbessert werden kann, wird es erforderlich sein, fehlende Erzeugung
durch andere Erzeugungstechnologien und durch Speichermöglichkeiten unter Nutzung
einer intelligenten und leistungsfähigen Netzinfrastruktur auszugleichen (Tretter und Pauritsch, 2010). Der Ausbau und die Ermöglichung der „umweltfreundlichen Stromspeicherung“
mit Pumpspeicherkraftwerken stellt daher einen strategischen Schwerpunkt der Energiestrategie Österreich dar (BMLFUW/BMWFJ, 2010).
256
Abbildung 4-7: Ausbau der Kraftwerkskapazitäten von 2010 bis 2020 in Österreich.
Quelle: APG (2011a).
Nur mit ausreichenden Netzkapazitäten, einerseits zwischen Österreich und Deutschland
und andererseits in Österreich selbst, und einem gut funktionierenden Elektrizitätsbinnenmarkt kann Strom aus deutschen und österreichischen Windkraftanlagen in den Pumpspeicherkraftwerken in Österreich gespeichert und in weiterer Folge wieder in den Verbraucherzentren bereitgestellt werden (Wolter und Rendel, 2011; Verbund/dena, 2012).
Österreich ist derzeit Nettostromimporteur aus Deutschland und Tschechien und Nettostromexporteur nach Slowenien, Italien, Ungarn und in die Schweiz (siehe Tabelle 4-8).
Tabelle 4-8: Physikalische Stromexporte/-importe Österreichs 2012 (GWh), Quelle: ENTSO92
e (2013).
2012
Deutschland
Tschechien
Slowenien
Schweiz
Italien
Ungarn
Physikalische
Importe (GWh)
14.095
10.309
111
127
21
335
Physikalische
Exporte (GWh)
6.338
51
4.596
8.063
1.145
2.429
Nettostromimporte
(Importe
minus
Exporte)
7.757
10.258
-4.485
-7.936
-1.124
-2.094
Bestehende Netzengpässe an den Grenzen zu Tschechien, Ungarn, Slowenien, Italien und
93
zur Schweiz werden mittels koordinierter Auktionen bewirtschaftet (E-control, 2012).
Die
92
Zwischen Österreich und der Slowakei gibt es keine direkte Netzverbindung.
257
derzeit verfügbaren Kapazitäten für grenzüberschreitende Stromlieferungen sind wie folgt
(APG, 2013b).
Tabelle 4-9: Verfügbare Kapazitäten für grenzüberschreitende Stromlieferungen.
Quelle: APG (2013b).
Tschechien
Ungarn
Slowenien
Italien
Schweiz
Übliche Exportkapazitäten (MW) von
Regelzone APG
nach
900 MW
800 MW
950 MW
255-315
MW
400-600 MW
Übliche Importkapazitäten (MW) nach
Regelzone APG von
800 MW
800 MW
950 MW
80-130 MW
1.200 MW
Abbildung 4-8: Deklarierte Stromnetzengpässe. Quelle: österreichs energie (2013)
Die Leistungsflüsse, die durch eine höhere, schwankende Stromerzeugung aus Windenergie
verursacht werden, können sich in Zukunft auch auf die grenzüberschreitenden Stromlieferungen zwischen Österreich und seinen anderen Nachbarn und somit auf die Bewirtschaftung der entsprechenden grenzüberschreitenden Netzkapazitäten auswirken. Der österreichische Übertragungsnetzbetreiber erwartet eine deutliche Zunahme der Volatilität der
gesamten Regelzone APG bis 2020 (APG, 2011b). D.h. dass künftig mit höheren Exportleistungen gerechnet werden muss, wodurch insbesondere die Grenzleitungen zu den Nachbarstaaten zusätzlich belastet werden können.
93
Wenn von den Marktteilnehmern eine größere Transportkapazität nachgefragt wird, als vorhanden ist, ergibt sich
ein Engpass an der Grenze. Die Rechte für die grenzüberschreitenden Leitungskapazitäten, für die ein solcher
Engpass deklariert wurde, werden in der Regel versteigert (APG, 2013).
258
Um diesen Erfordernissen gerecht zu werden, sieht der APG Masterplan 2009–2020 folgen94
de Hauptmaßnahmen vor (APG, 2011a):
■
380 kV-Höchstspannungsring
■
Regionale Netzausbauten zum Anschluss von Wind-, Wasser- und Pumpspeicherkraftwerken
■
Verstärkung der Netzanbindungen an die Nachbarländer bzw. an benachbarte Regelzonen
Abbildung 4-9 zeigt die Netzbelastung im Jahr 2020 in Österreich, unter der Voraussetzung,
dass der erforderliche Netzausbau bis 2020 gemäß APG Masterplan 2009–2020 umgesetzt
wird (APG, 2011a).
Abbildung 4-9: Netzbelastung 2020 in Österreich. Quelle: APG (2011a)
94
Im Rahmen der aktuellen Entwicklungen wird der APG-Masterplan derzeit überarbeitet und soll als „APGMasterplan 2030“ im Jahr 2013 veröffentlicht werden.
259
4.3 Stärken und Schwächen der Fördersysteme für Strom aus
erneuerbaren Energiequellen
In den folgenden Abschnitten werden Fördersysteme für Strom aus erneuerbaren Energiequellen (EE) hinsichtlich ihrer prinzipiellen Wirkungsweisen und ihrer Stärken und Schwächen beschrieben. Darüber hinaus werden bisherige Erfahrungen mit Fördersystemen
erläutert und Empfehlungen hinsichtlich einer Weiterentwicklung des Ökostromgesetzes
95
abgeleitet.
4.3.1
Überblick
Förderinstrumente für Strom aus EE lassen sich nach verschiedenen Kriterien einteilen.
Tabelle 4-10 gibt einen Überblick über die Instrumente, wobei hinsichtlich der Steuergröße
(preis- und mengenbasierte Instrumente) zwischen direkten und indirekten, investitions- und
erzeugungsbasierten sowie regulativen und freiwilligen Instrumenten unterschieden wird.
Tabelle 4-10: Klassifizierung von Förderinstrumenten für Strom aus erneuerbaren
Energiequellen (Quelle: basierend auf Ragwitz et al., 2006 und Morthorst et al., 2005).
direkt
preisbasiert
investitionsbasiert
Regulative
Instrumente
• Einspeisetarife
erzeugungsbasiert
Freiwillige investitionsbasiert
Instrumente
erzeugungsbasiert
4.3.2
• Investitionszuschüsse
• Investitionsbasierte
Steuervergünstigungen
• Prämiensysteme
• erzeugungsbasierte
Steuervergünstigungen
• Teilhaberprogramme
• Beitragsprogramme
mengenbasiert
• Ausschreibungsmodelle
indirekt
• Umweltsteuern
• Ausschreibungsmodelle
• Quotenregelungen mit
handelbaren Zertifikaten
• freiwillige
Vereinbarungen
• Grüne Tarife
Kurzbeschreibung von Fördersystemen
Im Folgenden werden die Grundformen der am häufigsten eingesetzten Instrumente, nämlich Einspeisevergütungen (Tarife und Prämien) und Quotenmodelle mit handelbaren Zertifikaten, kurz beschrieben (basierend auf Schweighofer et al., 2006; Ragwitz et al., 2006;
Fischer et al., 2012). Ebenso wird kurz auf Ausschreibungsmodelle und sonstige Instrumente eingegangen.
95
Die folgenden Abschnitte wurden dem Endbericht des Projektes „Fördersysteme für die Stromerzeugung aus
erneuerbaren Energieträgern. Status und Perspektiven“ (Kalt et al., 2013) entnommen. Dieses Projekt (Kurztitel:
„Supp-RES-E“) wurde im Auftrag des Bundesministeriums für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft (Abt. Energie und Umweltökonomie) durchgeführt.
260
Bei Förderung mittels Einspeisetarifen wird den Betreibern von Ökostromanlagen die
Abnahme des erzeugten Stroms zu einem fixen, von der Entwicklung des Marktpreises
unabhängigen Erlös pro eingespeiste Energiemenge für einen längeren Zeitraum (z.B. 15
Jahre) garantiert. Dadurch werden die Einkünfte aus dem Betrieb einer Ökostromanlage
weitgehend berechenbar und das Risiko für Anlagenbetreiber minimiert. Die Vergütungssätze (Einspeisetarife) hängen in der Regel von der eingesetzten Technologie sowie anderen Einflussparametern auf die Kosten (wie Anlagengröße, Art des eingesetzten Rohstoffs
im Fall von Biomasse- oder Biogasanlagen etc.) ab. Einspeisetarife stellen das in der EU am
häufigsten eingesetzte Förderinstrument für Strom aus Erneuerbaren dar.
Bei Prämiensystemen (Einspeiseprämien) wird Strom aus Ökostromanlagen regulär vermarktet; zusätzlich zum so erwirtschafteten Preis erhält der Anlagenbetreiber jedoch eine
festgelegte Prämie in Form einer Einspeisevergütung. Dadurch werden die geförderten
Anlagen stärker in das Marktgeschehen integriert als bei Einspeisetarifsystemen, und es
besteht ein Anreiz für nachfrageorientierte Erzeugung. Mehrere Mitgliedstaaten der EU,
darunter Dänemark, die Niederlande und Spanien, haben ihr Fördersystem kürzlich auf
Einspeiseprämien umgestellt (Fischer et al., 2012).
Bei Quotenmodellen werden Stromversorger, Stromhändler oder andere Akteure verpflichtet, in ihrem Strommix einen gewissen, vom Gesetzgeber bzw. Regulator festgelegten
Mindestanteil an erneuerbaren Energiequellen vorzuweisen. Die Quote kann entweder durch
eigene Stromerzeugung oder durch den Erwerb von Zertifikaten („Grüne Zertifikate”) von
anderen Anlagenbetreibern erreicht werden. Die Nichterfüllung der Quote wird mit Ausgleichszahlungen geahndet. Bei diesem Förderinstrument wird ein Markt für handelbare
Zertifikate geschaffen, der aufgrund der Wirkung von Marktmechanismen in der Theorie zu
einer kostenminimalen Erreichung des angestrebten Anteils erneuerbarer Energie führt
(mehr dazu weiter unten).
Bei Ausschreibungsmodellen kann zwischen investitions- und erzeugungsbasierten Verfahren unterschieden werden. Eine bestimmte Erzeugungsmenge bzw. -kapazität wird
ausgeschrieben, und in einem Bieterprozess werden die günstigsten Anbieter ermittelt, die
entsprechende erzeugungsorientierte Vergütungen bzw. Investitionszuschüsse erhalten. Es
konkurrieren also potenzielle Erzeuger um einen Vertrag zur Deckung eines ausgeschriebenen Kontingents.
Sonstige Instrumente wie Investitionsförderungen, Steuererleichterungen und –befreiungen werden in der Regel nicht als Hauptinstrument, sondern zusätzlich zu den o.g. Fördersystemen eingesetzt. Darüber hinaus sind Mischformen von Förderinstrumenten möglich; beispielsweise Einspeisetarife in Kombination mit Ausschreibungsmodellen oder Quotenmodelle in Kombination mit Einspeisetarifen für bestimmte Anlagentypen.
In der EU werden in erster Linie Einspeisevergütungsmodelle und Quotensysteme mit handelbaren Zertifikaten eingesetzt. In der konkreten Ausgestaltung (z.B. hinsichtlich Höhe,
Dauer und Art der Vergütungen oder technologiespezifischer Differenzierung) gibt es erhebliche Unterschiede zwischen den nationalen Fördersystemen. Ausschreibungsmodelle und
Investitionsförderungen werden derzeit in keinem Mitgliedstaat der EU mehr als
Hauptinstrument eingesetzt, sie kommen aber zum Teil für konkrete Projekte (z.B. Ausschreibungen für Offshore-Windparks) oder als begleitende Instrumente (z.B. Investitionsförderungen für PV-Anlagen) zum Einsatz.
261
4.3.3
Bisherige Erfahrungen mit Fördersystemen, Stärken und Schwächen
Die bisherigen Erfahrungen in Europa und anderen Ländern deuten darauf hin, dass Einspeisevergütungen das effektivste Förderinstrument darstellen (siehe Steinhilber et al.,
2011; IRENA, 2012). Das heißt, dass mit Einspeisevergütungen selbst in jungen Märkten
innerhalb kurzer Zeit relativ hohe Zuwächse erzielt werden können. Quotenmodelle haben in
der Vergangenheit hingegen kaum den erwünschten Effekt, mit geringen Kosten einen
vorgegebenen Ausbaupfad zu erzielen, gebracht. Stattdessen waren Entwicklungen in
Ländern mit Quotenmodellen häufig dadurch gekennzeichnet, dass die angestrebten Mengenziele über Jahre hinweg deutlich verfehlt wurden (z.B. Großbritannien), Anlagenbetreiber
zum Teil übermäßige Gewinne lukrieren konnten (z.B. Italien, Polen), und damit die laut
Theorie hohe Kosteneffizienz von Quotenmodellen in der Praxis nicht erreicht wurde (siehe
Resch et al., 2009; Steinhilber et al., 2011). Technologieoffene Ansätze, die Wettbewerb
zwischen den verschiedenen Anlagentypen forcieren sollten, haben sich unter anderem aus
technologiepolitischer Sicht als nicht zielführend erwiesen.
Grundsätzlich weisen sämtliche in Frage kommenden Förderinstrumente Vor- und Nachteile
auf. Einspeisetarife zielen darauf ab, die Risiken für Anlagenbetreiber bzw. Investoren zu
minimieren. Die geförderten Anlagen operieren vom eigentlichen Strommarkt (dessen praktische Funktionalität hier nicht näher diskutiert wird) weitgehend getrennt, und die Auswirkungen und Risiken volatiler Strompreise und fluktuierender Einspeisung werden von den
Stromverbrauchern bzw. den übrigen Marktteilnehmern übernommen. Sofern die festgelegten Tarife angemessene Renditen versprechen, stellen Einspeisetarife somit sehr attraktive
Förderinstrumente für Investoren dar.
Aus systemischer Sicht weisen Einspeisetarife also folgende Nachteile auf: Neben dem
wettbewerblichen Strommarkt wird ein Marktsegment geschaffen, in dem Marktsignale keine
Rolle spielen, und keine Anreize zu einer nachfrageorientierten Stromerzeugung bestehen.
Dieses seit einigen Jahren insbesondere in Deutschland rasch gewachsene Segment hat
zunehmend Auswirkungen auf den wettbewerblichen Strommarkt und systemtechnische
Aspekte der Stromversorgung: Zu nennen sind insbesondere starke Auswirkungen auf
96
Börsenpreise zu Zeiten hoher Wind- und PV-Einspeisung (Merit-Order-Effekt , negative
Strompreise), auf die Wirtschaftlichkeit konventioneller Kraftwerke, den Regelenergiebedarf
sowie den aufgrund veränderter Lastflüsse erforderlichen Investitionsbedarf in die Stromnetze. Aus diesem Grund werden in Ländern mit Einspeisevergütungssystemen in letzter Zeit
zunehmend alternative Förderinstrumente zur Diskussion gebracht, die eine stärkere Marktund Systemintegration erneuerbarer Stromerzeugung versprechen. In Deutschland wurde im
Rahmen des Erneuerbaren Energien Gesetzes 2012 eine optionale Marktprämie eingeführt,
die nachfrageorientierte Direktvermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien forcieren
soll. Dabei wird der Strom regulär über eine Börse oder außerbörslich („over the counter“)
vermarktet; zusätzlich zum regulär erwirtschafteten Strompreis erhält der Anlagenbetreiber
96
Der „Merit-Order-Effekt“ beschreibt in diesem Zusammenhang die Preis- und Verteilungseffekte, die durch den
Ausbau der Erneuerbaren Energien ausgelöst werden (Sensfuß, 2011). Die folgende Erklärung des Merit-OrderEffekts ist Sensfuß et al. (2007) entnommen: „Der Preis für Strom wird auf dem Spotmarkt durch das jeweils
teuerste Kraftwerk bestimmt, das noch benötigt wird, um die Stromnachfrage zu befriedigen („Merit-Order“). Die
vorrangige EEG- [bzw. ÖSG-; Anm.] Einspeisung reduziert die Nachfrage nach konventionellem Strom. Entsprechend der Merit-Order werden daher die teuersten Kraftwerke zur Nachfragedeckung nicht mehr benötigt; der Preis
auf dem Spotmarkt sinkt entsprechend.“
262
eine Marktprämie sowie eine Managementprämie zur Abgeltung der übernommenen Risiken
und des durch die Vermarktung entstehenden Mehraufwandes (siehe z.B. Gawel et al.,
2012; Gawel et al., 2013; Klobasa et al., 2013).
Bei einem derartigen Einspeiseprämienmodell besteht im Gegensatz zum Einspeisetarifmodell ein Anreiz zur nachfrageorientierten Erzeugung und – im Fall von PV- und Windkraftanlagen – zur Erreichung einer möglichst genauen Prognose der Einspeisung. Durch die
Direktvermarktung werden Anlagen auf Basis von EE in den regulären Strommarkt integriert,
die Betreiber übernehmen zumindest einen Teil der Marktrisiken und haben ein inhärentes
Interesse an einer Minimierung des Regelenergiebedarfs. In welchen Ausmaß Anlagenbetreiber den Marktrisiken ausgesetzt sind, hängt von der konkreten Ausgestaltung des Fördersystems ab. Im Fall des deutschen Marktprämienmodells sind die Risiken (ebenso wie
die effektive Marktintegration) aufgrund einer dynamischen Kopplung der Marktprämie an
monatlich ermittelte durchschnittliche Börsenpreise allerdings relativ gering.
Quotenmodelle zielen ebenso auf eine Marktintegration erneuerbarer Stromerzeugung und
die daraus resultierenden systemischen Vorteile ab. Auch hier kommt es zu einer regulären
Vermarktung der erzeugten Energie, Marktrisiken werden zur Gänze von den Anlagenbetreibern getragen, und darüber hinaus wird Wettbewerb zwischen den im Fördermodell
vorgesehenen Stromerzeugungstechnologien geschaffen (vgl. Haucap et al., 2012). Eine
derartige Konkurrenz um Fördermittel wird bei Einspeisevergütungsmodellen bewusst verhindert. Sie zielen in der Regel darauf ab, nicht nur die momentan kostengünstigsten Technologien zu forcieren, sondern ein breiteres Portfolio an Stromerzeugungstechnologien zu
etablieren und auch weniger ausgereifte Technologien an die Marktreife heranzuführen.
Die Vernachlässigung weniger ausgereifter, jedoch unter Umständen langfristig aussichtsreicher Technologien führt dazu, dass mittel- bis langfristige Entwicklungs- und Kostensenkungspotentiale nicht erschlossen werden. Darüber hinaus weisen Quotenmodelle eine
Reihe weiterer Nachteile gegenüber Einspeisetarifmodellen auf: Höhere Marktrisiken haben
bei der Finanzierung von Anlagen höhere Risikoaufschläge zur Folge. Dies wirkt sich letztlich negativ auf die Kosten des Fördersystems aus, da Risikoaufschläge im Rahmen des
Zertifikatshandels (durch den die Mehrkosten gegenüber konventionellen Technologien
abgedeckt werden müssen) eingepreist werden. Ein weiterer Kritikpunkt besteht darin, dass
große Energieversorgungsunternehmen bei Quotenmodellen gegenüber Kleinunternehmen
klar im Vorteil sind: Einerseits verfügen sie über entsprechendes Know-how und Erfahrung
bei der Stromvermarktung und andererseits sind sie besser in der Lage, große Marktrisiken
zu managen. Quotenmodelle sind damit nicht in der Lage, weitgehende Chancengleichheit
für alle Akteure zu schaffen. Weiters besteht bei Quotenmodellen die Gefahr von Mitnahmeeffekten (Bergek et al., 2010).
In der aktuellen Diskussion zur Weiterentwicklung bzw. Reformierung des Ökostromgesetzes werden zum Teil Investitionsförderungen und investitionsbasierte Ausschreibungsmodelle vorgeschlagen (siehe Haslauer, 2013). Auch diese Instrumente würden eine Marktintegration bewirken, da lediglich die Anlagenerrichtung, nicht die Stromerzeugung gefördert würde.
Darin besteht jedoch auch eine wesentliche Schwäche dieser Förderinstrumente; schließlich
bestehen energiepolitische Zielsetzungen primär in der Erhöhung des Anteils erneuerbar
produzierten Stroms, nicht im Ausbau der Erzeugungskapazitäten. Investitionsbasierte
Förderungen bergen aufgrund eines geringeren Anreizes zur Maximierung der Stromerzeugung die Gefahr einer ineffizienten Allokation von Fördermitteln. Darüber hinaus fallen die
263
Förderkosten zur Gänze in den Jahren der Anlagenerrichtung an, was die Finanzierung des
Förderinstruments erschwert und die Wahrscheinlichkeit von Stop-and-Go-Zyklen erhöht.
Im Fall von Ausschreibungsmodellen bestehen darüber hinaus diverse Herausforderungen
hinsichtlich der optimalen Ausgestaltung. Insbesondere die Zeitabstände zwischen einzelnen
Bieterrunden haben maßgeblichen Einfluss auf die Effizienz und Effektivität des Förderinstruments. Bei kurzen Zeitabständen besteht die Gefahr, dass strategisches Verhalten
oder mangelnder Wettbewerb bei einzelnen Bieterrunden zu Überförderungen führt. Lange
oder unregelmäßige Zeitabstände haben wiederum zur Folge, dass es statt eines einigermaßen kontinuierlichen Anlagenzubaus zu Zubau-Zyklen kommt, und Anlagenplaner, -hersteller und Investoren massiven Planungsunsicherheiten ausgesetzt sind. In der
Praxis zeigt sich, dass eine Schwachstelle des Ausschreibungsmodells in der rückläufigen
Entwicklung der Realisierungsquote (siehe Abbildung 4-10) besteht.
300
90%
ausgewählte Projekte
79%
250
66%
Anzahl Projekte
261
80%
realisierte Projekte
70%
Realisierungsquote [%]
195
200
60%
58%
50%
141
150
41%
122
40%
29%
100
82
80
75
80
76
59
30%
20%
50
10%
0
0%
1990
1991
1994
1997
1998
NFFO-1
NFFO-2
NFFO-3
NFFO-4
NFFO-5
Abbildung 4-10: Entwicklung der Realisierungsquote im UK-Auschreibungssystem, 1990–
1998. Quelle: http://www.dti.gov.uk/energy/renewables/policy/nffo_obligation.shtml
4.3.4
Einspeiseprämienmodelle in Europa
Innerhalb der Europäischen Union stellen Einspeisevergütungs-Systeme den am häufigsten
eingesetzten Mechanismus zur Förderung der erneuerbaren Stromerzeugung dar. Im Jahr
2012 setzten 24 Mitgliedstaaten Einspeisevergütungen ein, davon 20 als Hauptförderinstrument und vier weitere als unterstützendes Förderinstrument für bestimmte erneuerbare
Technologien (Ragwitz, M. et al, 2012).
Die Verbreitung von Einspeiseprämien nahm in den letzten Jahren zu, sodass im Jahr 2012
97
bereits 10 Länder Einspeiseprämien als zusätzliches oder als Hauptförderinstrument
97
CZ, DK, EE, FI, DE, IT, NL, SK, SI, ES
264
einsetzten. Die ab 2014 in Großbritannien verwendeten „Contracts for Difference“ (Differenzkontrakte) stellen ein ähnliches Instrument dar, wobei hier auch Atomkraft förderfähig
ist. Einen Überblick über verschiedene Einspeiseprämien-Modelle bietet Tabelle 4-11.
Tabelle 4-11: Vergleich europäischer Einspeiseprämien-Modelle. Quelle: Ragwitz, M. et al.,
2012, RES LEGAL (2011a, b)
Land
Art
Seit
Wechsel
FiT/FiP
Förderdauer
(J)
Festlegung
Förderniveau
Technologiespezifisch
Relvanter
Strompreis
CZ
Fest
2006
Jährl.
20
Regierung
Ja
Aktuell
DE
Gleitend
2012
Monatl.
20
Regierung
Ja
Monatl. Ø
DK
Fest +
gleitend
2009
Nein
10-20
Regierung;
Ausschreibung
Offshore-Wind
Ja
Aktuell
EE
Fest
2010
Nein
n.a.
Regierung
Nein
Aktuell
FI
Gleitend
2011
Nein
n.a.
Regierung
Ja
3-Monats-Ø
IT
Fest
2007
Nein
20
Regierung
Ja
Aktuell
NL
Gleitend
2009
Nein
12-15
Ausschreibung
Teilweise
Jährl. Ø
SK
Fest
2009
Nein
15
Regierung
Ja
n.a.
SL
Fest
2009
n.a.
15
Regierung
Ja
n.a.
ES
Cap &
floor
2007
Jährl.
25
Regierung
Ja
Stündl. Ø
UK
CfD,
gleitend
2014
Wahl
FiP/RO
bis 2017
20 (?)
Regierung
Ja
Noch nicht
festgelegt
Prinzipiell werden drei Arten von Einspeiseprämien-Systemen unterschieden: feste Prämien,
Prämien mit festgelegter Ober- und Untergrenze (cap and floor) sowie gleitende Prämien/sogenannte Differenzkontrakte (Contracts for Difference, CFD) (siehe Abbildung 4-11).
Abbildung 4-11: Einspeiseprämienmodelle im Vergleich. Quelle: Ragwitz, M. et.al, 2012
Feste Einspeiseprämien sind vom Durchschnittspreis auf dem Strommarkt unabhängig und
erhöhen dadurch im Vergleich zu einem Einspeisetarif das Einnahmerisiko für den Erzeuger,
265
da dieser das gesamte Preisrisiko auf dem Markt trägt. Darüber hinaus kann durch feste
Prämien eine Über- oder Unterförderung entstehen. Eine Einspeiseprämie mit festgelegter
Ober- und Untergrenze verringert Einnahmerisiken und -überschüsse, da sie nur eine bestimmte Einkommensbandbreite erlaubt. Gleitende Prämien oder Differenzkontrakte, bei
denen die Prämie eine Funktion des durchschnittlichen Strompreises darstellt, erhöhen nicht
notgedrungen das Einnahmerisiko (Ragwitz, M. et.al, 2012).
Neben dem bereits in diesem Kapitel und unter Kapitel 4.4.4 (Zieldimension Marktintegration) beschriebenen deutschen Marktprämienmodell werden in weiterer Folge beispielhaft die
Einspeiseprämiensysteme der Niederlande und Dänemarks vorgestellt.
Niederlande
In den letzten 15 Jahren wurden erneuerbare Energien in den Niederlanden einerseits über
98
Einspeiseprämiensysteme und andererseits durch steuerliche Regulierungsmechanismen
gefördert (RES LEGAL, 2011a).
Von 1996 bis 2005 wurden zur Förderung erneuerbarer Energieträger Erleichterungen von
der Energiesteuer gewährt. Da in diesem System auch die ausländische Erzeugung erneuerbaren Stroms gefördert werden konnte, war das Modell der Kritik ausgesetzt, dass holländische Verbraucher bereits existierende Wasserkraftanlagen in Nordeuropa subventionieren,
ohne dass neue erneuerbare Anlagen in den Niederlanden errichtet wurden (EREC, 2009).
2003 wurde das „MEP Programm“ (Milieukwaliteit Elektriciteisproductie, Umweltqualität der
Stromerzeugung) geschaffen. Dieses beinhaltete eine technologieabhängige feste Einspeiseprämie, die für 10 Jahre zusätzlich zum Marktpreis ausbezahlt wurde. Die Prämie wurde
nur für in den Niederlanden erzeugten erneuerbaren Strom ausbezahlt, und war nach oben
hin nicht gedeckelt. Im August 2006 wurde die MEP-Prämie abgeschafft, was einen drastischen Einbruch der Investitionen in neue erneuerbare Energieanlagen zur Folge hatte. Im
Oktober 2007 wurde schließlich eine Neuregelung der Einspeiseprämie für erneuerbare
Energien erlassen. Das ab 2008 gültige SDE Programm (Stimuleringsregeling duurzame
energieproductie) ähnelte der MEP-Prämie: Erzeuger von erneuerbarem Strom erhielten
zusätzlich zum Marktpreis eine variable Prämie zur Abdeckung von Mehrkosten für maximal
10 Jahre. Die Einspeisevergütung des SDE-Fördersystems sah separate Fördertöpfe
und -systeme für die verschiedenen, erneuerbaren Technologien vor. Wie auch im alten
MEP-Programm wurde die SDE-Prämie für Biomasse (abgesehen von großen KoFeuerungsanlagen) und Windkraft ausbezahlt, und die Photovoltaikförderung wurde neu
hinzugenommen. Offshore-Windkraft wurde hingegen nicht gefördert, und auch flüssige
Biomasse war im ersten Jahr von der Förderung ausgenommen (EREC, 2009).
Im Juli 2011 wurde das SDE+-Förderprogramm geschaffen, dessen Zielsetzung es ist, über
Förderung erneuerbarer Stromerzeugung möglichst kosteneffizient die europäische Zielsetzung für die Niederlande, sprich einen Erneuerbarenanteil von 16% am Bruttoendverbrauch
im Jahr 2020 zu erreichen (NL Agency, 2012). Das holländische System zielt insgesamt
weniger auf technologische Weiterentwicklung ab (Ragwitz, 2012).
98
Befreiung von der auf den Stromverbrauch eingehobenen Umweltsteuer bei Eigenverbrauch, Steuervergünstigung für Investitionen in Anlagen zur Erzeugung von erneuerbarem Strom (RES LEGAL, 2011a)
266
Das SDE+ Programm gewährt Anlagenbetreiber für maximal 15 Jahre eine Bonusvergütung,
die die Preisdifferenz zwischen Strom aus fossilen und erneuerbaren Energiequellen am
Markt ausgleicht. Im Rahmen des Fördersystems SDE+ wurde ein jährliches Gesamtbudget
festgelegt, das nicht mehr einzelnen Technologien zugewiesen wird. Die Förderung erfolgt
über eine einheitliche Förderplattform, wodurch alle Technologien untereinander auf Basis
des „First come, first served“-Prinzips um die Fördergelder konkurrieren. Die Ausschreibungen für die gleitenden Prämien des SDE+ erfolgen in Phasen, wobei die Förderhöhe je
Phase ansteigt und durch die Deckelung des Gesamtbudgets die zweite bis letzte Phase
nicht immer realisiert werden. Je Technologie und Ausschreibungsrunde legt das holländische Wirtschaftsministerium einen maximalen Basisbetrag sowie die Anzahl geförderter
Volllaststunden für die gesamte Förderperiode fest. Daneben wird auch ein Korrekturbetrag,
um den der Basisbetrag gekürzt werden muss, jährlich festgelegt (RES LEGAL, 2011a).
Erzeuger mit den niedrigsten Erzeugungskosten (pro GJ) können sich zuerst um eine Förderung bewerben und haben dadurch die besten Chancen. Damit bevorzugt SDE+ Antragsteller, die mit einer geringeren Förderung auskommen und diese frühzeitig beantragen, während Antragsteller in einer späteren Förderphase Gefahr laufen, wegen Erschöpfung des
Gesamtbudgets abgewiesen zu werden. Förderbar sind prinzipiell alle Technologien, die
erneuerbaren Strom zum maximalen Basisbetrag (2012: 15 ct/kWh) oder günstiger erzeugen
können, zusätzlich ist ein Herkunftsnachweis zu erbringen (NL Agency, 2012). Neben gesetzlich definierten Technologiekategorien (Deponie- und Klärgas, Wasserkraft, Biomasse,
Onshore-Wind) besteht eine freie Kategorie, die Technologien mit einem höheren Förderbedarf gruppiert (2012 betraf dies etwa Offshore-Windenergie, Wasserkraft, Osmose und
Photovoltaik) (RES LEGAL, 2011a; NL Agency, 2012). Für neue Projekte ab 2011 wird
SDE+ durch einen Aufschlag auf die Energierechnung finanziert und die Förderung durch
die niederländische Energieagentur Agentschap NL (NL Agency) gewährt (NL Agency,
2012).
Insgesamt zeigen die Erfahrungen des niederländischen Fördersystems nach 2006 die
Bedeutung kontinuierlicher Förderungen für die Entwicklung erneuerbarer Energien bis zur
Marktreife. Das derzeitige System schafft Wettbewerb zwischen den einzelnen erneuerbaren
Technologien und ist auf die Erreichung der europäischen 2020-Ziele der Niederlande
ausgerichtet, fördert jedoch keine breite technologische Entwicklung, da jene erneuerbaren
Technologien, die bereits zu günstigeren Erzeugungskosten operieren können, im holländischen System bevorzugt werden. Weniger ausgereifte, jedoch langfristig aussichtsreiche
Technologien werden dadurch unter Umständen nicht an die Marktreife herangeführt.
Dänemark
Windenergie hat in Dänemark jahrhundertelange Tradition, obwohl die Kommerzialisierung
der Windtechnologie erst nach den Ölkrisen in den 1970er Jahren erfolgte. Seit 1999 ist
Dänemark Netto-Stromexporteur, und 2011 machte Windenergie 28,3% des gesamten
dänischen Strombedarfs und damit den größten Anteil eines Landes weltweit aus. Die dänische Windindustrie ist für ein Viertel des gesamten globalen Umsatzes verantwortlich und
verzeichnete 2012 Exporte in Höhe von 7 Mrd. Euro (DWEA, 2013). Nach den Zielsetzungen
der Regierung sollen 50% des Stromverbrauchs bis 2020 durch Windkraft erzeugt werden,
und bis 2050 vollständige Unabhängigkeit von fossilen Energieträgern erreicht werden
(IRENA, 2012a).
Dänemark war das erste europäische Land, das seine entstehende Windkraftindustrie –
unter anderem über Einspeisetarife – subventionierte. In den späten 1970ern und 80ern
wurde die Industrie auch im Bereich Forschung und Entwicklung stark gefördert. Vier Ener-
267
giepläne (1976, 1981, 1990 und 1996) schrieben die langfristige und strategische Planung
und Förderung des dänischen Windenergiesektors durch die Regierung fest. Seit den
1980ern wurde zusätzlich eine Reihe von Umweltsteuern eingesetzt, unter anderem zur
Verminderung von Luftverschmutzung und CO2-Emissionen, zur Förderung der Energieeffizienz und zur Unterstützung von erneuerbaren Energien. Kooperativen spielten eine wichtige Rolle in der Entwicklung der Windkraft, sowohl anfangs bei der gemeinsamen Investition
in Windturbinen, als auch bei der öffentlichen Akzeptanz. Diese Kooperativen ermöglichten
darüber hinaus eine Gewinnbeteiligung der Gemeinschaft an der erneuerbaren Stromerzeugung und Steuererleichterungen. Der Anfang der 1990er eingeführte Einspeisetarif für
Windenergie führte zu einem starken Wachstum im Windkraftsektor zwischen 1994 und
2002 (IRENA, 2012a).
Bis 2002 erfolgte die Liberalisierung des dänischen Strommarktes, die 1999 aufgrund des
EU-Liberalisierungspaketes eingeleitet wurde. Damit war auch eine Entflechtung des Übertragungsnetzes von der Stromerzeugung verbunden (LCTU, 2013a). Im gleichen Jahr wurde
das bisher bestehende Einspeisetarifsystem durch einen „Renewable Portfolio Standard“Mechanismus mit handelbaren grünen Zertifikaten abgelöst, um den Wettbewerb für die
erneuerbare Stromerzeugung zu verstärken. Die Vergütung bestand aus dem Marktpreis
zuzüglich einer gedeckelten Prämie und trug dazu bei, dass bis 2003 alle Windkraftanlagen
unter diesem System ans Netz angeschlossen waren. Die koordinierten Unterstützungsmechanismen der Regierung (z.B. Prämien für Windkrafterzeugung, langfristige F&E Förderung) und ambitionierte nationale Zielsetzungen halfen der dänischen Windindustrie zu
reifen. 2004 erfolgte eine maßgebliche Umstrukturierung des dänischen Energieversorgungssektors mit Privatisierung der Energieversorger und einer Trennung von Verteilung,
Übertragung und Erzeugung in getrennte Sektoren. Die gleichzeitige Einstellung der Einspeisetarife brachte eine Stagnation des Windkraftsektors bis Ende 2008, der erst 2009 –
unter anderem in Anbetracht der internationalen Klimakonferenz in Kopenhagen und des
europäischen Ziels zur Förderung der erneuerbaren Stromerzeugung – wiederbelebt wurde
(IRENA, 2012a).
Seit dem 2009 erlassenen Gesetz zur Förderung erneuerbarer Energien erfolgt die Förderung durch eine Kombination aus festen und gleitenden Prämien. Zusätzlich zum Marktpreis
erhalten Anlagenbetreiber der meisten erneuerbaren Technologien eine variable Prämie, die
gemeinsam mit dem Marktpreis eine je nach Anschlussdatum und Energieträger unterschiedlich festgelegte, gesetzliche Höchstgrenze (pro kWh) nicht überschreiten darf. In
bestimmten Einzelfällen wird eine feste Prämienvergütung zusätzlich zum Marktpreis gewährt, ohne dass eine gesetzlich festgelegte Vergütungshöchstgrenze besteht (RES LEGAL,
2011b). Netzgebundene Onshore-Windkraft erhält beispielsweise eine feste Einspeiseprämie für die ersten 22.000 Vollaststunden der Stromerzeugung nach Netzanbindung, sowie
zusätzlich eine Kompensation (pro kWh) für die Ausgleichskosten der Elektrizität (IRENA,
2012). Stromerzeuger, die ihren Strom völlig oder teilweise für den Eigenverbrauch erzeugen, werden dafür von der Zahlung des Zusatzbeitrags zur Förderung der erneuerbaren
Energien oder der sogenannten „Public Service Obligation“ (gemeinwirtschaftliche Verpflichtung) befreit (RES LEGAL 2011b). Das 2009 erlassene Gesetz zur Förderung erneuerbarer
Energien legt Einspeiseprämien für Windenergie, Biomasse, Biogas und andere erneuerbare
Erzeugungstechnologien (Solarenergie, Wellen- und Gezeitenkraft sowie Wasserkraft bis
10 MW Leistung) fest. Geothermie ist hingegen nicht förderfähig. Die Höhe der Prämie wird
nach zwei unterschiedlichen Berechnungsmethoden ermittelt:
268
1. Höchstvergütung: Die Höhe der Prämie variiert je nach Marktpreis und festgelegter
Höchstgrenze für die dem Anlagenbetreiber zustehende Höchstvergütung (Marktpreis & Prämie).
2. Fester Bonus: Zusätzlich zum Marktpreis wird eine feste Prämie gewährt, ohne dass
eine gesetzlich festgelegte Vergütungshöchstgrenze besteht.
Die Festlegung einer Höchstvergütung soll einerseits stabile Einnahmen für die Stromerzeuger gewährleisten und andererseits Zufallsgewinne vermeiden. Je nach Technologie und
Zeitpunkt der Inbetriebnahme sieht das Gesetz zur Förderung von erneuerbaren Energien
unterschiedliche Fristen und Vergütungshöhen vor. Für Offshore-Windkraftanlagen wird das
Prämienniveau über ein Ausschreibungsverfahren festgelegt. Die Offshore-Anlagen erhalten
somit jeweils unterschiedliche Einspeiseprämien sowie einen Preiszuschlag zur Abdeckung
von Gebühren für die Netzanbindung (Ragwitz, 2012). Der Anlagenbetreiber hat einen
gesetzlichen Anspruch auf die Prämienvergütung, zu deren Zahlung der dänische Übertragungsnetzbetreiber Energinet.dk verpflichtet ist (RES LEGAL, 2011b). Die Kosten der Subventionen werden über eine gemeinwirtschaftliche Verpflichtung (Public Service Obligation,
ein je nach individuellem Verbrauch gestaffelter Zusatzbetrag) von den Verbrauchern getragen (IRENA, 2012a).
Im Gegensatz zu den Niederlanden trug die kontinuierliche Förderung erneuerbarer Energien in Dänemark zu einer starken Entwicklung des Windkraftsektors bei, wobei auch hier
Einschnitte im Fördersystem die Weiterentwicklung kurzfristig fast zum Erliegen brachten.
Das dänische Prämiensystem legt nach Technologien und Zeitpunkt der Inbetriebnahme
unterschiedliche Fristen und Vergütungshöhen fest und bietet dadurch weniger weit entwickelten Technologien bessere Möglichkeiten.
4.3.5
Fazit
In ihrer jüngsten Mitteilung vom 5. November 2013 „Vollendung des Elektrizitätsbinnenmarktes und optimale Nutzung staatlicher Interventionen“ und den dazugehörigen Leitlinien zu
Fördermechanismen für erneuerbare Energien empfiehlt die EU-Kommission den Mitgliedstaaten unter der Zielsetzung einer stärkeren Marktintegration bestimmte Fördermechanismen. Diese umfassen Auktionen/Ausschreibungen, Einspeiseprämien, Quotenverpflichtungen, Investitionsbeihilfen sowie die Verwendung der Kooperationsmechanismen für eine
allmähliche grenzübergreifende Öffnung der Förderregime. Einspeisetarife sollen hingegen
auslaufen, sobald eine Technologie einen gewissen Reifegrad und Marktanteil erreicht hat.
Als wichtige Erfolgsfaktoren für den Reformprozess von Fördersystemen wurden seitens der
EU-Kommission umfassende und zeitgerechte öffentliche Konsultationen, weitestgehende
Transparenz über geplante Änderungen und die Vermeidung rückwirkender Änderungen
identifiziert, um die notwendige Investitionssicherheit zu erhalten. Die in der Mitteilung der
EU-Kommission dargestellten Prinzipien und Empfehlungen sind zwar nicht rechtsverbindlich, geben jedoch Aufschluss über die gesamteuropäische energiepolitische Stoßrichtung.
Grundsätzlich weisen sämtliche in Frage kommenden Förderinstrumente Vor- und Nachteile
auf:
■
Quotensysteme sind in der Praxis hinsichtlich ihrer behaupteten Kosteneffizienz fast
immer weit hinter den Erwartungen zurückgeblieben, und technologie-offene Ansätze,
die den Wettbewerb zwischen verschiedenen Anlagentypen forcieren sollten, haben sich
unter anderem aus technologiepolitischer Sicht als nicht zielführend erwiesen.
269
■
Einspeisetarife zielen auf eine Risikominimierung für Anlagenbetreiber bzw. Investoren
ab, fördern jedoch die Marktintegration der erneuerbaren Energiequellen nicht. So wird
neben dem wettbewerblichen Strommarkt ein Marktsegment geschaffen, in dem keine
Anreize zu einer nachfrageorientierten Stromerzeugung bestehen und Marktsignale keine Rolle spielen. Die Berücksichtigung dieser Marktsignale bei Investitionsentscheidungen und Einsatzplanung wären für eine Marktintegration der erneuerbaren Energiequellen allerdings notwendig.
■
Investitionsbasierte Förderungen bergen aufgrund ihres geringeren, nachhaltigen Anreizes zum möglichst vollständigen Betrieb der Anlage bis zum Ende ihrer technischen Lebensdauer (Maximierung der Stromerzeugung) die Gefahr einer ineffizienten Allokation
von Fördermitteln. Darüber hinaus fallen die Förderkosten zur Gänze in den Jahren der
Anlagenerrichtung an, was die Finanzierung des Förderinstruments erschwert und die
Wahrscheinlichkeit von Stop-and-Go-Zyklen erhöht.
■
Im Fall von Ausschreibungsmodellen bestehen diverse Herausforderungen hinsichtlich
der optimalen Ausgestaltung. Insbesondere die Zeitabstände zwischen einzelnen Bieterrunden haben maßgeblichen Einfluss auf die Effizienz und Effektivität des Förderinstruments. In der Praxis zeigt sich, dass eine Schwachstelle des Ausschreibungsmodells in
der rückläufigen Entwicklung der Realisierungsquote besteht.
Geäußerte Bedenken hinsichtlich der Kosteneffizienz des österreichischen Fördersystems
gehen in erster Linie auf die stark gestiegenen Förderkosten in Deutschland („EEG-Umlage“)
zurück, wobei die Kostenbelastung typischer Haushaltskunden in Österreich weniger als ein
Drittel des deutschen Wertes beträgt. Auch die auf das BIP bezogenen, gesamten Förderkosten waren in Deutschland 2012 mehr als viermal höher als in Österreich (siehe Kalt et al.,
2013).
Auch wenn Österreich aufgrund des deutlich geringeren Anteils volatiler Stromerzeugung
99
aus PV- und Windkraftanlagen und seiner (bezogen auf den Stromverbrauch) weitaus
höheren Pumpspeicherkapazitäten nicht mit den gleichen systemtechnischen Herausforderungen konfrontiert ist wie Deutschland, haben die Entwicklungen in Deutschland einen
starken Einfluss auf Österreich und andere Länder. Dies nicht zuletzt durch die Abhängigkeit
des österreichischen Stromhandels von der Entwicklung des deutschen Großhandelsmarktes und die wachsende Bedeutung der gemeinsamen Strompreiszone zwischen Österreich
und Deutschland, sowie den Umstand, dass der zukünftige Ausbau der Windkraftleistung in
Deutschland zu einer steigenden Volatilität in der Netzbelastung und zu einer weiteren
Steigerung der Interaktion zwischen österreichischen Pumpspeicherkraftwerken und deutscher Windenergie führen kann.
Unter Bedachtnahme auf die stärker marktbasierte Ausrichtung der EU-Energiepolitik könnte
eine Weiterentwicklung des österreichischen Fördersystems für die Ökostromerzeugung in
Richtung eines Einspeiseprämienmodells für reifere Technologien gehen. Einspeiseprämien
stellen eine Weiterentwicklung und Optimierung des grundsätzlich erfolgreichen österreichischen Fördersystems dar. Prämienhöhen können durch die Anwendung von Cap- und FloorPreisen (d.h. die Reduzierung oder Erhöhung der Prämien, falls der Marktpreis außerhalb
99
unter 4 % bezogen auf den Stromverbrauch im Vergleich zu 13 % in Deutschland
270
einer festgelegten Bandbreite liegt) Einnahmerisiken und -überschüsse verringern, da nur
eine bestimmte Einkommensbandbreite erlaubt wird. Dadurch kann dem Kosteneffizienzprinzip Rechnung getragen werden.
Für weniger marktreife Technologien und kleine Anlagen könnte das bisher gut funktionierende Einspeisetarifsystem aufrechterhalten und optimiert werden – beispielsweise über
eine vom Anlagenzubau abhängige Degression der Einspeisetarife. Auch die Investitionsförderung für bestimmte Anlagen- und Technologietypen könnte aufrechterhalten, und damit
eine Diversifizierung des gesamten österreichischen Fördersystems erreicht werden.
Für einen Strommarkt mit dem von der EU angestrebten hohen Anteil an Strom aus erneuerbaren Energiequellen ist mittel- bis langfristig ein neues Strommarktmodell zu entwerfen.
4.4 Kalibrierung von Fördersystemen
Im Folgenden werden technische, ordnungsrechtliche und ökonomische Handlungsspielräume hinsichtlich Optimierung der Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen mittels Einspeisetarifen (Feed-in tariffs – FIT) anhand verschiedener Zieldimensionen
und Ansätze diskutiert. Im Vordergrund steht dabei eine Beibehaltung und Weiterentwicklung/Optimierung des Österreichischen Ökostromgesetzes (ÖSG).
4.4.1
Zieldimension Effektivität
Unter dem Begriff Effektivität wird in diesem Abschnitt die Erreichung von Ausbauzielen für
Strom aus erneuerbaren Quellen (RES-E) verstanden. Es werden Wege aufgezeigt, Investoren zum Anlagenbau an Standorten mit guten Standortbedingungen zu motivieren.
Planungssicherheit für einen vollen Investitionszyklus von 20–30 Jahren im EnergieInfrastrukturbereich gewährleisten: Eine Dekarbonisierung des österreichischen Energiesystems um 80% bis 2050 gegenüber 1990, Energiesicherheit durch „eigene erneuerbare
Energiequellen“ sowie technologiespezifische Ausbauziele bis mind. 2030/2050 sollten
gesetzlich verankert werden.
■
Die Umsetzung könnte z.B. in Form eines bundesweiten Energiekonzepts Gestalt
erhalten. Die Ausgestaltung des Energiekonzepts sollte den Zieldimensionen Zuverlässigkeit, Wirtschaftlichkeit, Klima- und Umweltverträglichkeit (dem energiepolitischen
Zieldreieck) Rechnung tragen.
■
Der Umsetzungsfortschritt der Energiewende sollte regelmäßig gemonitort werden.
■
Parallel dazu könnte die Gründung einer Plattform für Erneuerbare Energie und einer
Plattform für Energieeffizienz angedacht werden. Beide Plattformen sollten mit einschlägigen WissenschafterInnen besetzt werden, die in Workshops Optionen diskutieren
und Handlungsempfehlungen für die Bundesregierung ableiten (öffentlich zugängliche
Sachverständigenberichte).
Beim Ausbau erneuerbarer Energien ist zu berücksichtigen, dass Ökostrom (RES-E) in den
nächsten Jahrzehnten, insbesondere zur Erreichung der Klimaziele bis 2050, zur neuen
„Primärenergie“ werden wird, die auch im Wärme- und Verkehrssektor zur Substitution
fossiler Energieträger eingesetzt wird.
271
■
Stichworte hierzu sind z.B. Wärmepumpe, Power-to-heat, Wasserstoff (sowie ev. Methan) für KWK und Spitzenlast (Stichwort „Power-to-gas“), sowie Wasserstoff und RES-E
100
für Personen- und Güterfahrzeuge.
Ausweisen von Eignungszonen für RES-E Anlagenstandorte in der Flächenwidmungsplanung der Bundesländer (bundesweite Abstimmung), Erstellung von Windatlassen, Solarenergiekatastern, Förderleitfäden, regionalen Energiekonzepten, etc.
Transparente Vergabe von Standorten (Ausschreibungsverfahren, Preise, …). Der Staat
könnte eigene (Dach-)Flächen bereitstellen bzw. verpachten (öffentliche Ausschreibung von
gut geeigneten Wind- und PV-Flächen). Verpflichtungen zur Realisierung bestimmter RESAnteile im staatlichen Bereich (Vorbild- und Leuchtturmprojekte).
Optimierung von Genehmigungsverfahren (One-Stop-Shop, Verfahrensdauern, Verringerung von Komplexität und Kosten der Verfahren, Bürgerbeteiligung).
Erhöhung der Akzeptanz für die Energiewende in der Bevölkerung (Netzausbau, Anlagengenehmigung) durch Weiterentwicklung der Kommunikation und von Bürgerbeteiligungsprozessen und -konzepten.
Weiterentwicklung von Finanzierungsmodellen (z.B. Beteiligungsmodelle zur Partizipation
von BürgerInnen).
Unterstützung bei der Weiterentwicklung innovativer Geschäfts- und Marktmodelle für
RES-E-Anlagen (z.B. Energieversorger- und Bürgeranlagen, u.a. mit hohem Eigenverbrauch
im Sinne der Definition im ÖSG). Behebung rechtlicher Barrieren.
Neben Deutschland hat sich der Strommarkt in den letzten Jahren auch in Österreich, bezogen auf die erzeugungsseitige Eigentümerstruktur, von einem nahezu monopolistischen zu
einem stark polypolistisch geprägten Markt entwickelt: In Deutschland befanden sich
nach (trend research, 2013) Ende 2012 von damals 73 GW installierter Kapazität an Stromerzeugungsanlagen auf Basis von Energie aus erneuerbaren Quellen 47 % im Eigentum von
BürgerInnen (25 % Einzeleigentümer, 9 % Bürgerenergiegesellschaften, 12 % Bürgerbeteiligungen). 41,5 % der Anlagen waren im Eigentum von institutionellen und strategischen
Investoren, Gewerbebetrieben sowie Projektentwicklern. Lediglich 12,5 % der Anlagenkapazität befanden sich im Eigentum von klassischen Energieversorgern. In Österreich bestehen
zudem vergleichsweise kleine Strukturen und Unternehmensgrößen. Durch Anpassungen
oder Änderungen des Fördersystems sollten die (internationale) Wettbewerbsfähigkeit der
bestehenden Unternehmen und die von ihnen geschaffenen Arbeitsplätze nicht in Frage
gestellt werden.
4.4.2
Zieldimension Fördereffizienz
Unter dem Begriff Fördereffizienz werden in diesem Abschnitt minimale Kosten des geförderten Stroms aus erneuerbaren Quellen (RES-E) im Vergleich zum Preis für elektrische
Grundlastenergie an der Leipziger Strommarktbörse verstanden. Neben der Sicherung einer
100
Biokraftstoffe dürften aufgrund begrenzter Potenziale und ihrer besseren Eignung zukünftig eher für den Flugals für den Straßenverkehr in Frage kommen.
272
adäquaten Produzentenrente geht es dabei auch um eine Minimierung von Mitnahmeeffekten aufgrund von Standortvorteilen einzelner Betreiber oder ähnlichen Effekten. Es kann
(bzw. sollte) aber auch darum gehen, minimale Kosten für das gesamte Stromsystem im
Auge zu behalten.
Hier gibt es einen Trade-off zwischen Fördereffizienz und der Zusammensetzung des
Technologieportfolios bzw. der Technologieentwicklung an sich. Ziel sollte nicht sein, nur die
billigsten RES-E Optionen zu fördern, sondern vielmehr sich alle technologiepolitisch und
zukünftig interessanten Technologieoptionen offen zu halten und diese entsprechend weiterzuentwickeln.
■
Auch Boni für die Weiterentwicklung innovativer Anlagenkomponenten und -konzepte
sollten (anknüpfend an Forschungsförderungen zur Markteinführung und -verbreitung)
angedacht werden (analog Technologie- und Systemdienstleistungsboni im Erneuerbare
Energie Gesetz – EEG in Deutschland).
Es sollten Anreize zur Erschließung von Standorten mit relativ hohem Vor-Ort Eigenverbrauch (im Sinne der Definition des Begriffs im ÖSG) an Strom gegeben werden, um die
Netze zu entlasten. Dies wäre in erster Linie bei den brennstoffunabhängigen Technologien
und gegebenenfalls bei Biomasse mit gekoppelter Wärmenutzung denkbar. Ein erhöhter
Eigenverbrauch führt in der Regel zu einem geringeren Unterstützungsbedarf, z.B. auch
101
nach der (ersten) Tarifgeltungsdauer (nach ÖSG 2002).
Auch eine Vorschreibung eines Mindest-Eigenverbrauchsanteils an der Stromerzeugung
der RES-E-Anlage (von Eigenverbrauch im Sinne des ÖSG) kann als Voraussetzung für die
Tarifgewährung eingeführt werden. Diese Maßnahme vermindert den Förderbedarf pro kWh
eingespeisten Ökostrom und kann Netze (temporär) entlasten.
■
In Deutschland wurde für Photovoltaik (PV) hierzu das sogenannte Marktintegrationsmodell eingeführt. Danach werden für ab 1. April 2012 in Betrieb genommene PVAnlagen ab 10 bis 1.000 kW lediglich 90 Prozent der Jahresstrommenge vergütet.
■
Das Modell wäre auch in Österreich für PV denkbar.
■
Die Optionen für die Direktvermarktung von Ökostrom an Dritte im Sinne von Eigenverbrauch könnten geprüft werden. Die physische Direktvermarktung wirft jedoch viele
bisher noch offene rechtliche Fragestellungen auf.
Eine angemessene Preisbestimmung für die Vergütung des erzeugten Ökostroms erfordert
sehr gute Marktinformationen aus Sicht der Anlagen- und Betriebsmittel-Verkäufer
und -Käufer sowie zu Standortbedingungen und Marktentwicklungen.
Standardmäßig erfolgt die Bestimmung der Kosten der Stromerzeugung aus RES-EAnlagen analog der Methodik der VDI-Richtlinie 2067. Es werden standardisierte Durchschnittskosten (levelized costs of electricity, LCOE) = jährliche Produktionskosten/jährlicher
Stromertrag ermittelt. Die jährlichen Produktionskosten bestimmen sich als Summe aus
kapitalgebundenen, verbrauchsgebundenen, betriebsgebundenen und sonstigen Kosten
101
Derartige Eigenverbrauchs-Überlegungen wurden in der Holzindustrie bei der Erstinvestition (durch das ÖSG
2002) in 2005-2007 angestellt. Damals war noch kein Nachfolgetarif in Diskussion bzw. in Kraft.
273
102
sowie aus ev. Kapitalrückflüssen am Ende der Nutzungsdauer.
Der jährliche Stromertrag
103
beinhaltet z.B. bei PV den Ertragsrückgang durch Degradation.
Etwas umfassender gedacht, könnte die Einspeisetariffestsetzung auch in Richtung
optimierter Stromsystemkosten erfolgen: Die zumeist übliche – der Sichtweise des
Betreibers folgende – rein betriebswirtschaftliche Ermittlung von Einspeisetarifen muss aus
volkswirtschaftlicher Sicht nicht immer optimal sein. Molly (2012) argumentiert, dass Windkraftanlagen systemisch (Anlage, Speicher, Übertragungsnetz) optimiert und ausgelegt
werden müssten, wenn volkswirtschaftlich optimale Systemkosten erzielt werden sollen.
Betreiber legen ihre Windkraftanlagen (WKA) aus betriebswirtschaftlicher Sicht mit tendenziell höheren spezifischen Leistungen (W/m² Rotorfläche) aus, als dies für ein von Molly
(2012) analysiertes System aus Speicher und WKA optimal wäre. Neue WKA werden,
insbesondere an Schwachwindstandorten, tendenziell bereits mit geringeren W/m² ausgelegt. Durch eine volkswirtschaftlich optimierte Auslegung könnte die Leistungseinspeisung
noch weiter verstetigt (bzw. höhere Volllaststunden erreicht) werden. Dadurch können die
Netze tendenziell entlastet bzw. besser (bzw. mit mehr Anlagen) ausgelastet werden (siehe
nachfolgende Abbildung).
Abbildung 4-12: Vergleich der Stromeinspeisung einer Stark- und einer Schwach104
windanlage mit gleichem Jahresertrag am gleichen Standort in Süddeutschland in
Kalenderwoche 51. Quelle: (Fraunhofer IWES, 2013b)
102
Kapitalgebundene Kosten = Kapitalwert * Annuitätenfaktor (ist eine Funktion aus Lebensdauer, Kalkulationszinssatz (dieser ist eine Funktion aus Eigenkapitalquote, -zins sowie Fremdkapitalquote und -zins; WACC
(Weighted Average Cost of Capital)); Verbrauchsgebundene Kosten = jährliche Brennstoff- sowie Entsorgungskosten (etc.) * inflationsangepasster Annuitätenfaktor; Betriebsgebundene Kosten = jährliche Betriebskosten (Wartung,
Instandhaltung, Personal) * inflationsangepasster Annuitätenfaktor; Sonstige Kosten = Versicherung, Unvorhergesehenes, etc.
103
Lt. Langzeituntersuchungen von IWES etwa 0,1 % p.a.
104
Starkwindanlagen werden mit höheren spezifischen Leistungen (in W pro m² Rotorfläche) ausgelegt, wodurch
Windspitzen besser abgeerntet werden können. Bei Schwachwindanlagen wird bewusst darauf verzichtet, auch
gelegentlich auftretende Windspitzen möglichst gänzlich in Strom umzuwandeln.
274
Das Optimum einer Kombination aus WKA und Speicher liegt hinsichtlich der Leistung der
WKA in W/m² deutlich niedriger, als dies aus betriebswirtschaftlicher Sicht des WKABetreibers der Fall wäre. Der Strom aus der WKA würde nach den Annahmen von (Molly,
2012) beim Systemoptimierungsansatz spezifisch teurer werden (bzw. höher vergütet werden müssen). Die Gesamtkosten aus WKA und Speicher wären für die Bevölkerung trotz
höherer Windstromvergütung jedoch günstiger.
Rasante Preisänderungen, siehe nachfolgende Abbildungen zu Preisentwicklungen bei
Windkraft (vgl. Abbildung 4-13 und Abbildung 4-14) und v.a. bei PV (vgl. Abbildung 4-16 und
Abbildung 4-17) müssen in Zukunft von raschen Tarifanpassungen begleitet werden.
Welche Tarifänderungen in Deutschland bereits erfolgt sind und in Zukunft erwartet werden,
zeigen Abbildung 4-15 für Windkraft und Abbildung 4-18 für Photovoltaik.
Abbildung 4-13: Geschätzte Entwicklung der Stromgestehungskosten (LCOE Vollkosten) in
den USA und in Europa. Quelle: (IEA, 2012)
Abbildung 4-14: Szenarien für die Entwicklung der Investitionskosten (Anlagekosten, inkl.
Nebenkosten sowie Errichtung und Inbetriebnahme) von Windenergieanlagen bis 2030.
Quelle: (Greenpeace and GWEC, 2012)
275
Abbildung 4-15: Ex-post- und Ex-ante-Entwicklungen der Vergütung von Windenergie in
Deutschland. Quelle: (Fraunhofer IWES, 2013a)
Abbildung 4-16: Entwicklung des durchschnittlichen Endkundenpreises für fertig installierte
PV-Aufdachanlagen bis 10 kWp (ohne USt) von 2006 bis zum 3. Quartal 2013 in
Deutschland. Quelle: (Fraunhofer ISE, 2013a)
276
Abbildung 4-17: Globale Entwicklung der mittleren Preise für PV-Module seit 1980.
Quelle: (Fraunhofer ISE, 2013a)
Abbildung 4-18: Tatsächliche Ex-post- und geschätzte Ex-ante-Entwicklung der Stromkosten
für verschiedene Kundengruppen sowie der EEG-Vergütung für PV für verschiedene
Größenklassen von 2000 bis 2020. Quelle: (Fraunhofer ISE, 2013a).
Im EEG unterliegt die Vergütungshöhe für PV-Strom einer monatlichen Degression, die von
der Ausbaumenge bestimmt wird. Investoren und Produzenten finden einen „planbaren“
Tarifkorridor vor (eine weitere Anpassung der Tarifhöhen nach unten erfolgt in Abhängig105
keit von der Effektivität des Ausbaus).
In Deutschland befindet sich Strom aus PV bereits
105
Die Einspeisevergütung für PV-Anlagen wird nach dem EEG monatlich automatisch angepasst. Hierbei ist eine
konstante Absenkung der Vergütungssätze um jeweils ein Prozent vorgesehen. Die Einspeisevergütung wird
277
auf einem Kostenniveau, bei dem PV mit nur geringen Auswirkungen auf das Niveau von
Verbraucherstrompreisen (EEG-Umlage) weiter ausgebaut werden kann.
Eine weitere Option, Innovationsdruck auf (internationale) Hersteller auszuüben, ist in
Deutschland mit der Bekanntgabe des Zeitpunkts des Phase-out der Vergütung für PV
erfolgt. Erreicht der Ausbau der PV in Deutschland den Deckel von 52 GW, derzeit sind etwa
35 GW installiert, so soll die Tarifförderung für Neuanlagen eingestellt werden. Es wird
davon ausgegangen, dass mit Erreichen des Deckels mit PV-Strom „dynamische Netzpari106
tät“ erzielt werden kann.
Da der Zeitpunkt einer dynamischen Netzparität von vielen
Faktoren abhängig ist, besteht jedoch Unsicherheit, ob dieser mit Erreichung von 52 GW
PV-Kapazität gegeben sein wird.
Die Erzeugung von PV-Strom sollte in Österreich insbesondere in Bereichen forciert werden, wo dynamische Netzparität am frühesten zu erwarten ist. Dies sollte genauer geprüft
werden und könnte z.B. bei Industrie- und Gewerbebetrieben sowie bei Landwirtschaft und
im Dienstleistungssektor (z.B. im Handel) am frühesten der Fall sein (möglicherweise noch
vor privaten Haushalten). Insbesondere die Höhe des Eigenverbrauchsanteils an der PVStromerzeugung (Eigenverbrauch im Sinne des ÖSG) spielt eine wesentliche Rolle für die
Wirtschaftlichkeit solcher Anlagen. Eine Investitionsförderung könnte gegebenenfalls
helfen, den Unterstützungsbedarf im bestehenden Einspeisetarifsystem weiter zu reduzie107
ren.
4.4.3
Zieldimension Systemintegration
In diesem Abschnitt werden technische und organisatorische Aspekte der Integration von
Strom aus erneuerbaren Quellen (RES-E) in den Strommarkt diskutiert.
Mit der Energiewende muss eine Flexibilisierung des gesamten Stromsystems, von
Erzeugung, Verteilung und Nutzung (Lastmanagement) erfolgen. Der aus Klimaschutzgründen gemäß EU-Klimafahrplan bis 2050 notwendige vollständige Umbau der Erzeugungskapazitäten auf RES-E bedeutet eine konsequente Reduzierung unflexibler fossiler Stromerzeugung und bspw. in Deutschland zusätzlich einen zügigen Atomausstieg. Auch der
Bedarf an „Must-run“-Kraftwerken (thermische Mindestleistung zum Erhalt der Systemsicherheit) sollte – gestützt durch entsprechende Analysen und Konzepte – perspektivisch
reduziert werden, damit höhere RES-Anteile ermöglicht werden (dies erlangt nach (Plattform
Erneuerbare Energie, 2012) insbesondere bei Wind-/PV-Anteilen ab 60% an der Erzeugung
zusätzlich abgesenkt, wenn sich der Zubau oberhalb des im EEG festgelegten Korridors von 2.500 bis 3.500 MW
pro Jahr bewegt.
106
Dynamisch bedeutet in diesem Zusammenhang, dass ein wirtschaftlicher Vergleich der Barwerte der Kosten
und der Einnahmen (vermiedene Strombezugskosten aus dem Titel Eigenverbrauch, Erlöse aus der Vermarktung
von ins Netz eingespeistem Überschussstrom) über die ganze Lebensdauer eines PV-Systems erfolgt.
107 Hinsichtlich der hohen Abhängigkeit der Wirtschaftlichkeit solcher Anlagen vom Eigenverbrauchsanteil bzw. der
Erlöskomponente aus diesem Titel ergeben sich weitere Fragen. So ist bisher noch offen, was mit den Stromnetznutzungsentgelten passiert, wenn aufgrund steigenden Eigenverbrauchs weniger Strom aus dem öffentlichen
Versorgungsnetz bezogen wird. Obwohl Eigenverbraucher weiterhin die volle Stromnetzinfrastruktur (z.B. insbesondere im Winter, bzw. als Ausfallsreserve) benötigen, müssten sie gemäß geltenden Regelungen weniger zum
Erhalt des Netzsystems beitragen (nur im Ausmaß des verbleibenden Strombezugs aus dem Netz). Für BetreiberInnen solcher PV-Anlagen besteht Rechtsunsicherheit hinsichtlich der Höhe zukünftiger Netzentgelte und Abgaben
(so wird in Deutschland über eine Einhebung der EEG-Umlagen und einer Netznutzungsgebühr auf den eigenverbrauchten Strom diskutiert).
278
Bedeutung). Erzeugungsseitig verbleibt neben der dargebotsseitig bedingt fluktuierenden
Windkraft- und PV-Kapazität eine Residuallast (siehe nachfolgende Grafik unten, grau).
Residualkraftwerke sollten ertüchtigte oder neue, schnell start- und regelbare (z.B. gas- oder
biomassebefeuerte (KWK-/BHKW-) sowie (Pump-)Speicher-) Kraftwerke mit geringer Mindestlast (unterster möglicher Betriebspunkt der Anlage) sein.
Abbildung 4-19: Geschätzter Leistungsbedarf an elektrischer Energie in Deutschland nach
Energieträgern für eine Woche im Jahr 2012 und eine Woche im Jahr 2020. Quelle (Energy
Transition - The German Energiewende, 2013)
Verstetigung der Erzeugung von RES-E-Anlagen zur Verminderung der benötigten
Residuallastkapazität
■
PV-Anlagen sollten verstärkt auch in Ost-West-Richtung installiert werden. Hinsichtlich
einer Erhöhung des Eigenverbrauchs oder eines höheren Ertrags von Freiflächenanlagen kann dies auch ökonomisch vorteilhaft sein. Auch die Anwendung von Mikrowechselrichtern ermöglicht eine Verstetigung der PV-Erzeugung.
■
Windkraftanlagen mit geringeren W/m² und höheren Nabenhöhen können zu einer
deutlichen Verstetigung der Erzeugung (weniger Leistungsspitzen und höhere Volllast108
stunden) und zu einer Netzentlastung beitragen.
Diese geänderte Auslegung muss
nicht unbedingt zu höheren spez. Investitionskosten führen. Insgesamt führt eine Verstetigung zu geringerer Fluktuation (Residuallastkapazität) im Stromsystem. Derzeit sind
zudem sonar- sowie lasergestützte Luftströmungserfassungssysteme in Entwicklung, die
einerseits ermöglichen sollen, dass sich die Anlagen noch besser in den Wind drehen
108
An einem Standort eines neuen Schwachwindanlagentyps (von General Electric) im stark bewaldeten, oberpfälzischen Schnaittenbach kommt man Laut Energie-Atlas Bayern auf durchschnittlich nur 5,5 Meter pro Sekunde
Windgeschwindigkeit im Jahr - selbst auf 140 Meter Nabenhöhe. Eine geplante 2,5 MW-Anlage mit 139 Meter
Nabenhöhe und einem Rotordurchmesser von 120 Metern soll an diesem Standort 3.200 Volllaststunden im Jahr
erreichen können. Als Ertragsprognose werden 8 GWh Jahresproduktion angeführt (Erneuerbare Energie, GE geht
in Lauluftbetrieb, 5.9.2013). Anmerkung: Laut Ökostrombericht 2012 erreicht der Österreichische WKA-Park im
Durchschnitt etwas mehr als 1.700 Volllaststunden pro Jahr.
279
und andererseits die Wirkung von Windböen regelungstechnisch durch vorzeitiges und
eigenständiges Verstellen des Blattanstellwinkels (Pitch-Steuerung) ausgleichen können. Dadurch treten weniger starke Lastspitzen auf, wodurch schlankere und daher kostengünstigere Konstruktionen mögich sind, sich die Lebensdauer der eingesetzten Komponenten verlängert und Stromnetze entlasten lassen.
Geeignete Vorgaben bezüglich der Ausgestaltung und Auslegung oder regionalen Differenzierung von RES-E-Anlagen mit dargebotsabhängiger und daher fluktuierender Erzeugungscharakteristik könnten im Sine einer Verstetigung der Erzeugung Eingang in die
Ökostromförderung finden.
RES-E-Anlagen sollten flexibler werden und ähnliche Systemdienstleistungen wie konventionelle Kraftwerke anbieten können: In Niederspannungsnetzen ist die Spannungshaltung der limitierende Faktor für die PV-Einspeisung. Eine massive PV-Einspeisung kann
insbesondere in Niederspannungsnetzen zu unzulässige Spannungsanhebungen führen.
Eine Gegensteuerung kann z.B. durch regelbare Ortsnetztrafos oder an den PV-Anlagen
durch intelligente Wechselrichter, die durch Regelung von Blindleistung oder Reduzierung
von Wirkleistung die Spannung stabilisieren, erfolgen.
In Deutschland sind seit 1.1.2012 für PV-Anlagen ab 3,68 kVA Scheinleistung netzmanagementfähige Wechselrichter vorgeschrieben (VDE Niederspannungs-Richtlinie).
Netzmangementfähige Wechselrichter können ab einer Netzfrequenz von 50,2 Hz stufenweise ihre Wirkleistung zurücknehmen. Normale Wechselrichter schalteten die Wirkleistung
109
bei Überschreitung von 50,2 Hz bisher stumpf ab. Vor Beginn der Nachrüstung
war ein
erhöhtes Blackoutrisiko gegeben.
Zudem müssen die neuen Wechselrichter Blindstrom liefern können (Begriffserklärung
siehe Fußnote 126 auf Seite 304). Ein Blindstromentzug wirkt im Ortsnetz spannungssenkend. PV-Anlagen können, entsprechend ausgestattet rund um die Uhr ihre Blindleistungs110
lieferung regeln. Laut Belectric benötigt sie nachts dazu wenige kW Wirkleistung aus dem
Netz, um bis zu 1 MW Blindleistung zu generieren. Mit exakt geregelter Blindleistung wäre in
Verbindung mit neuen Trafos im Ortsnetz theoretisch eine bis zu doppelt so hohe Leistungseinspeisung wie bisher möglich.
Vermeidung unnötig hoher Lastflüsse im Netz durch Abregelung von RES-EErzeugungsspitzen: Im EEG „§6 Technische Vorgaben“ ist (seit 1.4.2012) geregelt, dass
Betreiber von PV-Anlagen mit einer Leistung von höchstens 30 kWp statt einer „technischen
Einrichtung zur ferngesteuerten Reduzierung der Einspeiseleistung bei Netzüberlastungen“
alternativ die maximale Wirk-Leistungseinspeisung am Verknüpfungspunkt ihrer Anlage mit
dem Netz auf 70 Prozent der installierten Leistung begrenzen können. Mit dieser Leistungs111
begrenzung gehen laut Solarinitiative München , je nach Ausrichtung der Anlage, etwa 3–
7 % der Jahreserzeugung verloren. Wenn geringe Mengen an Abregelung akzeptiert werden, kann durch die Entlastung der Netze bei gleicher Netzkapazität deutlich mehr RES-E-
109
Nachrüstung von rund 400 000 Photovoltaikanlagen mit mehr als einer Million Wechselrichtern. Die Umrüstung
soll bis Ende 2014 vollständig abgeschlossen sein. PV-Anlagen mit einer Leistung größer 100 kWp mussten bereits
bis zum 31. August 2013 nachgerüstet werden.
110
Zitiert aus einem Artikel des Fachmagazins „neue energie“ Ausgabe 12/2012, S 88
111 http://www.solarinitiative-muenchen.de/info/faq-fragen-antworten/70-regel/
280
Kapazität aufgenommen werden. In ähnlicher Weise macht es auch bei der Windkraft in
Zeiten negativer Strompreise an der Strommarktbörse EEX gemäß (Plattform Erneuerbare
Energie, 2012) aus volkswirtschaftlicher Sicht Sinn, in den bisher wenigen betroffenen
112
Stunden pro Jahr Windstrom-Erzeugungsüberschüsse abzuregeln.
Vermeidung von Ausgleichsenergie: Bei diesem Aspekt geht es um eine weitere Verringerung von Prognosefehlern bei Erzeugung (und Verbrauch). In Deutschland können durch
Anreize zur Direktvermarktung (siehe nächstes Kapitel) bessere, weil regional differenziertere Prognosen bzgl. Wetter- bzw. Ertragsentwicklungen an Wind- und PV-Standorten erzielt
werden.
Fernsteuerbarkeit von Ökostromanlagen sowie Pooling derselben (siehe nächstes Kapitel):
In Deutschland wurden mit Ende 2012 erstmals Windenergieanlagen durch einen eigenen
Fernsteuerbarkeitsbonus fernsteuerbar. Anlagenbetreiber bzw. Stromvermarkter können in
Zukunft in Echtzeit stufenlos Erzeugungsleistung zurücknehmen oder gegebenenfalls wieder
aufnehmen und die Anlagen bei negativen Preisen abschalten (letzteres erfolgt bereits
vielfach). Dadurch können Windparks zu teilweise flexiblen Kraftwerken werden.
Auch eine Flexibilisierung des Betriebs von (must-run) KWK-Anlagen durch einen
Betrieb mit integriertem Wärmespeicher (und Power-to-heat) kann das Potenzial für die
Einspeisung von RES-E erhöhen (vgl. Beer, M. et al. (Flex – Flexible Betriebsweise von
Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen. Teilprojekt des Forschungsvorhabens EnEff:Stadt –
Chancen und Risiken von KWK im Rahmen des IEKP. Endbericht der Forschungsstelle für
Energiewirtschaft e.V. (FfE), 2012) und Kapitel 4.4.6 ab Seite 295).
4.4.4
Zieldimension Marktintegration & Strommarktpreise
In diesem Abschnitt werden ökonomische und ordnungspolitische Aspekte der Integration
von Strom aus erneuerbaren Quellen (RES-E) in den Strommarkt diskutiert.
Direktvermarktung von Ökostrom: Die Idee der Direktvermarktung besteht darin, dass
Anlagenbetreiber den erzeugten Ökostrom (über Händler) an der Börse oder bilateral
selbst vermarkten. Dazu müssen sie bestimmte Strommengen zu bestimmten Zeitpunkten
liefern (Fahrpläne erfüllen) und bei Abweichungen die von ihnen verursachten Kosten tragen
(Ausgleichsenergierisiko). Der Anlagenbetrieb wird – soweit technisch und ökonomisch
möglich – flexibilisiert. Durch Pooling von Anlagen verschiedener Technologie und Standorte, die sich im Händler-Portfolio befinden, kann die Marktintegration unter Umständen effizienter erfolgen. Inwieweit die Vermarkter bzw. AnlagenbetreiberInnen auch das Preisrisiko
der Stromvermarktung tragen, hängt von der Gestaltung des Marktintegrationsmodells ab.
Ziele: Die Direktvermarktung soll Ökostrom näher an das derzeitige Marktsystem bringen.
Ökostrom soll bedarfsorientiert bereitgestellt werden. Mehr Wettbewerb, Innovation, neue
112
Die Plattform Erneuerbare Energien wurde am 25. April 2012 durch das Bundesumweltministerium in Zusammenarbeit mit dem Bundeswirtschaftsministerium gegründet. Im Rahmen dieser Plattform entwickeln Akteure aus
Politik, Wirtschaft und Gesellschaft gemeinsame Lösungen für die Herausforderungen, die sich mit dem weiteren
Ausbau der erneuerbaren Energien verbinden. Dabei geht es insbesondere um eine harmonische und kosteneffiziente Entwicklung des Gesamtsystems der Energieversorgung. Die Plattform besteht aus einem Steuerungskreis
und drei Arbeitsgruppen. Bundeskanzlerin Dr. Angela Merkel und die Ministerpräsidenten der Bundesländer haben
am 23. Mai 2012 der Plattform einen entsprechenden Auftrag erteilt.
281
Betriebskonzepte sowie eine Teilnahme von Ökostromanlagen am Regelenergiemarkt sollen
ermöglicht werden.
In Deutschland wurden mit der Novellierung des EEG zum 1. Januar 2012 durch Einführung einer optionalen Marktprämie u.a. für Windkraft, Photovoltaik und Biogas und einer
zusätzlichen, optionalen Flexibilitätsprämie für Biogas die Möglichkeiten zur Markt- und
Systemintegration der erneuerbaren Energien verbessert. Die Marktprämie wird nach BMWi
(Erster Monitoring-Bericht „Energie der Zukunft“, 2012) bereits in großem Umfang genutzt:
Im Oktober 2012 waren rund 27 GW Erneuerbaren-Kapazitäten angemeldet, davon ca. 85
Prozent Windenergie. Neben dem hier ausführlicher dargestellten Marktprämienmodell
gemäß § 33b Nr. 1 EEG 2012 gibt es mit dem Grünstromprivileg (§ 33b Nr. 2 EEG 2012)
und der „Sonstigen Direktvermarktung“ (§ 33b Nr. 2 EEG 2012) noch zwei weitere Systeme
mit Vermarktungsanreizen, welche hier nicht näher ausgeführt bzw. einander gegenübergestellt werden.
Mit der optionalen Marktprämie wird die monatliche Differenz eines im Nachhinein standardisiert berechneten Marktpreises (dem energieträgerspezifischen Referenzmarktwert) auf
den bestehenden Einspeisetarif (FIT) der jeweiligen Technologie vergütet. Damit hat der
Anlagenbetreiber nur ein relativ geringes Preis- bzw. Erlösrisiko. Er kann zusätzliche Erlöse
generieren, wenn er am Markt mehr erlöst, als standardisiert berechnet wird.
Zusätzlich zur Abgeltung dieser Differenz wird im Marktprämienmodell eine energieträgerspezifische Managementprämie gewährt. Mit dieser werden Kosten für die Prognoseerstellung, ev. Prognoseabweichungen (Ausgleichsenergie) und die Transaktionskosten und risken der Vermarktung abgegolten. Bisher haben ausschließlich die Übertragungsnetzbetreiber als Monopolvermarkter diese Kosten in Rechnung gestellt. Mit der Auflösung dieses
Monopols müssen zahllose mittelständische Händler für sinkende Vermarktungskosten
sorgen, da die Managementprämie zuletzt stark degressiv ausgestaltet wurde.
Mit der Managementprämie ist jedenfalls ein Anreiz gegeben, die Kosten für Vermarktung
und Ausgleichsenergie zu senken. Letzteres gelingt durch Beauftragung spezialisierter
Händler durch Anlagenbetreiber. Die Händler sind in der Lage, regionalisierte Ertragsprognosen zu erstellen und die Anlagen der BetreiberInnen zu poolen bzw. zu virtuellen Kraftwerken zusammenzuschalten. Eventuelle Gewinne werden zwischen dem beauftragten
Händler und dem Anlagenbetreiber geteilt.
Mit Einführung des optionalen Fernsteuerbarkeitsbonus, welcher additiv zur Managementprämie gewährt werden kann, wird die Fernsteuerung von Anlagen ermöglicht. Diese soll
u.a. in Zeiten negativer Börsepreise eine Abschaltung von Anlagen ermöglichen, insbesondere, wenn der negative Preis geringer als die negative Marktprämie ist. Ein erster, in seiner
Leistungsabgabe stufenlos steuerbarer (und damit auch zur Lieferung negativer Tertiärregelleistung geeigneter) WKA-Park ist seit Oktober 2012 in Betrieb. 2013 sind weitere, mehrere
100 MW zur Fernsteuerbarkeit nachgerüstet worden (z.B. bei den Stromhändlern Statkraft
Markets GmbH und Enertrag). Dabei können, je nach technischer Umsetzung, WKA-Parks
als Ganzes oder auch einzelne WKA individuell angesteuert werden.
Mit der optionalen Flexibilitätsprämie können Betreiber von Biogasanlagen zusätzlich zum
Marktprämienmodell eine jährliche Kapazitätsvergütung zur Abdeckung notwendiger Umbauten an ihren Anlagen, mit der eine Fernsteuerbarkeit des Anlagenbetriebs z.B. durch
Händler ermöglicht wird, erhalten. In der Regel sind neben den Steuerbarkeitseinrichtungen
282
Investitionen in eine Vergrößerung des BHKWs, sowie in Gas- und Wärmespeicheranlagen
erforderlich. Damit soll, zusätzlich zur Direktvermarktung des Stroms am Day-ahead- und
Intraday-Markt, eine Teilnahme am Regelenergiemarkt ermöglicht werden. Die Teilnahme
am Regelenergiemarkt ist nach Fraunhofer ISE mit etwa 36 von 7.500 Anlagen (mit 42 MW el
113
von 3,4 GW el Kapazität Ende 2012) bisher noch verhalten.
Eine umfassende Bewertung der Marktprämie wurde bisher noch nicht veröffentlicht.
Volkswirtschaftliche Kostenvorteile im Vergleich zur Festvergütung sind nach Fraunhofer
IWES (Berkhout, V. et al., 2013a) zu erwarten, wenn die Kosten der Vermarktung durch die
Prognoseverbesserung sinken, oder durch Abschaltungen bei negativen Preisen das Preisniveau angehoben werden kann, wodurch die EEG-Umlage sinken würde. Die Kritik am
derzeitigen Marktprämienmodell bezieht sich unter anderem darauf, dass mit dem Modell
der Markt nur simuliert wird – es gibt keine Verlierer (Risiko), sondern nur Gewinner. Letzteres widerspräche einem Marktdenken. Allerdings gibt es hierzu ein Dilemma: Investoren
erwarten im Marktprämienmodell zumindest gleiche Investitionssicherheit wie beim EEGEinspeisetarif, ansonsten besteht kein Anreiz, zur optionalen Marktprämie zu wechseln.
Aktuelle Entwicklungen am Strommarkt: Das derzeitige Strommarktdesign beruht auf
einem Preisbildungsmechanismus, der sich an den kurzfristigen Grenzkosten der Stromerzeugung orientiert. Man spricht diesbezüglich von einem Energy Only Market (EOM). In
diesem System legt das teuerste gerade noch benötigte Kraftwerk den Strompreis fest
(Merit Order), den alle dann laufenden Kraftwerke erhalten, auch wenn sie zu einem Bruchteil dieser Kosten produzieren.
Da die Merit Order auf Basis von Grenzkosten erfolgt und Strom aus Windkraft und PV keine
kurzfristigen Grenzkosten hat, verdrängen Wind- und PV-Strom teure Kraftwerke aus der
Merit Order, wodurch die Marktpreise mit zunehmendem Wind- und PV-Stromanteil tendenziell fallen (siehe nachfolgende Abbildung). Dass zusätzlicher Wind- und PV-Strom den
Strompreis in EOM senkt, wird unter dem Begriff „Merit-Order-Effekt“ zusammengefasst.
113
Daten zum Gesamtausbau von Biogas in Deutschland: BMU (Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren
Energien in Deutschland, 2013a).
283
Abbildung 4-20: Schematische Darstellung des Merit Order Effekts. Quelle: (WEC, 2011)
Für den unterstützten Ökostrom gilt in Deutschland und Österreich Abnahmepflicht durch die
Netzbetreiber (in Deutschland) bzw. die OeMAG (in Österreich). In Deutschland gilt für RESE darüber hinaus Einspeisevorrang. Die zunehmenden dargebotsabhängigen und somit
fluktuierenden Strommengen aus Wind und PV führen wegen des beschriebenen MeritOrder-Effekts derzeit zu sehr niedrigen Preisen für elektrische Grundlastenergie. Die nachfolgende Abbildung zeigt, dass der Preis für Kontrakte mit Lieferung 2013 zuletzt erstmals
unter 40 Euro/MWh zu liegen kam.
Abbildung 4-21: Phelix Baseload Year Futures (Cal-18) | Datenstand 12.09.2013.
Quelle: (EEX, 2013)
284
Bezüglich der beobachtbaren Preisentwicklung ist zudem bemerkenswert, dass der thermische Kraftwerkspark Deutschlands nach Fraunhofer ISE (2013b) aus einem historisch
bedingt zu großen Anteil an Grund- und Mittellastkraftwerken mit niedrigen Grenzkosten
sowie aus zu wenigen, flexiblen Spitzenkraftwerken besteht. Durch die hohen Strompreise
vor dem Ausbruch der Finanzkrise wurde laut (Verbund, 2013a) eine intensive Investitionstätigkeit ausgelöst, so dass – verstärkt durch die rückläufige Konjunkturentwicklung – erhebliche Überkapazitäten entstanden. Dass der bestehende deutsche Kraftwerkspark zu unflexibel ist, kündigt sich nach (Fraunhofer ISE, 2013b) bereits heute mit dem Auftreten negativer Strompreise an.
Abbildung 4-22: Anzahl der Niedrigpreisstunden (<= 10 €/MWh und <= 0 €/MWh), Jeweils 1.
Halbjahr. Quelle: (Fraunhofer ISE, 2013b)
Insbesondere durch die stark zunehmende PV-Einspeisung (2012 etwa 26 TWh mit 33 GW
114
installierter Leistung ) hat sich zudem die Schere zwischen Spitzen- und Grundlastenergie verringert. Dies hat das traditionelle Geschäftsmodell von Pumpspeicherkraftwerken
deutlich verändert. Statt billige Grundlastenergie zur Einspeicherung für eine Ausspeicherung in Spitzenlastzeiten zu nutzen, wird zunehmend Regelleistung vermarktet. Die
Laufzeiten der Anlagen haben sich zwischenzeitlich verkürzt und sind weniger gut planbar.
114
Daten zum Gesamtausbau von Photovoltaik in Deutschland: (BMU, 2013a)
285
Abbildung 4-23: Darstellung der Entwicklung der Differenz von Base- und Peakload-Preisen
an der Leipziger Strommarktbörse EEX in Cent/kWh von Juli 2008 bis Juni 2011.
Quelle: (Pirker, 2012)
Die Strommarktpreise liegen durch die beschriebenen Effekte derzeit unter dem Refinanzierungsniveau der klimapolitisch zu bevorzugenden flexiblen erdgasbetriebenen Residuallastkraftwerke (siehe symbolische Darstellung in der nachfolgenden Abbildung). Möglichst klimafreundliche, schnell regelbare Residualkraftwerke sind jedoch ein essentieller
Bestandteil auf dem Weg zu einem weitgehend regenerativ betriebenen Kraftwerkspark. Im
aktuellen Umfeld können derzeit nur – mit dem Systemumbau auf RES mittelfristig nicht
kompatible und klimapolitisch eher bedenkliche – Kohlekraftwerke reinvestiert werden (vgl.
Fraunhofer ISE (Mayer, J.; et al., 2013b).
Abbildung 4-24: Symbolische Darstellung der verminderten Wettbewerbsfähigkeit von
Gaskraftwerken durch den Merit-Order-Effekt an EOM Strombörsen (vgl. Abbildung 4-20).
Quelle: (Graf, 2013).
286
Der Kollaps des CO2-Marktes: Der europäische Emissionshandel kämpft ebenfalls mit
niedrigen CO2-Zertifikatspreisen von zuletzt zeitweise 4 Euro pro t CO2 (siehe nachfolgende
Abbildung). Die erforderliche Gegensteuerung durch Verknappung der handelbaren Zertifikate „backloading“ steht bisher noch aus.
Abbildung 4-25: Entwicklung der European Emission Allowances, EEX Spotmarkt, Primary
Market Auction. Quelle: (Custers, 2013).
Das derzeitige Strommarktdesign wurde für große, wenig flexible Kraftwerke geschaffen
und ist für die zunehmende Vermarktung dargebotsabhängiger Stromerzeugungsmengen
nicht optimal geeignet. Es bedarf der Entwicklung eines neuen Strommarktdesigns, welches
den notwendigen Systemumbau volkswirtschaftlich optimal ermöglicht. In den nächsten
Absätzen geht es um eher grundsätzliche Fragen der Weiterentwicklung des Strommarktes
zu einem weitgehend auf Energie aus erneuerbaren Quellen beruhenden System.
Kosten der deutschen Energiewende: Nach Nitsch (Was kostet der Ausbau erneuerbarer
Energien in der Stromerzeugung tatsächlich?, 2013a) kann von zusätzlichen Kosten der
Energiewende nur gesprochen werden, wenn der heutige Zustand des Energiesystems als
Maßstab für zukünftig aufzubringende Vorleistungen betrachtet wird. Eine Energiewende,
die einen effektiven Klimaschutz zum Ziel hat, muss jedoch bestrebt sein, das Marktdesign
des Energiemarkts so zu verändern, dass sich die Preissignale an den Kosten derjenigen
Technologien ausrichten, die in der Lage sind, Energie emissionsfrei und ohne wesentliche
Inanspruchnahme fossiler Ressourcen bereitzustellen. Der daraus ableitbare gesamtwirtschaftliche Nutzen der Energiewende ist erheblich. Er wird nach Nitsch (Was kostet der
Ausbau erneuerbarer Energien in der Stromerzeugung tatsächlich?, 2013a) am Beispiel der
Differenzkosten des Zubaus erneuerbarer Energien im Stromsektor erläutert. Ein konsequenter weiterer RES-E-Zubau in Kombination mit einem effektiven Strommarktdesign kann
nach Nitsch (Was kostet der Ausbau erneuerbarer Energien in der Stromerzeugung
tatsächlich?, 2013a) in Deutschland zu einem kumulierten gesamtwirtschaftlichen Nutzen
von rund 460 Mrd. € im Jahr 2050 führen.
Internalisierung externer Kosten: Fossile Energieträger und deren Infrastruktur wurden
und werden seit Jahrzehnten finanziell gefördert. Schäden, die durch diese Technologien
verursacht werden, werden bei der Preisbildung nicht eingepreist. Für ein aus volkswirt-
287
schaftlicher Sicht faires „level-playing field“ zwischen RES-E und fossilen Technologien
müssten diese Marktverzerrungen behoben (internalisiert) werden. Dadurch würde Energie
auf Basis fossiler Energieträger wieder teurer. Der Förderbedarf für Energie aus erneuerbaren Quellen würde sinken, sie wird dadurch noch wettbewerbsfähiger.
Das Ausmaß nicht-internalisierter Stromkosten nach Erzeugungstechnologien in
Cent/kWh: Die nachfolgende Abbildung zeigt die Umweltkosten der Stromerzeugung je nach
verwendeter Energieressource in Euro Cent2010/kWh, aufgeteilt in Kosten durch Luftschadstoffe sowie Klimaschäden (Treibhausgase). Es zeigt sich, dass die Klimakosten den größten Anteil an den Umweltkosten der Stromerzeugung ausmachen und Luftschadstoffe einen
vergleichsweise geringeren Effekt haben.
Abbildung 4-26: Externe Kosten der Stromerzeugung je nach verwendeter Energieressource
in Euro Cent2010/kWh, aufgeteilt in Kosten durch Luftschadstoffe sowie Klimaschäden
(Treibhausgase).Quelle: (Greenpeace Energy, 2013).
Stromgestehungskosten bei Internalisierung externer Kosten: Um die Bedeutung eines
effektiven Klimaschutzes auf die Preissignale im Strommarkt zu zeigen, wird durch Nitsch
(Was kostet der Ausbau erneuerbarer Energien in der Stromerzeugung tatsächlich?, 2013a)
auch eine vollständige Internalisierung der Schadenskosten des Klimawandels als Kostenvergleichsbasis herangezogen. Grundlage dafür sind CO 2-Kosten zwischen 80 und
100 Euro/t CO2 (welche die, in der obigen Abbildung dargestellten, Ergebnisse des UBA
widerspiegeln). Nach Nitsch (Was kostet der Ausbau erneuerbarer Energien in der
Stromerzeugung tatsächlich?, 2013a) ist ein Preisniveau um 12 Euro Cent2010/kWh für fossil
erzeugten Strom der angemessene Vergleich für klimaverträglichen und ressourcenschonenden Strom aus RES (siehe nächste Abbildung). Aus dem Unterschied zu einem
Börsenpreis von ca. 5 Cent/kWh ist nach Nitsch (Was kostet der Ausbau erneuerbarer
288
Energien in der Stromerzeugung tatsächlich?, 2013a) erkennbar, wie weit der Strommarkt
heute von einer angemessenen Berücksichtigung von Klimaschadenskosten entfernt ist.
Abbildung 4-27: Vorläufige Ergebnisse der Leitstudie 2013 des BMU zu Szenarien für
Stromkosten bis 2050. Quelle: (Nitsch, 2013a).
Als weiterer Grenzfall wird in der obigen Grafik zusätzlich das Szenario Status quo – eine
115
Entwicklung mit konstanten bzw. weiter sinkenden Börsenstrompreise dargestellt.
Angemessen hohe Strompreise erachtet Nitsch (Was kostet der Ausbau erneuerbarer
Energien in der Stromerzeugung tatsächlich?, 2013a) als einen Innovationstreiber für neue
Technologien: Deutschland hat trotz vergleichsweise hoher Strompreise immer effizientere
Produkte und Verfahren auf den Markt gebracht und ist weltweit wettbewerbsfähig.
Die Bestrebungen der EU-Kommission in Richtung einer Harmonisierung der Ökostromfördersysteme mittels eines EU-weiten Ansatzes werden in Kapitel 4.1.2.4 erläutert.
In die gleiche Richtung gehen die Bestrebungen der EU-Kommission, einen harmonisierten
europäischen Energiebinnenmarkt herzustellen (siehe Ausführungen in Kapitel 4.1.1 ab
Seite 224). Am Strommarkt befindet sich dazu derzeit beispielsweise eine Marktkoppelung
des Day-ahead Handels an der deutschen EEX mit Osteuropa in Umsetzung. Ein CrossBorder Intraday-Handel, ein gegenseitiger Zugang zu Regelenergiemärkten sowie Redis116
patch sind mit allen Nachbarländern Deutschlands im Rahmen des „Acer target model“
bis 2014 vorgesehen.
115
Die Szenarien „Grenzkosten, Klimaschutz“ und „Vollkosten, Klimaschutz“ (jeweils berechnet mit 80 – 100 Euro/t
CO2) sowie „Vollkosten Klimaschutz, verzögert“ werden in Nitsch (2013) für Berechnungen der Differenzkosten des
EEG herangezogen.
116 Quelle: (ACER, 2012).
289
117
Die mögliche Rolle, die unkonventionell geförderte Gase (Schiefergas, tight gases ,
Kohleflötzgase) in Europa in Zukunft einnehmen könnten, und deren Auswirkungen auf
europäische Strommärkte werden in den Kapiteln 2.7 und 2.9 diskutiert.
4.4.5
Zieldimension Unterstützungsbedarf und dessen Wechselwirkung mit dem
Strommarktdesign
In diesem Abschnitt wird das Zusammenwirken von Strom aus erneuerbaren Quellen (RESE), aus konventionellen Energiequellen und der Nachfrageseite im Hinblick auf den sich aus
dem Fördersystem ergebenden Unterstützungsbedarf (z.B. in Euro/kWh geförderten
Ökostrom im Vergleich zum Marktwert des Stroms) diskutiert.
Mit fortschreitendem RES-E-Ausbau kommt es vermehrt zu Situationen mit Überangeboten
118
119
an Strom (wenig Nachfrage ) als auch Knappheiten an Strom (viel Nachfrage ).
Nach Ecofys (Dr. Nicolosi, M., 2012) führen Flexibilitäten (das sind z.B. eine flexible Nachfrage, eine reduzierte Mindesteinspeisung konventioneller Kraftwerke sowie Speicher)
idealerweise dazu, dass die Nachfrage in Überschusssituationen steigt und bei Knappheit
sinkt. Gleichzeitig sollte eine Flexibilisierung der verbleibenden, konventionellen Residualkraftwerke stattfinden. Eine Steigerung der Flexibilität wirkt nach Ecofys (Dr. Nicolosi, M.,
2012) direkt als eine Reduktion des Unterstützungsbedarfs, da der Marktwert erneuerbarer Energie erhöht wird.
Im Wesentlichen ist der Unterstützungsbedarf einerseits abhängig von den Kosten des
Ökostroms, andererseits vom erzielbaren Marktwert. Die Kosten des Ökostroms sind
kurzfristig von den Marktbedingungen (bei den dargebotsabhängigen RES-E Technologien
insbesondere von Standort und Investitionskosten) und mittelfristig von der Lernkurve abhängig und lassen sich durch ein Strommarktdesign nicht beeinflussen. Der Marktwert
hingegen ist neben den verdrängten Brennstoff- und CO2-Kosten auch von der Flexibilität
des Stromsystems abhängig. Die Frage lautet folglich, welches Marktdesign besser in der
Lage ist, Flexibilitätssignale zu senden und entsprechende Investitionen anzureizen.
Derzeit verzögert sich die notwendige Flexibilisierung auch aufgrund der im letzten
Kapitel diskutierten, speziellen Marktsituation: Die zunehmende Kohleverstromung, begünstigt durch niedrige Weltmarktpreise für Steinkohle und geringe Preise für Emissionszertifikate verdrängt nach Fraunhofer ISE (Mayer, J.; et al., 2013b) derzeit flexible Gaskraftwer120
ke vom deutschen (Anm.: und damit auch österreichischen ) Strommarkt. Bestehende
Gaskraftwerke werden daher abgeschaltet und Investitionen in neue Kraftwerke bleiben aus.
V.a. der deutsche Kraftwerkspark wird dadurch mittelfristig weniger flexibel, da nach wie vor
ein hoher Anteil an Grundlastkraftwerken (Braunkohle- und Atomkraftwerke) am Netz ist.
117
Erdgas aus Lagerstätten mit sehr geringer Durchlässigkeit.
118
Dies erfordert Gegenreaktionen wie Reduktion Residuallast, Nachfragesteigerung, Speicherbefüllung, Abregelung bei neg. Strompreisen.
119
Dies erfordert Gegenreaktionen wie Steigerung Residuallast, Nachfragereduktion, Speicherleerung, flexibler
Betrieb von Biomasseanlagen.
120
Österreich und Deutschland haben aufgrund ausreichender transnationaler Übertragungskapazitäten einen
gemeinsamen Strommarkt mit einheitlichen Preisen.
290
Das vermehrte Auftreten von Niedrig- und Negativpreisen zeigt jedoch, dass schon heute
mehr und nicht weniger Flexibilität im konventionellen Kraftwerkspark notwendig ist.
Die in Deutschland zuletzt verstärkt wieder neu errichteten Steinkohlekraftwerke weisen
nach Fraunhofer ISE (Mayer, J.; et al., 2013b) eine etwas höhere Flexibilität auf, sind als
Mittellastkraftwerke aber ebenfalls auf eine signifikante jährliche Volllaststundenzahl angewiesen und können aufgrund langer Anfahrzeiten bei kurzzeitiger Überschussproduktion
nicht abgeschaltet werden. Zu Zeiten hoher Solareinspeisung in den Mittagsstunden laufen
deutsche Steinkohlekraftwerke daher meist unvermindert durch, was sich aktuell in erhöhtem Stromexport zu diesen Stunden niederschlägt.
Gaskraftwerke sind aufgrund ihrer hohen Flexibilität und der kurzen Anfahrzeiten nach
Fraunhofer ISE (Mayer, J.; et al., 2013b) ideal zur Ergänzung erneuerbarer Energien geeignet, weisen beim derzeitigen Preisniveau für CO2-Emissionsberechtigungen jedoch die
höchsten Grenzkosten zur Stromerzeugung der genannten Kraftwerke auf. Zu dieser
schwierigen Wettbewerbslage tragen nach Fraunhofer ISE (Mayer, J.; et al., 2013b) auch
vielerorts noch bestehende, nicht marktkonforme, langfristige, ölpreisgebundene Gasbezugsverträge bei. Die europäischen Gasmarktpreise (Hubpreise) haben sich in den letzten
Jahren aufgrund steigender Bedeutung von Liquefied Natural Gas (LNG) vom Ölpreis abgekoppelt und liegen deutlich tiefer als die ölindexierten Vertragspreise.
Von verschiedenen Seiten wird die Forderung erhoben, dass der bestehende Energy-OnlyMarket (EOM, wo nur Arbeitspreise für tatsächlich erzeugte oder zukünftig zu erzeugende el.
Energie abgegolten werden) durch Kapazitätszahlungsmechanismen ergänzt werden muss,
damit auch Leistungsbereitstellung und Flexibilität einen Preis erhalten. Einem solchen
Szenario liegt das Misstrauen zugrunde, dass der EOM alleine das ev. nicht (rasch genug)
leisten könnte.
Diskussion um ein neues Strommarktdesign bzw. um die Einführung von Kapazitätsmechanismen: Nach Ecofys (Dr. Nicolosi, M., 2012) stehen zum einen stabile rechtliche
Rahmenbedingungen für ein europäisches Strommarktdesign, das einen wettbewerblichen
Rahmen für die Gewährleistung von Versorgungssicherheit schafft, im Vordergrund. Zum
anderen sollte nach Ecofys (Dr. Nicolosi, M., 2012) im Mittelpunkt des Marktdesigns die
Vereinbarkeit von Kapazitätsmechanismen mit der RES-Integration, bzw. die Wirkung
des Marktdesigns auf den Unterstützungsbedarf von RES-E stehen.
Hinsichtlich Kapazitätsmechanismen für, für die Versorgungssicherheit relevante, Residualkraftwerke, sind insbesondere die Optionen „Strategische Reserve“ (SR) sowie „Kapazitätsmärkte“ (KM) in Diskussion.
■
SR sind zusätzliche Kapazitäten zu jenen am Strommarkt, die diesen nicht beeinflussen
bzw. innerhalb dessen nicht mehr eingesetzt werden können. Der Begriff SR wird teilweise auch unter dem Begriff „Versorgungssicherheitsverträge“ geführt.
■
KM, z.B. für schnell regelbare Gaskraftwerke (Residuallast), würden einer Hinführung
der Strommarktbörse von einem Grenz- (bzw. EOM-) zu einem Vollkostenmarkt entsprechen.
Die beiden angeführten Kapazitätsmechanismen haben nach Ecofys (Dr. Nicolosi, M., 2012)
fundamental unterschiedliche Anreizwirkungen für Systemanpassungen und somit für
291
die Fähigkeit des Strommarktes, steigende Anteile erneuerbarer Energien kostengünstig zu
integrieren.
■
Während der EOM abgesichert durch die SR Investitionen in Flexibilitäten anreizen und
somit den Unterstützungsbedarf absenken würde, würden KM eher konventionelle Erzeugungsanlagen anreizen. Die Kritik lautet, dass KMs die Flexibilität des Stromsystems
reduzieren und in Folge den Unterstützungsbedarf für RES-E erhöhen würden.
■
Die Befürworter von KM argumentieren, dass mit SR eine Preisobergrenze für Dayahead-Märkte eingeführt wird, bzw. Kraftwerksbetreiber sich aus strategischer Sicht in
den SR-Markt begeben möchten oder daher vorgeben würden, ihre KW abzuschalten.
■
Ecofys (Dr. Nicolosi, M., 2012) wiederrum meint, dass KM-geförderte Anlagen die Märkte für Flexibilität (Lastmanagement, Speicher) verzerren und diese energieeffizienteren
Optionen infolge verdrängen könnten. Lastmanagement wäre unter Umständen nur
mehr in Überschusssituationen wettbewerbsfähig, bei Knappheit wären die durch Vollkostenvergütung finanziell besser gestellten Gasturbinen wettbewerbsfähiger.
Kapazitätsmechanismen wurden in etlichen Regionen der USA implementiert und werden
in Frankreich und Großbritannien derzeit umgesetzt. Die nachfolgende Grafik gibt einen
Überblick zum aktuellen Stand der Regulierung im Bereich Kapazitätsmechanismen in
Europa. Im Sinne einer Harmonisierung des Strommarktes (EU Binnenmarkt) strebt die EUKommission auch im Bereich von Kapazitätsmechanismen eine Harmonisierung bestehender Ansätze an (siehe Kapitel 4.1 ab Seite 224).
Abbildung 4-28: Kapazitätsmechanismen: Status quo und Entwicklungen in Europa.
Quelle: (Graf, 2013)
Ein für Deutschland vorgeschlagenes Szenario eines Strommarktdesigns mit SR: Bei
einer Weiterführung des bisherigen EOM, wo nach Ecofys (Dr. Nicolosi, M., 2012) idealerweise durch entsprechende Preissignale Lastmanagement und Speicher angereizt werden,
292
kann Versorgungssicherheit durch SR in Situationen, in denen am Day-ahead-Markt der
Strombörse – selbst bei sehr hohen Preisen – keine Deckung der Nachfrage möglich wäre,
gewährleistet werden. Die SR führt zu keiner Neuordnung des Marktdesigns, sondern ergänzt den bestehenden Strommarkt (den Großhandels- und Regelleistungsmarkt). Die bei
Knappheit hohen Preise (an der EEX derzeit max. 3.000 Euro/MWh) sollten nach BMU et al.
(Ergebnisbericht des Fachdialogs Strategische Reserve, 2013) mit SR erhalten bleiben.
Investitionsanreize für den separaten SR-Markt könnten zentral, durch technologieoffene
Ausschreibung von (stilllegungsbedrohten, bestehenden oder neuen) Kapazitäten wettbewerblich am Markt (über Angebote von Leistungspreisen durch die Anlagenbetreiber) geschaffen werden.
Die Größe der SR könnte nach BMU et al. (Ergebnisbericht des Fachdialogs Strategische
Reserve, 2013) etwa 5 % der Jahreshöchstlast betragen. Der Einsatz der SR könnte durch
Übertragungsnetzbetreiber, welche die SR-Leistung kontrahieren, aber nicht betreiben,
erfolgen. Die Anlagenbetreiber erhielten einen Arbeitspreis, der sich an den tatsächlichen
Betriebskosten orientieren würde. Die Finanzierung der Kosten der strategischen Reserve
könnte über Netzentgelte erfolgen. Für Deutschland wird nach BMU et al. (Ergebnisbericht
des Fachdialogs Strategische Reserve, 2013) ein Betrag von etwa einem Tausendstel des
deutschen Haushaltsstrompreises (0,028 Cent pro kWh) erwartet.
Verschieben von Lasten (Lastmanagement): Die Frage, wie sehr die Nachfrage nach Strom
zeitlich flexibilisiert werden kann, wird mit entscheidend sein, was Strom in Zukunft in einem
regenerativen Stromsystem kosten wird. Mit steigenden Anteilen von erneuerbaren Energien
wird es immer sinnvoller, die Stromnachfrage aus Zeiten mit niedriger Stromproduktion aus
Wind- und Solaranlagen in Zeiten mit viel Wind und/oder Sonne zu verschieben. Eine wesentliche Rolle wird in dieser Hinsicht auch dem andernfalls frühzeitiger gegebenen Bedarf
an Speichern zukommen (weitere Überlegungen dazu siehe nächstes Kapitel).
Ergebnisse einer aktuellen Studie zu Nutzbarkeit und Potenzialen verschiebbarer Lasten
von Großverbrauchern in Süddeutschland: Für die Studie wurden durch Fraunhofer ISI und
FfE (Klobasa, M. et al., 2013) etwa 300 Unternehmen in Bayern und Baden-Württemberg
untersucht. Einbezogen wurden dabei sowohl die stromintensivsten industriellen Prozesse
(Chemie, Elektrostahl, Papier, Zement) als auch Querschnittstechnologien (zum Beispiel
Lüftung, Klimatisierung), die in vielen Industrien (insbesondere Fahrzeugbau und Maschinenbau) zum Einsatz kommen. Bayern und Baden-Württemberg haben derzeit eine Spitzenlastnachfrage von rund 25 GW. Der industrielle Strombedarf liegt bei etwa 55 bis 60 Prozent
der Gesamtstromnachfrage in den beiden Bundesländern. Mehr als 850 MW Stromverbrauch könnten über einen Zeitraum von zwei Stunden abgeschaltet und auf einen späteren
Zeitpunkt verschoben werden. Bei einem kürzeren Bedarfsfall von nur 30 min wären es
sogar 1,2 GW. Hinzu kommt ein weiteres relevantes Lastverschiebungspotenzial im Bereich
der Wärmepumpen und Nachtspeicherheizungen. Dessen Höhe ist jedoch abhängig von
Tageszeit und Temperatur. Um diese nennenswerten Potenziale zu heben, reichen aber die
Anreize des bestehenden Strommarktes nicht aus. Die Studienautoren Fraunhofer ISI und
FfE (Klobasa, M. et al., 2013) empfehlen daher einen wettbewerblichen Markt für Versorgungssicherheit als Ergänzung zum bestehenden Energiemarkt.
Optimierung des Bedarfs an Ausgleichsenergie (zur Vermeidung von Fahrplanabweichungen) und von Regelenergie (zur Vermeidung von Spannungs- und Frequenzabweichungen):
293
■
Optimierung der 2012 geschaffenen, marktbasierten Beschaffung von Sekundärregelleistung in Österreich, mit der ein deutlicher Preisanstieg pro kWh einhergegangen ist.
■
Prüfung, ob OeMAG Fahrplanänderungen auch kurzfristiger durchführen kann (dzt. nur
Day-Ahead möglich).
■
Prüfung einer höheren zeitlichen und räumlichen Auflösung von Ertragsprognosen (v.a.
für Wind und PV)
■
Prüfung der Fernsteuerbarkeit von Windkraft- und PV-Anlagen (Bestands-, Neuanlagen,
Anlagengröße; für Abregelung und neg. Ausgleichsenergie)
■
Weiterentwicklung neuer Geschäftsmodelle, z.B. Smart Grids, virtuelle (Ökostrom-)
Kraftwerke
■
Verminderung von Markteintrittsbarrieren: Erhöhung der Anzahl präqualifizierter Anbieter, Absenkung der erforderlichen Mindestleistung (Pooling der Anlagen kleinerer – auch
RES-E – Anbieter ermöglichen).
■
Verstärkte Marktkoppelung mit Nachbarländern zur Teilnahme an Regelenergiemärkten.
In Österreich wird der gesamte unterstützte Ökostrom, der in das öffentliche Netz eingespeist wird, von der Ökostromabwicklungsstelle OeMAG, zu den jeweiligen Einspeisetarifen abgenommen. Die Ökostrommengen werden den Stromhändlern entsprechend einer
Day-ahead-Prognose täglich mittels Fahrplan zugewiesen. Stromhändler, die Endkunden
in Österreich beliefern, sind verpflichtet, Ökostrom im Verhältnis der pro Kalendermonat an
Endverbraucher in der Regelzone abgegebenen Strommengen, abzunehmen und dafür
einen Verrechnungspreis zu an die OeMAG zu bezahlen. Dieser Verrechnungspreis wird
mittels Verordnung des Wirtschaftsministers jährlich im Vorhinein festgelegt.
Eine Zuweisung oder Vermarktung der Ökostrommengen in kürzeren Zeiträumen (Intraday) könnte ökonomisch interessant sein und den erforderlichen Unterstützungsbedarf
senken, steht aber nicht in Einklang mit den derzeit geltenden rechtlichen Rahmenbedingungen (ÖSG 2012, Allgemeine Bedingungen der OeMAG).
Wenn mittel- bis langfristig die Vermarktung von Ökostrom in steigendem Umfang außerhalb des Ökostromfördersystems erfolgen soll, muss zunächst bei den verzerrenden
Marktbedingungen gegengesteuert werden: insbesondere bei der Optimierung des EU
Emissionshandelssystems sowie der Internalisierung externer Kosten fossiler und atomarer
Energie. Eine einfache Heranführung an den – auf konventionelle Stromerzeugung und
variable Kosten zugeschnittenen – Strommarkt würde zu kurz greifen.
Hinsichtlich einer teilweisen Behebung der vorherrschenden Marktverzerrung wäre kurzfris121
tig eine möglichst aufkommensneutrale Änderung des Elektrizitätsabgabegesetzes
denkbar: Die Elektrizitätsabgabe könnte für Strom aus erneuerbaren Quellen (und gegebenenfalls teilweise auch für Strom aus flexiblen, effizienten Gaskraftwerken) aufgehoben
werden. Im Gegenzug könnte die Elektrizitätsabgabe auf Strom aus fossilen und nuklearen
Quellen sowie aus unflexiblen Gaskraftwerken entsprechend angehoben werden. Die Steu-
121
Die gesetzliche Grundlage bildet das Bundesgesetz, mit dem eine Abgabe auf die Lieferung und den Verbrauch
elektrischer Energie festgeschrieben wird (Elektrizitätsabgabegesetz) BGBl. Nr. 201/1996 idF BGBl. I Nr. 26/2000.
Die Höhe der Elektrizitätsabgabe beträgt aktuell 1,5 Cent/kWh.
294
erdifferenzierung kann über das bestehende Herkunftsnachweissystem erfolgen und müsste
zuvor von der Europäischen Kommission beihilfenrechtlich genehmigt (notifiziert) werden.
Unterstützung bei der Weiterentwicklung neuer Geschäftsmodelle, z.B. für Smart Grids
und virtuelle (auch RES-E) Kraftwerke.
4.4.6
Zieldimension Zusammenspiel von Flexibilitäten und RES-E
In diesem Abschnitt wird das Zusammenspiel von Netzausbau, Speichern und dem Ausbau
von Strom aus erneuerbaren Quellen (RES-E) sowie von weiteren Flexibilitätsbausteinen für
eine vollständige Flexibilisierung des gesamten Stromsystems diskutiert.
Der Bedarf an Kraftwerks- und Speicherzubau kann durch Energieeffizienz, Lastmanagement, Retrofit bestehender Kraftwerke, Flexibilisierung von KWK-Anlagen durch Wärmespeicher, optimierte Kapazitätssicherung im EU-Verbund durch Marktkoppelung, Nutzung
von Überschussstrom zur Wärmeproduktion (sowie weiteren Flexibilitäten) verringert werden.
Nach (Plattform Erneuerbare Energie, 2012) sind die Kosten einzelner Flexibilitäten aus
heutiger Perspektive nur teilweise bekannt. Es bedarf hier weiterer Forschungs- und
Markteinführungsmaßnahmen. Jedenfalls sollte das Strommarktdesign einen Wettbewerb
der Flexibilitäten erlauben. Als Benchmark dienen die Kosten der Bereitstellung von Ausspeicherleistung mit thermischen Kraftwerken (Gasturbine). Sie liegen bei 50–
70 Euro/(kW.a).
Die folgende Abbildung zeigt, ab welchen RES-E-Anteilen es voraussichtlich volkswirtschaftlich effizient ist, welche zusätzlichen Flexibilitäten zu nutzen. Es handelt sich nach (Plattform
Erneuerbare Energie, 2012) hierbei um eine Momentaufnahme, die noch nicht abschließend
bewertet werden kann.
Abbildung 4-29: Vorläufige Einschätzung ab welchen RES-E-Anteilen (xx% EE) es
voraussichtlich volkswirtschaftlich effizient ist, bestimmte Flexibilitätsbausteine zusätzlich zu
nutzen. Quelle: (Plattform Erneuerbare Energie, 2012).
295
Dem Netzausbau ist (Plattform Erneuerbare Energie, 2012) jedenfalls höchste Priorität
einzuräumen, da Flexibilitäten erst bei relativ hohen RES-E-Anteilen benötigt werden (siehe
weiter unten). Dem Netzausbau wurde auch von der deutschen Bundesregierung die höchste Priorität eingeräumt: Derzeit ist in Deutschland im Rahmen des Netzentwicklungsplans
und des Europäischen „Ten Year Network Development Plans“ eine Verdopplung der
Grenzkuppelstellen bis 2030 geplant.
Die ausgleichenden Effekte der Übertragungsnetze könnten dazu führen, dass die Bedeutung von dezentralen Speichern überschätzt wird. Derartige Effekte können durch einen
122
Europäischen Netzverbund
(länderübergreifend), lastflussbasiertes Netzengpassmanagement, Temperaturmonitoring, Netzausbau und -verstärkung, Last- und Erzeugungsmanagement, Einsatz regelbarer Ortstransformatoren, Smart Grids (und entsprechende Preissignale) erzielt werden.
Hinsichtlich der Funktionen „Strom einspeichern“ und „Strom ausspeichern“ stehen
nach (Plattform Erneuerbare Energie, 2012) durch flexible Erhöhung oder Reduktion von
Erzeugung oder Nachfrage oftmals kosteneffizientere Optionen zur Verfügung.
Nach (Plattform Erneuerbare Energie, 2012) gibt es in Deutschland bis zu einem Anteil von
50–70 % RES-E technisch gesehen, zusätzlich zu den bestehenden Pumpspeichern, nur
sehr geringen Speicherbedarf. Bei einem Anteil von 40 % RES-E würden nach Berechnungen von VDE (ETG-Taskforce Energiespeicherung, Energiespeicher für die
Energiewende – Speicherungsbedarf und Auswirkungen auf das Übertragungsnetz für
Szenarien bis 2050, 2012) zusätzliche (am Strommarkt betriebene) Speicher den konventionellen Kraftwerkspark optimieren, d.h. deren Grundlast verstetigen und Spitzenlasten reduzieren und damit vor allem Gaskraftwerke zugunsten von Braunkohlestrom verdrängen. Dies
gilt in ähnlicher Weise auch für den Einsatz anderer Flexibilitätsoptionen.
Regionale Überschüsse bei Netzengpässen sollten zunächst durch die Bausteine 1 bis 4
reduziert werden und nicht durch den Einsatz von derzeit noch relativ teuren Speichertechnologien wie z.B. Batterien oder Power-to-Gas. Gegebenenfalls kann der Einsatz von
Power-to-Heat in diesen Situationen sinnvoll sein.
Derzeit wird Netzengpässen durch Einspeisemanagement und Redispatch entgegengesteuert. Unter Einspeisemanagment wird das netzbedingte Abschalten von Erzeugungsanlagen durch Netzbetreiber verstanden. Diese Maßnahme erfolgt insbesondere bei kurzfristig
auftretenden Lastspitzen im Stromnetz. Redispatch erfolgt zumeist durch den Übertragungsnetzbetreiber. Hierbei wird durch kurzfristiges Herauf- und Hinunterfahren von regelbaren Kraftwerken Übertragungsnetzengpässen (um Leitungsabschnitte vor einer Überlastung
zu schützen) entgegengewirkt.
Langzeitspeicher zur Überbrückung von mehrwöchigen Windflauten oder saisonalen
Schwankungen (z.B. Power-to-gas) sind nach Auffassung (Plattform Erneuerbare Energie,
2012) nicht kurzfristig, sondern erst für RES-E-Anteile größer als ca. 70 % unter dem
Aspekt der Dekarbonisierung der Erzeugung sinnvoll.
122
Z.B. gegebenenfalls auch durch Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ).
296
Zentrale/regionale/dezentrale Speichertechnologien sollten in Abstimmung mit Erkenntnissen im Bereich des übergeordneten/regionalen Netzausbaus bzw. der Netzverstärkung
sowie im Bereich des RES-Anlagenbetriebs (z.B. Nutzung der Eigenschaften von Wechselrichtern und von Leistungselektronik zur Entlastung von Netzen) weiterentwickelt werden.
Power-to-heat sollte nach (Plattform Erneuerbare Energie, 2012) kurzfristig bevorzugt in
„Must-run“-KWK-Anlagen, mittelfristig – zur Vermeidung von Höchstlasten (d.h. Vermeidung
von z.B. reinen Stromheizungen) – bevorzugt in bivalenten Heizsystemen (BrennwertTechnologie, Wärmepumpe) eingesetzt werden. Der Einsatz in KWK-Anlagen schafft in
Verbindung mit Wärmespeichern bei stromgeführten Anlagen zusätzlich freie Netzkapazitäten für RES-E. In beiden Varianten werden fossile Energieträger sehr kostengünstig subsituiert. Wenn Erdgas substituiert wird, kann der (derzeit teilweise sogar negative) Marktpreis für
Überschussstrom tendenziell auf das Niveau des Erdgaspreises herangeführt werden (siehe
Einsatz von Elektroheizstäben in KWK- und Fernwärmeanlagen in Dänemark).
Power-to-gas (H2, CH4, Kraftstoffe) ist (Plattform Erneuerbare Energie, 2012) derzeit noch
sehr teuer und wenig effizient. Power-to-heat kann wesentlich (kosten- und energie)effizienter erfolgen. Mittelfristig könnte hinsichtlich Power-to-gas insbesondere die Produktion von Wasserstoff durch Elektrolyse für die chemische Industrie interessant werden
(z.B. als Ausgangsstoff für die Ammoniaksynthese oder für Raffinerien).
Was passiert bei einem Durchbruch von Photovoltaik- und Batteriesystemen und brauchen wir dann noch Netze? Nach Fraunhofer IWES und Consentec (Dr. Pape, C.& Dr.
Tersteegen, B., 2013) wäre solch ein Szenario unter Kostengesichtspunkten erst bei einer
Reduktion der Kosten solcher Systeme um 80 % in den nächsten 20 Jahren sinnvoll.
4.4.7
Zieldimension Technologieportfolio und -entwicklung
Ein wirksames Anreizsystem zum Ausbau von Ökostromerzeugungsanlagen sollte stets ein
Portfolio an standortangepassten Erzeugungstechnologien auf den Markt bringen
können. Jeder Standort bzw. jede Region hat sein bzw. ihr optimales Technologieportfolio.
Nur günstige Windräder rund um die günstigsten Standorte zu fördern, wäre systemisch
suboptimal. In einem solchen (standortbezogen betrachtet) Least-Cost-Szenario wäre gegenüber einem räumlich stärker differenzierten RES-Portfolios kein Lastausgleich innerhalb
des RES-Portfolios gegeben. Durch die sich dann ergebenden, sehr hohen Lastfluktuationen
wären sehr hohe Residuallasten (u.a. mit fossiler Erzeugungskapazität) abzudecken.
Das Ökostromgesetz ist unter anderem dazu da, den Ausbau effizienter, am Markt erhältlicher Stromerzeugungstechnologien weiter voranzutreiben. Grundsätzlich können auch Pilotoder Demonstrationsanlagen Einspeisetarife für den ins öffentliche Stromnetz eingespeisten
Ökostrom erhalten (siehe z.B. Holzvergasungsanlagen in Güssing, Oberwart und Villach).
Die Kostensenkung der Ökostromtechnologien hin zur Marktreife zu forcieren und die
weitere Steigerung der Anlageneffizienz zu fordern und auch zu unterstützen, sind weitere
Ziele des Ökostromgesetzes.
Für Forschung- und Technologieentwicklung gibt es ergänzende, geeignetere Instrumente,
die überwiegend Personalkosten vergüten, aber auch Investitionen in Forschungs-, Pilotund Demonstrationsanlagen, letztere in Form von Investitionszuschüssen unterstützen.
297
Zukunftstechnologien (Definition siehe Kapitel 3.2 ab Seite 173) sollten generell auf breiter
Basis weiterentwickelt werden können.
In Deutschland ist es aufgrund der Größe des Binnenmarktes mit Hilfe des EEG gelungen,
die Photovoltaik (weltweit) durch konsequente Kostensenkung (durch eine entsprechende
Tarifdegression) hin zur Marktreife zu entwickeln. Durch die langjährige Förderung von PV
mit einer Degression der Einspeisetarife im Rahmen des EEG sind die Weltmarktpreise für
PV-Anlagen so stark gefallen, dass PV-Anlagen auch in Deutschland (und vielen anderen,
v.a. südlichen) Ländern hinsichtlich Eigenstromversorgung günstiger sind, als Fremdbezug
aus dem öffentlichen Stromnetz (dynamische Grid parity – siehe Fußnote 106 auf Seite
278). In Deutschland werden bereits größere Eigenstromversorgungsanlagen ohne Inanspruchnahme des EEG-Einspeisetarifs realisiert (z.B. Windkraft bei Kläranlagen und PV auf
Kühlhäusern der Fischindustrie in Norddeutschland). Es ist jedoch nicht gelungen, wesentliche Teile der (globalen) PV-Modulproduktion in Deutschland zu halten. Bei Forschung und
Entwicklung ist Deutschland noch erfolgreich im globalen Wettbewerb.
Insgesamt könnte man die EEG-Förderung im PV-Bereich auch als eines der größten Entwicklungshilfeprojekte der letzten Jahre betrachten, da durch die EEG-Förderung für PV nun
viele Länder der Welt einen wirtschaftlichen Zugang zu dieser Technologie haben. Der
Binnenmarkt von Österreich ist in dieser Hinsicht zu klein, um die Kosten einer Stromerzeugungstechnologie (z.B. mit Hilfe des Ökostromgesetzes) so weit in Richtung Wettbewerbsfähigkeit voranzutreiben, dass die Hersteller dieser Technologie alleine mit Starthilfe
des österreichischen Heimmarktes am internationalen Markt bestehen könnten.
Österreich operiert jedoch erfolgreich als Technologie-, Dienstleistungs- und Komponentenzulieferer. Ein Beispiel aus dem PV-Bereich ist z.B. der Wechselrichterhersteller Fronius,
der den Großteil seiner Umsätze im Ausland erzielt. In den genannten Bereich bewirken
gezielte Förderungen für das Personal von Forschungs- und Technologieentwicklungseinrichtungen und Investitionsförderungen für Pilotanlagen in Verbindung mit Einspeisetarifen
die Möglichkeit, in Demonstrationsanlagen zu investieren und diese zu finanzieren.
Österreich konnte und kann immer wieder auch Zukunftstechnologien, insbesondere aus
Nischenmärkten heraus, durch gezielte, langjährige Technologie- und in Folge auch Investitionsförderprogramme für die entwickelten Anlagen bis hin zur Reife für den (zumindest
europäischen) Markt entwickeln. Beispiele hierfür sind Biodiesel (Brennstoffnormung) und
Biodieselproduktionsanlagen, Solarwärmeanlagen, Scheitholzkessel und vollautomatisierte
Hackgut- und Pelletsheizungen (für private Haushalte bis hin zu gewerblichen Anlagen)
sowie Pellets (Brennstoffnormung und -logistik). Auch im Ökostrombereich sind neben der
123
Wasserkraft
viele Zulieferer z.B. im Wind- und Photovoltaikbereich tätig (vgl. Kapitel 3.3
ab Seite 58).
123
In diesem Bereich kann Österreich mit Andritz Hydro GmbH und Voith Siemens Hydro Power Generation GmbH
& Co KG sogar zwei Global Player vorweisen.
298
4.5 Forschungsbedarf zur Marktintegration von erneuerbaren
Energieträgern
In diesem Abschnitt werden ausgewählte Technologien dargestellt, welche die Marktintegration der erneuerbaren Energiequellen in Zukunft vereinfachen können. Diese Technologien
können einen Beitrag dazu leisten, die Flexibilität des Elektrizitätssystems zu erhöhen.
Beispiele für vier relevante Bereiche werden hier beschrieben:
■
Virtuelle Kraftwerke
■
Intelligentes Lastmanagement
■
Speicher
■
Intelligente, flexible und effizientere Netze
Abbildung 4-30: Ausgewählte Flexibilitätsbausteine für die Integration der erneuerbaren
Energien
4.5.1
Virtuelle Kraftwerke
Ein virtuelles Kraftwerk ist eine Zusammenschaltung von kleinen, dezentralen Kraftwerken,
wie zum Beispiel Windenergieanlagen, Blockheizkraftwerken, Photovoltaikanlagen, Kleinwasserkraftwerken und Biogasanlagen, sowie auch von abschaltbaren Lasten oder Speichern zu einem Verbund. Die Anlagen werden über Datenleitungen verbunden, und gemeinsam von einer zentralen Warte aus gesteuert (siehe z.B. BTC, 2013). Die Zusammenarbeit
von mehreren kleinen Stromerzeugern ermöglicht, regionale Unterschiede bei Wind und
Sonne durch das Stromnetz oder regelbare Biogasanlagen auszugleichen. Weiter lässt sich
überschüssiger Strom speichern oder in Wärme umwandeln. Es entsteht ein Netzwerk, das
dezentral organisiert ist, aber an Strombörsen als größere Gesamtheit auftreten kann. Insgesamt eröffnet das Konzept des virtuellen Kraftwerks die Möglichkeit zur Optimierung der
bestehenden Strukturen des Energieversorgungssystems (Agentur für Erneuerbare Energien, 2008).
Virtuelle Kraftwerke können auch Regelenergie auf dem Strommarkt anbieten und die Produktion herunterfahren, wenn ein Stromüberschuss droht. Durch die flexible Nutzung der
Anlagen lassen sich Schwankungen im Stromnetz, die zum Teil durch die erneuerbaren
Energien verursacht werden, ausgleichen (Niconowics und Milewski, 2012).
299
Normalerweise ist eine Fernsteuerung und Börsenvermarktung nur für Anlagen ab einer
Größe von 1 MW wirtschaftlich und technisch sinnvoll. Das virtuelle Kraftwerk kann aber wie
ein großes Kraftwerk agieren. Dadurch sinken die Markteintrittsbarrieren durch größere
Handelsmengen und ein geringeres Risiko von Fahrplanabweichungen. Außerdem können
durch die Bündelung Prozesse effizienter und kostengünstiger abgewickelt werden.
Abbildung 4-31: Schematische Darstellung eines virtuellen Kraftwerkes
Durch die Bündelung von dezentralen Erzeugern und Verbrauchern zu einem virtuellen
Kraftwerk können für Eigentümer einzelner Anlagen verschiedene Dienstleistungen wie
Optimierung, Vermarktung und Verrechnung erbracht werden. Die Leitwarte übernimmt zwei
Rollen gleichzeitig: Als „Energieanlagenmanager“ verwaltet und überwacht sie die im virtuellen Kraftwerk zusammengeführten Anlagen und übt Netzstabilisierungsfunktionen aus. Und
als „Poolkoordinator“ vermarktet sie den erzeugten Strom. Virtuelle Kraftwerke müssen aber
die Zusatzkosten für Kommunikation und den Aufwand der zentralen Steuerung tragen, was
ihre Wirtschaftlichkeit erschweren kann. Daher werden auch virtuelle Kraftwerke diskutiert,
bei denen die Datenübertragung vereinfacht wird bzw. nicht ständig geschehen muss.
4.5.2
Intelligentes Lastmanagement
Die Nutzung von flexiblen Lasten, sprich die Verschiebung von Lasten auf der Nachfrageseite entsprechend der aktuellen Erzeugungssituation, stellt eine weitere Flexibilisierungsoption
dar. Die gezielte Steuerung von Lasten wird als Lastmanagement, Demand-SideManagement (DSM) oder „Demand Response“ bezeichnet. Die Anpassung der Stromlast an
das Angebot kann in Zukunft eine wachsende Rolle spielen (dena, 2013a), und wird unter
anderem im Arbeitspapier der Kommissionsdienststellen „Einbindung der nachfrageseitigen
Flexibilität, insbesondere des Demand Response, in Elektrizitätsmärkte“ vom 5. November
2013 empfohlen.
Lastmanagement bedeutet, dass nicht unbedingt nötige Stromverbräuche zu Zeiten hoher
Nachfrage oder geringeren Leistungsangebots abgeschaltet werden. Derzeit wird Lastmanagement im gewerblichen und industriellen Bereich sowie in Haushalten (z.B. in Form von
Nachtspeicherheizungen oder Wärmepumpen) angewendet. Im industriellen Bereich kann
300
etwa die Erzeugung bestimmter Produkte oder die Durchführung von Prozessen verschoben
werden. Durch eine Verringerung der Maximalleistung sind Kosteneinsparungen über die
Reduktion der Leistungspreise bei den Netznutzungsentgelten und den Stromkosten möglich. Im Haushaltssektor in Deutschland ist das Lastmanagement z.B. für Elektrospeicherheizungen möglich. Hier werden die Heizelemente mit Rundsteueranlagen vom Stromversorger an- und abgeschaltet. Ähnlich gibt es in Deutschland Stromtarife für Wärmepumpen,
die es dem Energieversorger erlauben, Wärmepumpen im Fall von Engpässen für begrenzte
Zeit ferngesteuert abzuschalten.
Abbildung 4-32: Schematische Darstellung Intelligentes Lastmanagement zur Integration von
erneuerbaren Energien
Dieses betriebliche Lastmanagement trägt aber nicht unbedingt zur Integration von erneuerbaren Energien bei, da lediglich die Stromnachfrage des einzelnen Betriebs als Entscheidungsgrundlage für die Steuerung genutzt wird. Lastmanagement kann aber auch zur Integration erneuerbarer Energien genutzt werden. Dafür sollten die Lasten entsprechend der
aktuellen Einspeisung erneuerbarer Energien gesteuert werden, wodurch eine Glättung der
124
Residuallast erreicht werden könnte.
Dafür muss das Lastmanagement an die Volatilität
der Stromerzeugung angepasst werden. Insbesondere gilt es, Geschäftsmodelle und technische Lösungen zu entwickeln, die es Verbrauchern ermöglichen, durch einen Zusammenschluss Lastverschiebepotenziale in energiewirtschaftlich relevantem Maßstab zu erzielen,
um eine überbetriebliche Vermarktung von flexiblen Lasten auf dem Strommarkt zu ermöglichen. Steuerbare Lasten können auch in virtuelle Kraftwerken integriert werden.
Die zeitliche Steuerung der Nachfrage kann u.a. zu den folgenden Zielen einen Beitrag
leisten:
124
Die Residuallast ist jener Teil der Last, der nicht durch die erneuerbaren Energien gedeckt wird.
301
■
Bereitstellung von Regelenergie (Netzstabilisierung)
■
Glättung des Tageslastverlaufs (gleichmäßige Kraftwerksauslastung)
■
Reduzierung der Jahreshöchstlast (geringere gesicherte Leistung nötig)
Um DSM im Haushaltsbereich umzusetzen, sind aber technische Lösungen notwendig, die
folgende Komponenten umfassen und miteinander kombinieren:
■
Haushaltsgeräte, die ihren Stromverbrauch regeln können
■
Smart Meters
■
Lokale Speicher
Aus diesem Grund kann in einer ersten Phase die Erschließung von DSM-Potenzialen in
Industrie und Gewerbe sinnvoller sein. Im Industriebereich erfordern aber die produktionstechnischen Anforderungen der schaltbaren Lasten eine enge Abstimmung zwischen dem
DSM-Anbieter und den industriellen Betrieben. Außerdem wurden hier bisher bereits Maßnahmen gesetzt und so die Potenziale teilweise erschlossen.
Einzelne Verbraucher können ihre Flexibilität meist nicht direkt dem Strom- oder Regelenergiemarkt zur Verfügung stellen. Um diese Dienstleistungen auf den Strommarkt anbieten zu
können, sind Aggregatoren erforderlich, die Verbrauchergruppen bündeln. Diese Aggregatoren, auch „Demand Response Anbieter“ genannt, sollen ohne Benachteiligung anderen
Marktteilnehmern gegenüber auf dem Strommarkt agieren können. Darüber hinaus müssen
Stromtarife für Konsumenten dynamischer werden, um Anreize für eine entsprechende
Verbrauchsanpassung zu bieten (siehe z.B. Hemetsberger, 2013).
Wie im Arbeitspapier der Kommissionsdienststellen argumentiert, kann eine auf Markt- oder
Systemsignale reagierende Stromnachfrage eine Win-Win-Situation schaffen: Während
Konsumenten und Industrie von geringeren Elektrizitätskosten profitieren, kann die Gesellschaft als Ganzes ihren Energiebedarf mit der geringsten notwendigen Versorgungs- und
Übertragungskapazität abdecken. Darüber hinaus können durch größere Flexibilität bei der
Nachfrage auch größere Mengen kohlenstofffreier Wind- und Solarenergie in den Binnenmarkt integriert werden, die Effizienz des Energiesystems erhöht und Energieeinsparungen
erwirkt werden. Die Realisierung des zur Verfügung stehenden Potentials könnte Kosteneinsparungen und wirtschaftliche Gewinne bewirken. Dazu muss ein Demand-ResponseMechanismus darauf ausgelegt sein, Konsumenten eine faire Vergütung für ihre flexible
Nachfrage zu bieten und auf verfügbaren technischen Lösungen beruhen.
Für die Umsetzung von Demand-Response-Mechanismen empfiehlt die EU-Kommission:
■
die Schaffung marktbasierter und transparenter Anreize unter gleichzeitiger Berücksichtigung von Datenschutz, Privatsphäre und Sicherheit,
■
die Öffnung des Marktes zur Erschließung des DSR-Potentials und
■
die erforderlichen Technologien durch den Ausbau von Smart Metering (mit geeigneten
technischen Funktionen, rechtlichen Rahmenbedingungen und begleitet durch (Wärme)Speichertechnologien und -leistungen) auf den Markt zu bringen.
U.a können folgende Maßnahmen die Erschließung der DSM-Potenziale in Österreich
unterstützen:
302
■
Schaffung von Informationsangeboten über DSM, insbesondere für Unternehmen.
■
Abschätzung der DSM-Potenziale in Österreich
■
Kosten/Nutzen-Analyse der DSM-Maßnahmen und Vergleich zu Investitionen auf der
Erzeugerseite
■
Schaffung von gesetzlichen/regulatorischen Anreizen, um die Teilnahme von Verbrauchern an DSM-Programmen und den Eintritt neuer Akteure zur Vermarktung der Lasten
zu ermöglichen.
DSM-Anbieter können unterschiedliche Geschäftsmodelle verfolgen (Neubarth, 2013):
■
Der DSM-Anbieter kann z.B. schaltbare Lasten von unterschiedlichen Stromlieferanten
aggregieren, die mehreren Bilanzgruppen zugeordnet werden. In diesem Geschäftsmodell können die Verbraucher unabhängig von ihrem Lieferanten an DSM teilnehmen,
und die Vermarktung erfolgt durch den DSM-Anbieter. Dies würde aber zu einem komplexen Bilanzgruppen- und Fahrplanmanagement zwischen DSM-Anbieter und Stromlieferanten führen.
■
In einer zweiten Möglichkeit kann der DSM-Anbieter schaltbare Lasten von einem einzelnen Stromlieferanten aggregieren. D.h. dass die schaltbaren Lasten nur einer Bilanzgruppe zugeordnet werden. In diesem Fall ist die Teilnahme von Verbrauchern an einen
bestimmten Stromlieferanten geknüpft und die Vermarktung kann über diesen Lieferanten erfolgen. Somit kann DSM als integrativer Bestandteil der Bilanzgruppenoptimierung
stattfinden. Diese Alternative scheint besser mit dem heutigen Markt -und Regulierungsrahmen vereinbar zu sein.
Eine eindeutige Definition der Marktrolle eines DSM-Anbieters ist in beiden Fällen notwendig. Weiters muss eine Überprüfung der Kompatibilität des jeweiligen Geschäftsmodells mit
den regulatorischen Rahmenbedingungen in Österreich erfolgen.
4.5.3
Speicherung
Mit steigendem Anteil erneuerbarer Energien wird sich die Bedeutung von Stromspeichern
sukzessive erhöhen, um die volatile Erzeugungsstruktur erneuerbarer Energien auszugleichen und die residuale Last zu glätten. Wenn die Erzeugung aus erneuerbaren Energien die
Nachfrage übersteigt, müssen geeignete Speicherlösungen für die Erzeugungsüberschüsse
zur Verfügung stehen.
Speichertechnologien befinden sich in unterschiedlichen Reifestadien und haben unterschiedliche Einsatzgebiete. Tabelle 4-12 fasst die heute bekannten Technologien sowie ihre
Einsatzgebiete zusammen (von dena, 2013 entnommen).
303
Tabelle 4-12: Einsatzgebiete von Energiespeichern (Quelle: dena, 2013b)
Energiespeicher
Überwiegendes Einsatzgebiet/Speicheraufgabe
■
Pumpspeicherwerke
Druckluftspeicherwerke
Schwungradspeicher
■
■
126
■
Erzeugungsausgleich/Deckung der Spitzenlast
■
■
127
/Netzentlastung
Bereitstellung von Regelleistung
Bereitstellung von Blindleistung
■
Redispatch/Netzentlastung
■
Unterbrechungsfreie Stromversorgung
■
■
■
■
■
DoppelschichtKondensatoren
Schwarzstartfähigkeit
125
Redispatch
■
■
Wasserstoffanwendungen
■
■
Batteriesysteme
Erzeugungsausgleich/Deckung der Spitzenlast
■
■
Deckung der Spitzenlast für Einzelanwendungen
Verbesserung der Spannungsqualität
Unterbrechungsfreie Stromversorgung/Notstromversorgung
Spitzenlast für Einzelanwendungen
Inselnetze
Netzentlastung
Erzeugungsausgleich
■
Redispatch/Netzentlastung
■
■
Deckung der Spitzenlast in mobilen Anwendungen
Vor allem für die kurzfristige Bereitstellung von Regelleistung und Ausgleichsenergie ist die
Pumpspeicherung die einzige Speichertechnologie, die diesen Anforderungen derzeit am
besten gerecht wird und im großen Ausmaß installiert werden kann (Wall, 2010; Frontier
economics, 2011). Im derzeitigen Stromversorgungssystem werden Pumpspeicher in Zeiten
125
Regelleistung dient zum Ausgleich unvorhergesehener Schwankungen von Stromerzeugung oder Verbrauch.
126
„Die gesamte Leistung, die so genannte Scheinleistung, eines Übertragungsnetzes setzt sich aus Wirkleistung
und Blindleistung zusammen. Während die am Netz angeschlossenen elektrischen Verbraucher die Wirkenergie
umsetzen, wird die Blindenergie nicht verbraucht. Die Blindleistung wird auf der Verbraucherseite lediglich dazu
benutzt, ein Magnetfeld, zum Beispiel für den Betrieb von Elektromotoren oder Pumpen, aufzubauen. Die zum
Aufbau des Magnetfeldes zur Verfügung gestellte Energie wird als induktive Blindenergie bezeichnet. Die Blindleistung verrichtet keine nutzbare Arbeit auf der Seite des Verbrauchers, sie dient also nur der Erzeugung von elektromagnetischen Feldern. Die Energie wird nicht in Arbeit oder Wärme umgewandelt. Durch diese zusätzliche Belastung müssen die Netze größer dimensioniert werden, um neben der zur Verfügung gestellten Wirkleistung auch
noch die Blindleistung aufzunehmen. Bei einem steigenden Anteil von Blindleistung im Netz verringert sich die
Kapazität für die Wirkleistung“ (Amprion, 2013).
127
Der Begriff Dispatch bezeichnet die Einsatzplanung von Kraftwerken durch den Kraftwerksbetreiber( „Kraftwerkseinsatzplanung“). Der Begriff Redispatch hingegen bezeichnet die kurzfristige Änderung des Kraftwerkseinsatzes auf Anordnung der Übertragungsnetzbetreiber zur Vermeidung von Netzengpässen.
304
mit geringer Nachfrage und niedrigen Strompreisen kostengünstig gefüllt. In Zeiten hoher
Nachfrage und hohen Strompreisen kann dieser Strom abgegeben werden. Das Ausbaupotenzial von Pumpspeicherkraftwerken in der EU ist aber begrenzt.
Andere Technologien weisen hingegen einen geringen bis mittleren Reifegrad, begrenzte
Lebensdauer, geringe Speicherkapazitäten und hohe Kosten auf (Gerbert et al., 2013).
Generell ist ein beträchtlicher F&E–Aufwand notwendig, um die nächste Generation von
Speichertechnologien zu entwickeln und marktreif zu machen (siehe z.B. 3.2.2).
Bei der Entwicklung der nächsten Generation von Speichertechnologien sollten neben
Energiedichte, Wirkungsgrad, Lebensdauer und Kosten auch die Schnittstellen zu den
Stromnetzen bzw. Synergien zu anderen Technologien mitberücksichtigt werden. Z.B.
können modular aufgebaute Batteriespeicher mit integrierten Steuer-, Mess- und Zählsystemen dazu beitragen, die Netzstabilität und die Spannungs- und Versorgungsqualität im
Verteilnetz zu erhöhen. Für Batteriespeicher, die über einen Anschluss an das Kommunikationsnetz verfügen, kann die Leistung der Batterien über das Kommunikationsnetz per
Leistungsvorgabe oder mittels Fahrplan gesteuert werden. Da die unterschiedlichen Speichertechnologien Vor- und Nachteile aufweisen und für verschiedene Zwecke geeignet sind,
ist eine Optimierung notwendig, um einen optimalen Speichermix zu finden.
4.5.4
Intelligente, flexible, effizientere Netze
Netze leisten einen wesentlichen Beitrag zur Flexibilität des Stromsystems und sind für die
Integration erneuerbarer Energiequellen von großer Bedeutung. In Zukunft werden sowohl
neue Übertragungs- und Kabeltechnologien mit erhöhter Effizienz und Belastbarkeit sowie
128
Technologien, die „Smart Grids“
und eine bessere Datenübertragung ermöglichen, notwendig sein (Gerbert et al., 2013).
Beispiele für relevante Netztechnologien sind wie folgt:
■
Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ), die Stromtransport über große Distanzen mit geringen Verlusten möglich macht. HGÜs ins Netz zu integrieren kann die Netzsicherheit erhöhen und den Leistungstransport steigern.
■
Hochtemperaturleiterseile, welche die Belastbarkeit von Stromnetzen durch höhere
Betriebstemperaturen erhöhen. Die Hochtemperaturleiterseile bestehen aus einer speziellen Aluminiumlegierung, in deren Mitte sich ein Karbonkern befindet, der dafür sorgt,
dass die Leitung Betriebstemperaturen von bis zu 175 Grad Celsius aushält. Die Seile
können bei gleichen Umgebungsbedingungen bis zu doppelt so viel Strom transportieren
wie herkömmliche Leiterseile.
■
Regelbare Ortsnetztransformatoren (RONT): Fluktuierende erneuerbare Energiequellen
weisen ein volatiles Einspeiseprofil auf und speisen häufig in die Mittel- und Niederspannungsnetze ein. Netzbetreiber müssen Spannungsqualitätskriterien einhalten. Bei Nichteinhaltung dieser Spannungsqualitätskriterien (Spannungsbandverletzungen) müssen
128
Um die stark fluktuierenden Einspeiseanlagen und die Vielzahl kleiner Einspeisekapazitäten, die dezentral in
Netzgebieten zerstreut liegen, effizient nutzen zu können, sind neue Ansätze einer intelligenten Netzführung
notwendig. Der Begriff „Smart Grid“ wird hierfür als Oberbegriff einer informationstechnisch vernetzten Stromerzeugung mit cleverem Lastmanagement unter Einbeziehung von Speichern verwendet (Fenn und Metz, 2010).
305
Netzbetreiber normalerweise in Netzverstärkungen investieren. Eine Alternative zum
Ausbau des Verteilernetzes sind regelbare Ortsnetztransformatoren (RONT). Dabei
handelt es sich um Transformatoren im Verteilernetz, die mit flexibler Spannungsregelung ausgestattet sind (Halsbeck et al., 2012). RONTs besitzen Messsensoren auf der
Unter- und Oberspannungsseite sowie elektronische Regelungstechnik für die Stufenregelung des Transformators. Die Ausgangsspannung des RONT wird durch den Einbau
eines Laststufenschalters dynamisch regelbar gemacht. Durch den Einsatz eines RONT
ist es möglich, die Spannung im Mittelspannungsnetz von der im Niederspannungsnetz
weitgehend zu entkoppeln. Damit können Spannungsstörungen, die durch ErneuerbareAnlagen verursacht werden, leichter behoben werden, sodass der Netzbetreiber im zulässigen Spannungsband bleiben kann.
■
Systeme zur Netzüberwachung: Nutzung von Sensoren für eine umfassende Sammlung
von Informationen über den Zustand des Stromnetzes („Infrastructure Condition Monitoring“)
■
Flexible Drehstrom-Übertragungssysteme (Flexible Alternating Current Transmission
Systems = FACTS): Dieser Begriff umfasst Technologien, die die Sicherheit, Kapazität
und Flexibilität von Übertragungsnetzen verbessern, die Spannungsqualität erhöhen sowie die Ausfallsicherheit des Versorgungsnetzes steigern und Leistungsverluste reduzieren. FACTS-Technologien bieten Lösungen für Spannungs- und Stabilitätsprobleme, um
die Kapazität von elektrischen Versorgungsnetzen zu erhöhen. Dadurch kann das Übertragungsnetz effizienter betrieben werden. FACTS-Technologien können mit Hochspannungsgleichstromübertragung kombiniert werden.
306
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322
Abbildungsverzeichnis
6 Abbildungsverzeichnis
Abbildung 2-1: EU Bruttoinlandskonsum nach Energieträgern, 2011. Quelle: (European
Commission, 2013).......................................................................................................... 7
Abbildung 2-2: EU-27 Abhängigkeit von Energieimporten. Quelle: (European Commission,
2011a) ............................................................................................................................. 8
Abbildung 2-3: Anteil (%) von importierten Energieträgern am EU-Gesamtverbrauch.
Quelle: (European Commission, 2013) ........................................................................... 8
Abbildung 2-4: Erdölimporte nach Herkunftsländern, 2011. Quelle: (European Commission,
2013) ............................................................................................................................. 13
Abbildung 2-5: Primärproduktion von Erdgas (in PJ). Quelle: (European Commission
Eurostat, 2013i) ............................................................................................................. 14
Abbildung 2-6: EU-Erdgasimporte nach Herkunftsland, 2011. Quelle: (European
Commission, 2013, S. 18) ............................................................................................. 15
Abbildung 2-7: Investionskosten in Abhängigkeit des Rohrleitungsdurchmessers;
Quelle: AEA, eigene Kalkulationen ............................................................................... 17
Abbildung 2-8: Spezifische Kosten in Abhängigkeit des Rohrleitungsdurchmessers;
Quelle: AEA, eigene Kalkulationen ............................................................................... 18
Abbildung 2-9: System Development Map. Quelle: (OIES, The (Uncertain) of European Gas
Markets, 2013) ............................................................................................................... 19
Abbildung 2-10: Transitleitungen und regionale Verteilerleitungen. Quelle: (AGGM, 2013) . 21
Abbildung 2-11: Einsatzmöglichkeiten und Wert von Erdgasspeicheranlagen; Quelle: (DONG
energy , 2010) ............................................................................................................... 22
Abbildung 2-12: Funktionsprinzip Power to Gas. Quelle: (IWES, 2013). .............................. 26
Abbildung 2-13: Wirkungsgradsteigerungspotenzial von Wasserstoff und synthetischem
Methan; Quelle: Brinner A., ZSW; Projekt P2G-Elektrolyse, Projektpartner: ZSW,
ENERTRAG HyTec, ETOGAS GmbH........................................................................... 33
Abbildung 2-14: Geschätzte spezifische Investitionskosten für alkalische Elektrolyseure.
Quelle: (Smolinka et al., 2011). ..................................................................................... 33
Abbildung 2-15: Wasserstoffgestehungskosten in Abhängigkeit der Systemauslastung.
Quelle: (Smolinka et al., 2011) ...................................................................................... 37
Abbildung 2-16: Porosität; Quelle: OGP; European Gas Production Potential;
Conventional&Unconventional; 3rd European Gas Conference 27th January 2010 .... 40
Abbildung 2-17: Permeabilität; Quelle: OGP; European Gas Production Potential;
Abbildung 2-18: Schiefergestein; Quelle: (New Energy and Fuel, 2008) .............................. 41
Abbildung 2-19: Normaler Sandstein und dichter Sandstein. Quelle: OGP; European Gas
Production Potential; Conventional&Unconventional; 3rd European Gas Conference
27th January 2010 ......................................................................................................... 42
323
Abbildung 2-20: Coal Bed Methane; Quelle: KGS Energy Research Reports &
www.undergroundcoal.com.au ...................................................................................... 42
Abbildung 2-21: Arctic-Gas-Vorkommen. Quelle: OGP; European Gas Production Potential;
Abbildung 2-22: Arctic-Gas-Vorkommen. Praktische Umsetzung. Quelle: OGP; European
Gas Production Potential; Conventional&Unconventional; Foto StatoilHydro, Snovit,
Barent Sea, Norway 3rd European Gas Conference 27th January 2010 ..................... 44
Abbildung 2-23: Unterschied zw. konventioneller und unkonventioneller Erdgasförderung.
Quelle: (The Earth Times, 2011) ................................................................................... 44
Abbildung 2-24: Hydraulic Fracturing („Fracking“); Quelle: (The Earth Times, 2011) ............ 46
Abbildung 2-25: Fracking Prozess – schematische Darstellung. Quelle: World Energy
Council ........................................................................................................................... 46
Abbildung 2-26: Coal Bed Methane – Produktion u. mögliche Umweltgefahren.
Quelle: Aldhous (2012) abgebildet in (IEA, Golden Rules for a Golden Age of Gas,
2012) .............................................................................................................................. 48
Abbildung
2-27:
Henry Hub
Golfküsten
Erdgas
Spot
Price;
1997–2013.
Quelle: http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/rngwhhdD.htm; entnommen am 13.9.2013. ... 50
Abbildung
2-28:
Spot
und
Future
Price
von
Erdgas
(NYMEX).
Quelle: http://www.eia.gov/naturalgas/weekly/#tabs-prices-2;
entnommen
am
13.9.2013. ...................................................................................................................... 50
Abbildung 2-29: Erdgasproduktion nach Arten im Referenzszenario, 1990–2040.
Quelle: http://www.eia.gov/forecasts/aeo/MT_naturalgas.cfm;
entnommen
am
13.9.2013. ...................................................................................................................... 51
Abbildung 2-30: Bruttoförderung und -produktion von Erdgas. Quelle: (EIA, Natural Gas
Gross Withdrawals and Production, 2013d) .................................................................. 52
Abbildung 2-31: Anzahl der Öl- und Erdgasbohranlagen in Nordamerika sowie deren Summe
auf wöchentlicher Basis. Quelle: Erstellung durch AEA, Daten Baker Hughes;
http://phx.corporate-ir.net/phoenix.zhtml?c=79687&p=irol-reportsother; entnommen am
13.9.2013. ...................................................................................................................... 52
Abbildung 2-32: Wöchentliche Zählung der Bohranlagen und durchschnittlicher Henry Hub
Spotpreis. Quelle: http://www.eia.gov/naturalgas/weekly/#tabs-rigs-1; entnommen am
13.9.2013. ...................................................................................................................... 53
Abbildung
2-33:
Anzahl
der
produzierenden
Erdgasbohrlöcher.
Quelle: http://www.eia.gov/dnav/ng/ng_prod_wells_s1_a.htm;
entnommen
am
13.9.2013. ...................................................................................................................... 53
Abbildung 2-34: Notwendiger Gaspreis für eine wirtschaftliche Förderung. Quelle: Provident
Energy, Analyst Day Presentation, Dividend Income and Growth, October 6, 2011
based on Morgan Stanley data. ..................................................................................... 54
Abbildung 2-35: Jährlich durchschnittliche Henry Hub Spotmarktpreise für Erdgas in fünf
Szenarien, 1990–2040. .................................................................................................. 55
Abbildung 2-36: Henry-Hub-Futures Preis für den beliebig gewählten Vertrag NG J5=2[10];
Preise auf der Ordinate in $/MMBTU; Lieferzeitpunkt April 2015. Quelle: (CME Group,
2013) .............................................................................................................................. 55
324
Abbildung 2-37: Verhältnis zwischen Brent Erdölpreis und Henry Hub Spotpreis für Erdgas in
Energieäquivalenten 1990–2040................................................................................... 56
Abbildung 2-38: Zusammensetzung des Erdgases. Quelle: International Energy Agency,
Natural Gas Liquids Supply Outlook 2008 – 2015; April 2010. ..................................... 57
Abbildung
2-39:
Spotpreise
für
Erdgaskondensate.
Quelle: http://www.eia.gov/naturalgas/weekly/#tabs-prices-4;
entnommen
am
13.9.2013. ...................................................................................................................... 58
Abbildung 2-40: Datenübersicht für die USA. Quelle: Energy Information Administration:
http://www.eia.gov/countries/country-data.cfm?fips=US; entnommen am 2.10.2013. . 59
Abbildung 2-41: NGL-Produktion in den USA, 2009–2012. Quelle: Brookings: NATURAL
GAS BRIEFING DOCUMENT #1: Natural Gas Liquids, March 2013, S. 5. .................. 59
Abbildung 2-42: NGL-Konsum nach Sektor. Quelle: Envantage. .......................................... 60
Abbildung 2-43: „Multiple-well pad drilling“. ........................................................................... 62
Abbildung 2-44: U.S. Erdgasimporte nach Herkunft, 1990–2040 (in tcf). Quelle: (EIA, Energy
Information Administration, 2013b). .............................................................................. 63
Abbildung 2-45: Gesamte U.S. Erdgasproduktion, -konsum und Nettoimporte im
Referenzszenario, 1990–2040 (in tcf); Quelle: (EIA, Energy Information Administration,
2013b). .......................................................................................................................... 64
Abbildung 2-46: Karte der LNG Import/Export Terminals in Nordamerika. FERC – Federal
Energy Regulatory Commission (US), MARAD – Maritime Administration, USCG – US
Coast Guard. Quelle: (FERC, 2013). ............................................................................ 65
Abbildung 2-47: Anvisierte und garantierte Inbetriebnahmezeitpunkte für die
unterschiedlichen
Verflüssigungsschienen
von
Sabine
Pass
Liquefaction.Quelle: (Cheniere, 2013)........................................................................... 69
Abbildung 2-48: Indikative Kosten der LNG-Exporte aus den USA (zu derzeitigen Preisen)
Quelle: IEA, WEO 2103, Presentation to Press ............................................................ 72
Abbildung 2-49: Vorherrschende Verträge im Jahr 2008, sortiert nach kommittierten, nichtkommittierten und Eigenbedarfsvolumina. Quelle: Jensen, J.T.: LNG – Expanding the
Horizons of International Gas Trade: Conference of the Association of International
Petroleum Negotiators, May 2009. ................................................................................ 74
Abbildung 2-50: Die drei Agenten und ihre Motivationen bei Vorhandensein (Annahme) von
ölindexierten Lieferverträgen, Rahmenbedingungen und Kriterien. Quelle: Stern, J.:
The Pricing of Internationally Traded Gas, 2012, S. 389. ............................................. 75
Quelle: Waterborne LNG zitiert in (Stern, 2012, S. 404); nach 2011 Analysen von
Rogers; ebendort. .......................................................................................................... 76
Abbildung 2-52: Globale LNG Disposition 2008 – 2025. Quelle: Waterborne LNG zitiert in
(Stern, 2012, S. 403), S. 403; nach 2011 Analysen von Rogers; ebendort. ................. 76
zitiert in (Stern, 2012, S. 404); nach 2011 Analysen von Rogers; ebendort. ................ 77
Energy, zitiert in (Stern, 2012, S. 404); nach 2011 Analysen von Rogers; ebendort. .. 77
325
(Stern, 2012, S. 405); nach 2011 Analysen von Rogers; ebendort. .............................. 78
Energy, zitiert in (Stern, 2012, S. 407); nach 2011 Analysen von Rogers; ebendort. ... 80
Rogers ebendort. ........................................................................................................... 82
Energy, zitiert in (Stern, 2012, S. 411); nach 2011 Analysen von Rogers ebendort. .... 82
Rogers ebendort. ........................................................................................................... 83
Energy, zitiert in (Stern, 2012, S. 413); nach 2011 Analysen von Rogers ebendort ..... 84
Abbildung 2-66: Kosten des russischen Pipelinegases loco Europa. Quelle: Bros, T.: Should
th
we all move to Henry Hub pricing; Flame Conference 14 March 2013, S. 27............. 85
Abbildung 2-67: Globale LNG Disposition 2008– 2025. Quelle: Waterborne LNG zitiert in
Rogers; ebendort. .......................................................................................................... 88
Abbildung 2-72: Regionale Preistrends 2010 – 2025. Quelle: BP Statistical Review of World
Abbildung 2-73 Entwicklung der regionalen Preise für den „Gas Price Convergence Case“
(GPCC) und das „New Policies Scenario“ (NPS). Quelle: IEA: WEO 2103 p. 134 ....... 89
326
Abbildung 2-74: McKelvey Box der Ressourcenklassifizierung für unkonventionelles Gas
Quelle: (ICEPT, September 2012, S. 7) ........................................................................ 92
Abbildung 2-75:Die wichtigsten unkonventionellen Erdgasvorkommen in Nordamerika.
Quelle: (IEA, 2012, S. 103) ........................................................................................... 94
Abbildung 2-76: Schätzungen seit 2008 der technisch förderbaren Shale-Gas-Ressourcen in
den USA (oben) und Kanada (unten). Die gelben Punkte entsprechen Schätzungen der
wirtschaftlich förderbaren Ressourcen. Quelle: (ICEPT, September 2012, S. 16) ....... 95
Abbildung 2-77: Schätzungen der technisch förderbaren Shale-Gas-Vorkommen in China.
Der gelbe Punkt entspricht Schätzungen der wirtschaftlich förderbaren Ressourcen.
Quelle: (ICEPT, September 2012, S. 18) ...................................................................... 96
Abbildung 2-78: Die wichtigsten unkonventionellen Erdgasvorkommen in China.
Quelle: (IEA, Golden Rules for a Golden Age of Gas, 2012, S. 116) ........................... 96
Abbildung 2-79: Die wichtigsten unkonventionellen Erdgasvorkommen in Europa.
Quelle: (IEA, Golden Rules for a Golden Age of Gas, 2012) ........................................ 97
Abbildung 2-80: Deckung der europäischen Erdgasnachfrage bis 2035; Quelle: (IEA, Golden
Rules for a Golden Age of Gas, 2012, S. 129) .............................................................. 98
Abbildung 2-81: Alle Schätzungen der technisch förderbaren Shale-Gas-Vorkommen in
Europa. Der gelbe Punkt entspricht einer Schätzung der wirtschaftlich förderbaren
Ressourcen. Quelle: (ICEPT, September 2012, S. 17) ................................................. 98
Abbildung 2-82: Charakteristischer Verlauf des Förderprofils von Shale-Gas-Bohrungen.
Quelle: (JRC, 2012a, S. 48) ........................................................................................ 101
Abbildung 2-83: Schematischer Produktionsverlauf für einen Block bzw. eine Region.
Quelle: The Oxford Institute For Energy Studies, Geny F.: Can Unconventional Gas be
a Game Changer in European Gas Markets?, December 2010, S. 65. ...................... 102
Abbildung 2-84: 2 Szenarien – links: hohe US Produktion, rechts: niedrige US Produktion.
Quelle: (Stern, 2012, S. 396) ....................................................................................... 103
Abbildung 2-85: Abfallfreies Bohrkonzept. Quelle: (Hofstätter, 2003, S. 326). .................... 105
Horizontalbohrungen. Quelle: (Cahoy et.al., 2012, S. 13) .......................................... 106
Horizontalbohrungen 2. Quelle: (Cahoy et.al., 2012, S. 14) ....................................... 107
Abbildung 2-88: Break-Even-Preise für die Produktion von unkonventionellem Gas. ........ 116
Abbildung
2-89:
Verfahrensskizze
GTL-Prozess
Quelle: Oxford
Catalysts;
http://www.gasworld.com/news/gtl-pilot-plant-and-customer-training-centre-opens-inohio/2002137.article; entnommen am 11.11.2013 ...................................................... 118
Abbildung
2-90:
Gas
to
Liquids
Process
–
Schematische
Darstellung
Quelle: http://www.compactgtl.com/process/technical-overview/;
entnommen
am
8.11.2013 ..................................................................................................................... 119
Abbildung 2-91: Erdgasverbrauch in den USA im Zeitraum bis 2040 (in Billiarden Btus);
Quelle: EIA Annual Energy Outlook 2013 Early Release............................................ 119
Abbildung 2-92: Preisvergleich Erdgas zu Diesel in den USA. Quelle: OXFORD
CATALYSTS: Smaller Scale GTL, CERA-Week 2013, basierend auf EIA Daten ...... 120
327
Abbildung 2-93: Kostenvergleich GTL-Prozess zur herkömmlichen Produktion von Diese.
Quelle: OXFORD CATALYSTS: Smaller Scale GTL, CERAWeek 2013 .................... 120
Abbildung 2-94: Kostenvergleich GTL-Prozess zur herkömmlichen Produktion von Diesel im
Fall von „Stranded Gas“. Quelle: OXFORD CATALYSTS: Smaller Scale GTL,
CERAWeek 2013 ......................................................................................................... 121
Abbildung
2-95:
Bisher
erzielte
Lernkurveneffekte
anhand
der
Bohr-und
Komplettierungskosten
(D&C).
Quelle: Talisman
Energy,
October
2009;
http://www.talismanenergy.com/upload/feature_presentation/2/66/corp_presentation_011009.pdf;
entnommen am 30.9.2013. .......................................................................................... 123
Abbildung 2-96: Kosten für Shale-Gas- und Tight-Gas-Bohrungen, USA und Europa.
Quelle: (OIES, Can Unconventional Gas be a Game Changer in European Markets,
2010, S. 86) ................................................................................................................. 124
Abbildung 2-97: Indikative Kosten für potenzielle neue Gasquellen mit Lieferung nach
Europa im Jahr 2020 ($/MMBTU). Quelle: IEA: World Energy Outlook 2009, S. 482 125
Abbildung 2-98: Vergleich indikative Kosten für potenzielle „neue“ LNG nach Europa bzw.
Shale-Gas-Produktion und Versorgung in Europa im Jahr 2020 ($/Mio cf).
Quelle: (OIES, 2010, S. 88) ......................................................................................... 126
Abbildung 2-99: Langfristige Grenzkosten (LRMC) für neues Gas nach Europa, US
Dollar/1000m3. Quelle: ERI RAS: The role of Russian gas in Europe‘s energy future,
4th European Gas Conference, Vienna January 2011. ............................................... 127
Abbildung 2-100: Prognostizierte Einnahmen für Azerbaijan für 10 bcm/a. Quelle: RWE;
Peters, Caspian Gas and European Markets – The commercial value chain; Baku 8.6.
2011 ............................................................................................................................. 127
Abbildung 2-101: Unkonventionelles Gas: Potentielle Auswirkungen des Energiemarktes in
der EU. Quelle: (JRC, 2012a, S. 206) ......................................................................... 129
Abbildung 2-102: Entwicklung der Großhandelspreise. Quelle: österreichs energie: Daten
und Fakten zum Strompreis, Oktober 2010, S. 11. ..................................................... 132
Abbildung 2-103: EEX Preisentwicklungen des Phelix Cal 13 und Cal 14. Quelle: EEX:
http://www.eex.com/de/Marktdaten/Handelsdaten/Strom/Phelix%20Futures%20|%20Te
rminmarkt/Phelix%20Futures%20Chart%20|%20Terminmarkt/futureschart/F1BY/2014.01/2013-10-02/a/-/0/0/0/0/2013.01; entnommen am 3.10.2013. ..... 133
Abbildung
2-104:
Erdgas
Futures
Cal-13
und
Cal-14.
Quelle: EEX
http://www.eex.com/en/Market%20Data/Trading%20Data/Natural%20Gas/Natural%20
Gas%20Futures%20|%20Derivatives/Natural%20Gas%20Futures%20Chart%20|%20D
erivatives/futures-chart/G0BY/2014.01/2013-10-02/a/-/0/0/0/0/2013.01; entnommen am
3.10.2013. .................................................................................................................... 134
Abbildung 2-105: Spark Spread Peak Cal 10-14 in €/MWh. Quelle: Statkraft; Gobel S.; Gas
to Power from a perfect to a lost case; FLAME, Amsterdam, 12.3.2013. ................... 135
Abbildung 2-106: Stromkosten Futures Cal 14 im Vergleich zu 200 Tage Durchschnittspreis
und
Cal
15;
Quelle:
http://www.eex.com/de/Marktdaten/Handelsdaten/Strom/Phelix%20Futures%20|%20Te
rminmarkt/Phelix%20Futures%20Chart%20|%20Terminmarkt/futureschart/F1BY/2014.01/2013-11-13/1m/200/0/0/0/0/2015.01; entnommen am 13.11.2013
..................................................................................................................................... 136
328
Abbildung 2-107: Stundenkontrakte Load Base (dunkel) und Peak Load (rot) im Vergleich zu
200 Tage Durchschnittspreisen von Base Load (dunkel) und Peak Load (rot);
Quelle: http://www.eex.com/de/Marktdaten/Handelsdaten/Strom/Stundenkontrakte%20|
%20Spotmarkt%20Stundenauktion/Stundenkontrakte%20Chart%20|%20Spotmarkt%2
0Stundenauktion/spot-hours-chart/2013-11-14/PHELIX/200/1y;
entnommen
am
13.11.2013 ................................................................................................................... 137
Abbildung 2-108: Lernkurvenbasierte Prognose von Stromgestehungskosten erneuerbarer
Energien und konventioneller Kraftwerke in Deutschland; Quelle: Fraunhofer ISE:
Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien, S. 3; Die Volllaststunden der GuD-KW
bewegen sich im Jahr 2013 und 2020 zwischen 3000 (Minimum) und 4000 (Maximum),
während im Jahr 2030 der Volllaststundenbereich auf 2600 (Minimum) und 3600
(Maximum) fällt. ........................................................................................................... 138
Abbildung 3-1 Stromerzeugung aus Biomasse in den Top-20-Ländern, Jahresdurchschnitt
2010–2012. Quelle: REN21, 2013 .............................................................................. 144
Abbildung 3-2 Erzeugung von Strom aus Biomasse in der EU-27, 2001–2010. Quelle: JRC,
2012 ............................................................................................................................. 145
Abbildung 3-3 Stromerzeugung aus Biomasse in der EU-27, 2010 nach Kategorien.
Quelle: JRC, 2012 ....................................................................................................... 145
Abbildung 3-4 Weltweite Produktion von Ethanol und Biodiesel, 2000–2012. Quelle: REN21,
2013 ............................................................................................................................. 146
Abbildung 3-5 Trends in der Produktion von Biotreibstoffen und Nettoimporte, EU-27, 1998–
2010. Quelle: JRC, 2012 ............................................................................................. 147
Abbildung 3-6: Photovoltaik – Kumulierte Installation, 2000–2012. Quelle: JRC, 2012 ...... 149
Abbildung 3-7: Weltweit kumulierte installierte Windleistung 1990–2011 (MW). Quelle: JRC,
2012 ............................................................................................................................. 151
Abbildung 3-8 Weltweite erneuerbare Stromerzeugung nach Region, 2006–2018 (TWh).
Quelle: IEA, 2013 ........................................................................................................ 152
Abbildung 3-9 Anzahl der Länder mit installierter erneuerbarer Leistung über 100 MW (exkl.
Wasserkraft) 2006/2012/2018. Quelle: IEA, 2013 ....................................................... 154
Abbildung 3-10 Änderungen in der Stromerzeugung von 2012 bis 2018 nach Region, OECD.
Quelle: IEA, 2013 ........................................................................................................ 156
Abbildung 3-11 Weltweite erneuerbare Stromerzeugung, Prognosen des MTMR 2013 vs.
ETP 2 °C-Szenario (TWh) ........................................................................................... 156
Abbildung 3-12 Erneuerbare Stromerzeugung und Prognose, OECD Europa, 2006–2018.
Quelle: IEA, 2013 ........................................................................................................ 157
Abbildung 3-13 Stromerzeugung aus Erneuerbaren in der EU-27 (Szenarienvergleich).
Quelle: Hamelinck, et.al. (2013) .................................................................................. 159
Abbildung 3-14 Anteile erneuerbarer Energieträger an der Bruttostromerzeugung
(Europäische Kommission, 2011b) ............................................................................. 172
Abbildung 3-15: Energieforschungsrelevante Ausgaben des BMWFJ 2006 bis 2012 nach
Programmen ................................................................................................................ 188
Abbildung 3-16: : Energieforschungsrelevante Ausgaben des BMWFJ 2006 bis 2012 nach
Themenbereichen........................................................................................................ 189
329
Abbildung 3-17: Absatz Pedelecs in Österreich, Quelle: VCÖ und BMLFUW ..................... 194
Abbildung 3-18: Verkaufszahlen für EV und PHEV p.a., IEA 2010 ..................................... 195
Abbildung 3-19: Bedarf an Lithium in Abhängigkeit der Absatzentwicklung von EFahrzeugen, Quelle: Forschungsstelle für Energiewirtschaft, 2010 ............................ 197
Abbildung 3-20: Konzept eines Radnabenmotors, Quelle: Michelin .................................... 198
Abbildung 3-21: Induktives Laden, Quelle: Bombardier ....................................................... 198
Abbildung 3-22: Produktion, Export und Import von thermischen Kollektoren in Österreich in
den Jahren 2000 bis 2012. Quelle: (Biermayr et al., 2013) ......................................... 204
Abbildung 3-23: Die wichtigsten Exportländer der österreichischen Solartechnikunternehmen
im Jahr 2012. Quelle: (Biermayr et al., 2013) .............................................................. 205
Abbildung 3-24: Entwicklung der Verkaufszahlen von Wärmepumpen im österreichischen
Inlandsmarkt von 1976 bis 2012. Quelle: (Biermayr, P. et al., 2013, S. 132) ............. 206
Abbildung 3-25: Jährliche Wärmepumpen-Verkaufszahlen für den österreichischen
Inlandsmarkt von 2000 bis 2012. Quelle: (Biermayr, P. et al., 2013, S. 134) ............. 206
Abbildung 3-26: Marktanteile installierte Windkraftleistung in Österreich (2010).
Quelle: (Bointner et al., 2012, S. 123). ........................................................................ 208
Abbildung 3-27: Entwicklung der Umsätze im Bereich Windkraft in Mio. Euro. Quelle: (Moidl
et al., 2011, S. 42)........................................................................................................ 209
Abbildung 3-28: Entwicklung der Wasserkraft in Österreich bis 2011 — jährlich neu
installierte Bruttoengpassleistung in MW. Quelle: (Biermayr P. , Erneuerbare Energien
in Zahlen 2011, 2013). ................................................................................................. 211
Abbildung 3-29: Jährliche Wachstumsraten der Umwelttechnikbranche 2009–2011 im
Produktsegment saubere Energietechnologien (Wasserkraft umfasst sowohl
Großwasserkraft als auch Kleinwasserkraft.) Quelle: (Köppl et al., 2013, S. 58) ....... 212
Abbildung 3-30: Exportquoten nach Energietechnologien. („Sonstige“ neben Wasserkraft
beinhaltet: Biodiesel, Windkraft und Passivhäuser.) Quelle: (Köppl et al., 2013, S. 153)
..................................................................................................................................... 212
Abbildung 3-31: Exportquote der Österreichischen Fahrzeugindustrie (WKO 2013) .......... 213
Abbildung 3-32: Österreichische Weltmarktanteile (Fraunhofer 2012) ................................ 214
Abbildung 4-1: Elektrizitätsmarktkopplung in Europa 2011. Quelle: ACER/CEER (2012) .. 227
Abbildung 4-2: Anteil der Erneuerbaren am Bruttostromverbrauch in der EU-27 (1990–2011).
Quelle: Eurostat ........................................................................................................... 232
Abbildung 4-3: Stromerzeugung aus Erneuerbaren in der EU-27 (Szenarienvergleich).
Quelle: Hamelink et al. (2013). .................................................................................... 233
Abbildung 4-4: Kapazitätsmechanismen in Europa. Quelle: ACER (2013) ......................... 235
Abbildung 4-5: Szenarien der Stromerzeugung aus Erneuerbaren in der EU-27 für den
Zeitraum 2005–2050. Quelle: Europäische Kommission (2010c). .............................. 238
Abbildung 4-6: Physikalische Exporte bzw. Importe nach/von Deutschland (in GWh/Monat)
im Zeitraum Jänner 2012 bis Juli 2013. Quelle: ENTSO-e (2013). ............................. 255
330
Abbildung 4-7: Ausbau der Kraftwerkskapazitäten von 2010 bis 2020 in Österreich.
Quelle: APG (2011a). .................................................................................................. 257
Abbildung 4-8: Deklarierte Stromnetzengpässe. Quelle: österreichs energie (2013).......... 258
Abbildung 4-9: Netzbelastung 2020 in Österreich. Quelle: APG (2011a) ............................ 259
Abbildung 4-10: Entwicklung der Realisierungsquote im UK-Auschreibungssystem, 1990–
1998. Quelle: http://www.dti.gov.uk/energy/renewables/policy/nffo_obligation.shtml . 264
Abbildung 4-11: Einspeiseprämienmodelle im Vergleich. Quelle: Ragwitz, M. et.al, 2012 . 265
Abbildung 4-12: Vergleich der Stromeinspeisung einer Stark- und einer Schwachwindanlage
mit gleichem Jahresertrag am gleichen Standort in Süddeutschland in Kalenderwoche
51. Quelle: (Fraunhofer IWES, 2013b) ........................................................................ 274
Abbildung 4-13: Geschätzte Entwicklung der Stromgestehungskosten (LCOE Vollkosten) in
den USA und in Europa. Quelle: (IEA, 2012) .............................................................. 275
Abbildung 4-14: Szenarien für die Entwicklung der Investitionskosten (Anlagekosten, inkl.
Nebenkosten sowie Errichtung und Inbetriebnahme) von Windenergieanlagen bis
2030. Quelle: (Greenpeace and GWEC, 2012) .......................................................... 275
Abbildung 4-15: Ex-post- und Ex-ante-Entwicklungen der Vergütung von Windenergie in
Deutschland. Quelle: (Fraunhofer IWES, 2013a)........................................................ 276
Abbildung 4-16: Entwicklung des durchschnittlichen Endkundenpreises für fertig installierte
PV-Aufdachanlagen bis 10 kWp (ohne USt) von 2006 bis zum 3. Quartal 2013 in
Deutschland. Quelle: (Fraunhofer ISE, 2013a) ........................................................... 276
Abbildung 4-17: Globale Entwicklung der mittleren Preise für PV-Module seit 1980.
Quelle: (Fraunhofer ISE, 2013a) ................................................................................. 277
Abbildung 4-18: Tatsächliche Ex-post- und geschätzte Ex-ante-Entwicklung der Stromkosten
für verschiedene Kundengruppen sowie der EEG-Vergütung für PV für verschiedene
Größenklassen von 2000 bis 2020. Quelle: (Fraunhofer ISE, 2013a). ....................... 277
Abbildung 4-19: Geschätzter Leistungsbedarf an elektrischer Energie in Deutschland nach
Energieträgern für eine Woche im Jahr 2012 und eine Woche im Jahr 2020. Quelle
(Energy Transition - The German Energiewende, 2013) ............................................ 279
Abbildung 4-20: Schematische Darstellung des Merit Order Effekts. Quelle: (WEC, 2011) 284
Abbildung 4-21: Phelix Baseload Year Futures (Cal-18) | Datenstand 12.09.2013.
Quelle: (EEX, 2013)..................................................................................................... 284
Abbildung 4-22: Anzahl der Niedrigpreisstunden (<= 10 €/MWh und <= 0 €/MWh), Jeweils 1.
Halbjahr. Quelle: (Fraunhofer ISE, 2013b) .................................................................. 285
Abbildung 4-23: Darstellung der Entwicklung der Differenz von Base- und Peakload-Preisen
an der Leipziger Strommarktbörse EEX in Cent/kWh von Juli 2008 bis Juni 2011.
Quelle: (Pirker, 2012) .................................................................................................. 286
Abbildung 4-24: Symbolische Darstellung der verminderten Wettbewerbsfähigkeit von
Gaskraftwerken durch den Merit-Order-Effekt an EOM Strombörsen (vgl. Abbildung
4-20). Quelle: (Graf, 2013). ......................................................................................... 286
Abbildung 4-25: Entwicklung der European Emission Allowances, EEX Spotmarkt, Primary
Market Auction. Quelle: (Custers, 2013). .................................................................... 287
331
Abbildung 4-26: Externe Kosten der Stromerzeugung je nach verwendeter Energieressource
in Euro Cent2010/kWh, aufgeteilt in Kosten durch Luftschadstoffe sowie Klimaschäden
(Treibhausgase).Quelle: (Greenpeace Energy, 2013). ............................................... 288
Abbildung 4-27: Vorläufige Ergebnisse der Leitstudie 2013 des BMU zu Szenarien für
Stromkosten bis 2050. Quelle: (Nitsch, 2013a). .......................................................... 289
Abbildung 4-28: Kapazitätsmechanismen: Status quo und Entwicklungen in Europa. ........ 292
Abbildung 4-29: Vorläufige Einschätzung ab welchen RES-E-Anteilen (xx% EE) es
voraussichtlich volkswirtschaftlich effizient ist, bestimmte Flexibilitätsbausteine
zusätzlich zu nutzen. Quelle: (Plattform Erneuerbare Energie, 2012). ....................... 295
Abbildung 4-30: Ausgewählte Flexibilitätsbausteine für die Integration der erneuerbaren
Energien ....................................................................................................................... 299
Abbildung 4-31: Schematische Darstellung eines virtuellen Kraftwerkes ............................ 300
Abbildung 4-32: Schematische Darstellung Intelligentes Lastmanagement zur Integration von
erneuerbaren Energien ................................................................................................ 301
332
Tabellenverzeichnis
7 Tabellenverzeichnis
Tabelle 2-1: Primärenergieerzeugung (PJ) der EU-27 und Österreich im Vergleich, 2005–
2011. Quelle: (European Commission Eurostat, 2013a)................................................. 7
Tabelle 2-2: Energetischer Endverbrauch gesamt (PJ), EU-27 und Österreich im Vergleich,
2005–2011. Quelle: (European Commission Eurostat, 2013b) ...................................... 7
Tabelle 2-3: Energieabhängigkeit der EU-27 bzw. Österreichs in %. Quelle: (European
Commission Eurostat, 2013c) ......................................................................................... 7
Tabelle 2-4: Bruttoinlandsverbrauch an Primärenergie (PJ) – EU-27 und Österreich im
Vergleich, 2005–2011. Quelle: (European Commission Eurostat, 2013d) ..................... 9
Tabelle 2-5: Bruttoinlandskonsum von Steinkohle der EU-27, 1990, 2005–2012 (in Mt und
PJ). Quelle: (European Commission Eurostat, 2013e) ................................................. 10
Tabelle 2-6: Produktion von Steinkohle der EU-27, 1990, 2005–2012 (in Mt und PJ).
Quelle: (European Commission Eurostat, 2013e) ......................................................... 10
Tabelle 2-7: Importfaktor von Steinkohle in die EU-27, 1990, 2005–2012 (in %).
Quelle: Eigene Berechnungen. Importfaktor als Differenz zw. Eigenproduktion und
Konsum, Rücklagen nicht berücksichtigt. ..................................................................... 10
Tabelle 2-8: Bruttoinlandskonsum von Braunkohle der EU-27, 1990, 2005–2012 (in Mt und
PJ). Quelle: (European Commission Eurostat, 2013e) ................................................. 11
Tabelle 2-9: Kohlebilanz für Österreich (PJ) 1990, 2004–2011. Quelle: (Statistik Austria ,
2013b) ........................................................................................................................... 11
Tabelle 2-10: Primäre Rohölförderung, EU–27 und Österreich im Vergleich (in PJ), 2005–
2011. Quelle: (European Commission Eurostat, 2013f) ................................................ 11
Tabelle 2-11: Bruttoinlandsverbrauch von Rohöl, EU-27 und Österreich im Vergleich (in PJ),
2005–2011. Quelle: (European Commission Eurostat, 2013g) .................................... 12
Tabelle 2-12: Bruttoinlandsverbrauch von Rohöl und Mineralölerzeugnissen, EU-27 und
Österreich im Vergleich (in PJ), 2005–2011. Quelle: (European Commission Eurostat,
2013g) ........................................................................................................................... 12
Tabelle 2-13: Einfuhren von Rohöl und Mineralölerzeugnissen, EU-27 und Österreich im
Vergleich (PJ), 2005–2011. Quelle: (European Commission Eurostat, 2013j) ............. 12
Tabelle 2-14: Primärenergieeinfuhren von Rohöl nach wichtigsten Herkunftsländern (in %),
2005–2011. Quelle: (European Commission Eurostat, 2012a) .................................... 12
Tabelle 2-15: Rohölimporte (in PJ) in die EU-27 nach Herkunftsländern, 2005–2007.
Quelle: (European Commission Eurostat, 2013h) ......................................................... 13
Tabelle 2-16: Erdölbilanz für Österreich (PJ), 1990, 2005–2011. Quelle: (Statistik Austria,
2013c) ............................................................................................................................ 13
Tabelle 2- 17: Primärerzeugung von Erdgas, EU-27 und Österreich im Vergleich (PJ), 2005–
2011. Quelle: (European Commission Eurostat, 2013j) ................................................ 14
Tabelle 2-18: Bruttoinlandsverbrauch von Erdgas, EU-27 und Österreich im Vergleich (PJ),
2005–2011. Quelle: (European Commission Eurostat, 2013j) ...................................... 15
333
Tabelle 2-19: Einfuhren von Erdgas, EU-27 und Österreich im Vergleich (PJ), 2005–2011.
Quelle: (European Commission Eurostat, 2013j) .......................................................... 15
Tabelle 2-20: Gesamtausfuhren von Erdgas, EU-27 und Österreich im Vergleich (PJ), 2005–
2011. Quelle: (European Commission Eurostat, 2013j) ................................................ 16
Tabelle 2-21: Technische Daten OMV Gas Storage GmbH. Quelle: (OMV, 2013) ............... 23
Tabelle 2-22: Leistungskennzeichen der von RAG betriebenen Erdgasspeicher.
Quelle: (RAG, 2013). ..................................................................................................... 24
Tabelle 2-23: Wirkungsgrade gemäß Fraunhofer IWES. Quelle: (IWES, 2011, S. 18) ......... 28
Tabelle 2-24: Überblick der bedeutendsten Projekte elektrolytisch erzeugten Wasserstoffs.
Quelle: (Smolinka et al., 2011) ...................................................................................... 29
Tabelle 2-25: Alkalische Elektrolyse – Leistungsdaten und Entwicklungspotenziale; Quellen:
(Smolinka et al., 2011), (Wenske, 2011). ...................................................................... 32
Tabelle 2-26: Membranelektrolyse – Leistungsdaten und Entwicklungspotenzial. Quellen:
(Smolinka et al., 2011) (Wenske, 2011) ........................................................................ 34
Tabelle
2-27:
Wasserstoffgestehungskosten
basierend
auf
unterschiedlichen
angenommenen Szenarien. Quelle: eigene Darstellung basierend auf Daten von
(Smolinka et al., 2011). .................................................................................................. 36
Tabelle 2-28: Additive in der Frackingflüssigkeit und deren übliche Anwendung.
Quelle: Eigene Darstellung basierend auf Daten von (JRC, 2012a, S. 48) .................. 47
Tabelle 2-29: Geschätzte Ressourcen für konventionelles Erdgas und Wet Shale Gas in Tcf;
Quelle: Daten entnommen aus: (EIA, Energy Information Administration, 2013c) ....... 49
Tabelle 2-30: Liste der LNG Import/Export Terminals in Nordamerika, Quelle: (FERC, 2013)
....................................................................................................................................... 66
Tabelle 2-31: Bei der DOE eingereichte Anträge, um inländisch erzeugtes LNG zu
exportieren,
Stand
2.
April
2013.
Quelle: Department
of
Energy;
http://energy.gov/sites/prod/files/2013/08/f2/Summary_of_Export_Applications.pdf;
entnommen am 19.9.2013. ............................................................................................ 67
Tabelle 2-32:Erwartete Erhöhung des Gaspreises am Henry-Hub durch US-LNG-Exporte im
3
Ausmaß von 6 Bcf/Day (ca. 60 Mrd. Nm /Jahr), in Abhängikeit der
Exportsteigerungsrate und in Abhängigkeit des in den USA geförderten
Erdgasvolumens. Quelle: (Cheniere, 2013) .................................................................. 68
Tabelle 2-33: Lieferpreis in den unterschiedlichen Regionen und Preisdeltavergleich
(Cheniere, 2013). ........................................................................................................... 69
Tabelle 2-34: Indikative Kostenabschätzungen für die Verflüssingung von Erdgas und den
Transport von LNG. Quelle: IEA: WEO 2013, p. 133. ................................................... 70
Tabelle 2-35: Gaspreisaufschlag für den Proxy für die Verflüssigungskosten je Abnehmer . 71
Tabelle 2-36: Kosten bei Einspeisung in das Erdgasnetz im Lieferland (bei einem
angenommenen Erdgaspreis von $ 4/MMBTU am Henry Hub). Quelle: Berechnungen
durch AEA - abgeleitet von (Cheniere, 2013) ................................................................ 71
Tabelle 2-37: Kurze Beschreibung der in diesem Bericht verwendeten Klassifizierung von
Erdgasvorkommen und –reserven. Quelle: (ICEPT, September 2012, S. 6f) ............... 91
334
Tabellenverzeichnis
Tabelle 2-38: Shale-Gas-Berichte: Original Schätzungen der Länder sortiert nach Datum,
erfassten Ländern/Regionen und Art der Ressourcenschätzung seit 2009;
Quelle: (ICEPT, September 2012, S. 11) ...................................................................... 93
Tabelle 2-39: Schätzungen der verbleibenden technisch förderbaren Ressourcen von
konventionellem, CBM und Tight Gas sowie eine Reihe von besten Schätzungen für
Shale Gas in Trillion cubic meter (Tcm). Quelle: (ICEPT, September 2012, S. 18) ... 100
Tabelle 2-40: Top-Ten-Patenthalter zur Verwendung von Hydraulikflüssigkeiten im FrackingProzess ........................................................................................................................ 107
Tabelle 2-41: Intervalle der Kostentreiber zur Abschätzung der Bohrlochkosten.
Quelle: (JRC, 2012a, S. 90) ........................................................................................ 110
Tabelle 2-42: Annahme Bohrgeschwindigkeiten zur Ermittlung der Tageskostensätze für die
Bohranlage. Quelle: (JRC, 2012a, S. 91) .................................................................... 110
Tabelle 2-43: Zu erwartende Tagessätze und Untergliederungen derselben (unter den oben
angeführten Rahmenbedingungen). Quelle: (JRC, 2012a, S. 92) .............................. 110
Tabelle 2-44: Bohrkostenmodell für die drei Bohranlagenszenarios Optimistisch, „Most
Likely“ und Konservativ. Quelle: (JRC, 2012a, S. 94) ................................................. 111
Tabelle 2-45: Fracking-Konfigurationen. Quelle: (JRC, 2012a, S. 94) ................................ 111
Tabelle 2-46: Fracking-Kosten pro Bohrloch. Quelle: (JRC, 2012a, S. 94) ......................... 111
Tabelle 2-47: Fracking-Kostenszenario. Quelle: (JRC, 2012a, S. 94) ................................. 112
Tabelle 2-48: Feldentwicklungs-, Infrastruktur- und Prozesskosten (in €), 3 Szenarien;
Quelle: (JRC, 2012a, S. 95) ........................................................................................ 112
Tabelle 2-49: Produktionsszenarien. Quelle: (JRC, 2012a, S. 96) ...................................... 113
Tabelle 2-50: Kostenabschätzungen für eine ausschließliche Erdgasförderung (ohne NGLs).
Quelle: (JRC, 2012a, S. 96) ........................................................................................ 113
Tabelle 2-51: Kostenabschätzungen für Erdgasförderung einschließlich NGLs. Quelle: (JRC,
2012a, S. 96) ............................................................................................................... 114
Tabelle 2-52: Darstellung des „Most Likely“-Produktionsszenarios inklusive NGLs in
Kombination mit den drei Kostenszenarien. Quelle: (JRC, 2012a, S. 97) .................. 114
Tabelle 2-53: Darstellung des „Optimistisch“-Produktionsszenarios, inklusive NGLs, in
Tabelle 2-54: Darstellung des „Konservativ“-Produktionsszenario inklusive NGLs in
Produktionsszenarien exklusive NGLs. Quelle: (JRC, 2012a, S. 99) ......................... 115
Produktionsszenarien inklusive NGLs. Quelle: (JRC, 2012a, S. 99) .......................... 115
Tabelle 2-57: Kostenstruktur (in Mio. US-Dollar) für die Erschliessung des „kritischen“
jährlichen Shale Gas-Volumens in Deutschland und Polen; Quelle: (OIES, Can
Unconventional Gas be a Game Changer in European Markets, 2010, S. 85) .......... 122
Tabelle 2-58: Kostenstruktur für „Dry Gas“, Deutschland; Quelle: (OIES, Can Unconventional
Gas be a Game Changer in European Markets, 2010, S. 87) .................................... 124
335
Tabelle 2-59: Kostenstruktur für „Dry Gas“, Polen; Quelle: (OIES, Can Unconventional Gas
be a Game Changer in European Markets, 2010, S. 87) ............................................ 125
Tabelle 2-60: Indikative Kosten für potenzielle „neue“ LNG- Lieferung nach Europa im Jahr
2020 ($/MMBTU). Quelle: IEA: World Energy Outlook 2009, S. 481 .......................... 126
Tabelle 2-61: Wichtigste Faktoren für die Entwicklung des Unconventional Gassektors;
Quelle: (JRC, 2012a, S. 205) ....................................................................................... 128
Tabelle 3-1: Ausgewählte Indikatoren erneuerbarer Energieträger. Quelle: REN21,
2009/2010, 2011, 2013 ................................................................................................ 142
Tabelle 3-2: Weltweite erneuerbare kumulierte installierte Leistung und Prognose (GW) .. 153
Tabelle 3-3 Weltweite erneuerbare Stromerzeugung und Prognose (TWh) ........................ 153
Tabelle 3-4 Erneuerbare Stromerzeugung, OECD Europa (TWh). Quelle: IEA, 2013 ........ 158
Tabelle 3-3-5 Stromerzeugung aus Erneuerbaren in der EU-27, 2010 vs. 2020
(Szenarienvergleich) (TWh). Quelle: Hamelinck, et.al, (2013) .................................... 159
Tabelle 3-6: Bruttoinlandsverbrauch der EU-27 nach Szenarien des EU-Energiefahrplans
2050 (Mtoe). Quelle: Europäische Kommission, 2011b .............................................. 167
Tabelle 3-7 Gesamtprimärenergieverbrauch der EU nach Szenarien des WEO 2012 (Mtoe).
Quelle: IEA, 2012a ....................................................................................................... 167
Tabelle 3-8 Anteil der Erneuerbaren am Primärenergieverbrauch, EU-Energiefahrplan 2050
(%). Quelle: Europäische Kommission, 2011b ............................................................ 168
Tabelle 3-9 Anteil der Erneuerbaren am Gesamtprimärenergieverbrauch, WEO 2012 (%).
Quelle: IEA, 2012a ....................................................................................................... 168
Tabelle 3-10: Anteile erneuerbarer Energietechnologien an der Stromerzeugung (%), EU-27
und Welt im Vergleich, 2020–2035. Quelle: eigene Berechnungen anhand der Daten
des IEA World Energy Outlook (DPM, NPM, 450-Szenario) (IEA, 2012a), der IEA
Energy Technology Perspectives 2012 (2 DS, 4 DS und 6 DS) (IEA, 2012b) und der
EU Energy Roadmap 2050 (Europäische Kommission, 2011b). ................................ 171
Tabelle 3-11: TRL – die unterschiedlichen Stufen technologischer Reife. Quelle: eigene
Darstellung, basierend auf DoE der USA und EU-Kommission .................................. 174
Tabelle 3-12: Technologie-Roadmaps in Österreich, Europa und International mit Jahr der
Publikation bzw. Überarbeitung ................................................................................... 178
Tabelle 3-13: Batterietypen und ihre Eignung für verschiedene Netzdienstleistungen
(Quelle: EASE 2013) ................................................................................................... 184
Tabelle 3-14: Speichertechnologien und State-of-the-Art Einsatzgebiete (Quelle: EASE
2013) ............................................................................................................................ 185
Tabelle
3-15:
Programme
im
Einflussbereich
des
BMWFJ
(Quelle: Energieforschungserhebung 2013) ................................................................ 187
Tabelle 3-16: Liste der energieforschungsrelevanten K2-Zentren ....................................... 190
Tabelle 3-17: Anvisierte material- bzw. energieforschungsrelevante technologische
Entwicklungen der K2-Zentren. Quelle: FFG-Factsheets der K2-Zentren .................. 190
336
Tabellenverzeichnis
Tabelle
3-18:
Liste
der
energieforschungsrelevanten
K1-Zentren.
Quelle: http://www.ffg.at/content/compentence-centres-excellent-technologies-k1centres ......................................................................................................................... 191
Tabelle 3-19: CD-Labors mit Energierelevanz ..................................................................... 192
Tabelle 3-20: Übersicht zu Roadmaps und Zielsetzungen mit Bezug zu Elektromobilität .. 195
Tabelle 3-21: Reservenabschätzung weltweit für Lithium, Quelle: Forschungsstelle für
Energiewirtschaft 2010 ................................................................................................ 197
Tabelle 3-22: Daten zur Photovoltaik 2008 bis 2012 ........................................................... 201
Tabelle 3-23: Österr. Produktion und Export von Wechselrichtern 2008 bis 2012 .............. 202
Tabelle 3-24: Österr. Produktion und Export von Nachführsystemen 2007 bis 2010 ......... 202
Tabelle 3-25: Daten zu Solarkollektoren 2008 bis 2012 ...................................................... 203
Tabelle 3-26: Daten zu Wärmepumpen, 2008 bis 2012 ...................................................... 207
Tabelle 3-27: Daten zur Windkraft in Österreich, 2008 bis 2012 ......................................... 210
Tabelle 3-28: Daten zu Wasserkraft, 2007 bis 2012 ............................................................ 213
Tabelle 4-1: Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttoendenergieverbrauch in der EU-27
im Jahr 2010 ................................................................................................................ 232
Tabelle 4-2: Zusammenfassung der Antworten von EU-Mitgliedstaaten zu Zielen im Rahmen
der Konsultation. Quelle: Europäische Kommission (2013d) ...................................... 239
Tabelle 4-3 Wesentliche energierechtliche Rechtsquellen .................................................. 240
Tabelle 4-4 Ausbauziele für geförderten Ökostrom bis 2015/2020 laut ÖSG 2012.
Quelle: Sorger, M. 2013 .............................................................................................. 250
Tabelle 4-5: Installierte Leistung von Kraftwerken in Europa gemäß TYNDP 2012.
Quelle: ENTSO-e (2012a). .......................................................................................... 252
Tabelle 4-6: Geplante installierte Leistungen der Offshore-Windparks in Deutschland für das
Jahr 2023 ..................................................................................................................... 254
Tabelle 4-7: Geplante installierte Leistung und Stromerzeugung aus Windkraft im Jahr 2020
in den Nachbarstaaten Österreichs. Quellen: Beurskens et al., (2011), BFE (2013). 256
Tabelle 4-8: Physikalische Stromexporte/-importe Österreichs 2012 (GWh), Quelle: ENTSOe (2013). ...................................................................................................................... 257
Tabelle 4-9: Verfügbare Kapazitäten für grenzüberschreitende Stromlieferungen.
Quelle: APG (2013b). .................................................................................................. 258
Tabelle 4-10: Klassifizierung von Förderinstrumenten für Strom aus erneuerbaren
Energiequellen (Quelle: basierend auf Ragwitz et al., 2006 und Morthorst et al., 2005).
..................................................................................................................................... 260
Tabelle 4-11: Vergleich europäischer Einspeiseprämien-Modelle. Quelle: Ragwitz, M. et al.,
2012, RES LEGAL (2011a, b) ..................................................................................... 265
Tabelle 4-12: Einsatzgebiete von Energiespeichern (Quelle: dena, 2013b) ....................... 304
337
8 Abkürzungen
Abk.
Beschreibung
AA-CAES
Advanced Adiabatic Compressed Air Energy Storage
AGGM
Austrian Gas Grid Management
AIT
Austrian Institute of Technology
APG
Austrian Power Grid
AWS
Austria Wirtschaftsservice GmbH
BHKW
Blockheizkraftwerk
Bio-ETBE
Bio-Ethyl-tert-butylether
Bio-MTBE
Bio-Methyl-tert-butylether
BIP
Bruttoinlandsprodukt
BMLFUW
Bundesministerium für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft
BMU
Deutsches Bundesumweltministerium
BMVIT
Bundesministerium für Verkehr, Innovation und Technologie
BMWFJ
Bundesministerium für Wirtschaft, Familie und Jugend
BMWi
Deutsches Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie
CAPEX
Capital Expenditures
CBM
Coal Bed Methane (Kohleflözgas)
CCGT
Combined Cycle Gas Turbine
CCS
Carbon Capture and Storage
CCU
Carbon Capture and Usage
CD-Labor
Christian-Doppler-Labor
338
Abkürzungen
CEGH
Central European Gas Hub
CH4
Chemische Summenformel für Methan
CO
Kohlenstoffmonoxid
CO2
Chemische Summenformel für Kohlendioxid
CO2
Kohlenstoffdioxid
COMET
Competence Centers for Excellent Technologies
CSP
Concentrated Solar Thermal Power, Stromerzeugung aus thermischer
Solarenergie mit konzentrierenden Solarkollektoren
DFCD
Date of First Commercial Delivery
DN
Diameter Nominal (Nennweite)
DoE
Department of Energy (Energieministerium der USA)
DSM
Demand-Side-Management
DVGW
Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches
EASE
European Association for the Storage of Energy
EE
Erneuerbare Energiequellen
EEG
Erneuerbare Energie Gesetz (EEG) in Deutschland
EERA
Europäische Energieforschungsallianz
EEV
Energetischer Endverbrauch
EEX
European Energy Exchange (EEX), Strommarktbörse mit Sitz in Leipzig
EIA
Energy Information Administration des US-DoE
ENTSO-e
European Network of Transmission System Operators for Electricity
EOM
Energy-Only Market
ERA NET
Instrument des 6. Rahmenprogramms
339
ERR
Economically Recoverable Resources
ETP
Energy Technology Perspectives
ETP RHC
European Technology Platform Room Heating and Cooling
ETS
Emission Trading System (Emissionshandelssystem)
ETSAP
Energy Technology System Analysis Programme
ETSAPTIAM
The Integrated Assessment Model der ETSAP-Gruppe der IEA
EU-RL
Richtlinie der Europäischen Union
EV
Electric Vehicles (Elektrofahrzeuge)
F&E
Forschung & Entwicklung
FACTS
Flexible Alternating Current Transmission Systems
FFG
Forschungsfröderungsgesellschaft
FIT
Feed-in tariffs (Einspeisetarife)
FOB
Free-On-Board
FTA
Free Trade Agreement
FTI
Forschung, Technologie und Innovation
GALSI
Gasdotto Algeria Sardegna Italia (Gaspipeline zwischen Italien und Algerien)
GPCC
Gas Price Convergence Case
GPEV
Gesamtprimärenergieverbrauch
GSR
Global Status Report
GTL
Gas To Liquids (Verfahren zur Erzeugung flüssiger Treibstoffe aus Gas)
GuD
Gas-und-Dampf
H2
Chemische Summenformel für Wasserstoff
340
Abkürzungen
H2
Wasserstoff
HAG
Hungaria-Austria-Gasleitung
HEA
Hydro Equipment Association
HGÜ
Hochspannungsgleichstromübertragung
HTElektrolyse
Hochtemperaturelektrolyse
IEA
International Energy Agency (Internationale Energieagentur)
IKT
Informations- und Kommunikationstechnologien
IRENA
International Renewable Energy Agency (Internationalen Agentur für erneuerbare Energien)
IRR
Internal Rate of Return
JRC
Joint Research Centre (Gemeinsame Forschungsstelle der Europäischen
Kommission)
KM
Kapazitätsmärkte
KMU
Kleine und Mittlere Unternehmen
KWK
Kraft-Wärme-Kopplung
LCOE
levelized costs of electricity – Stromgestehungskosten (Vollkosten)
LNG
Liquefied Natural Gas (Verflüssigtes Erdgas)
LRMC
Long Run Marginal Costs
MEDGAZ
Gaspipeline Hassi R'Mel–Almería
MTMR
Medium Term Market Report
MU
Montanuniversität
NBP
National Balancing Point
NCG
Hub Net Connect Germany
NGL
Natural Gas Liquids
341
NPS
New Policies Scenario
NREAP
National Renewable Energy Action Plan (Nationaler Aktionsplan für erneuerbare Energie)
NYMEX
New York Mercantile Exchange
OECD
Organisation for Economic Co-operation and Development (Organisation für
wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung)
OeMAG
Österreichische Ökostromabwicklungsstelle
OGIP
Original Gas In Place
OHW
Oberer Heizwert
OIES
Oxford Institute for Energy Studies
OPEX
Operating Expenditures
ÖSG
Ökostromgesetz
ÖVGW
Österreichische Vereinigung für das Gas- und Wasserfach
P2G
Power-to-Gas
PEM
Proton Exchange Membrane
PHEV
Plug-In Hybrid Electric Vehicles
PRIMES
Energiesystemmodell der National Technical University of Athens
PV
Photovoltaik
REMAP
Global Renewable Energy Roadmap der IRENA
REN21
Renewable Energy Policy Network for the 21 Century
RES
Renewable Energy Source (Energie aus erneuerbaren Quellen)
RES-T/E
Renewable Energy Source for Transport/for Electricity (Energie aus erneuerbaren Quellen für den Transportsektor/für den Stromsektor)
RONT
Regelbare Ortsnetztransformator
RPS
Renewable Portfolio Standard, mindeste Angebotsverpflichtung alternativer
Energien
342
st
Abkürzungen
RTRR
Remaining Technically Recoverable Resources
SCGT
Single Cycle Gas Turbine
SET-Plan
Strategischer Energietechnologie-Plan
SOL
Südost-Leitung
SR
Strategische Reserve
SRMC
Short Run Marginal Costs
TAG
Trans-Austria-Gas Pipeline
THG
Treibhausgase
TRL
Technology Readyness Level
TRR
Technically Recoverable Resources
TU
Technische Universität
TYNDP
Ten-Year
Network
Entwicklungsplan)
UR
Ultimate Recovery
URR
Ultimate Recoverable Resources
USGS
U.S. Geological Survey
VZÄ
Vollzeitäquivalent
WAG
West Austria Gas Pipeline
WEC
World Energy Council
WEO
World Energy Outlook
Development
Plan
(10-Jahres-Netzwerk-
343
8.1 Länderkürzel
AT
Österreich
BE
Belgien
BG
Bulgarien
HR
Kroatien
CY
Zypern
CZ
Tschechische Republik
DK
Dänmark
EE
Estland
FI
Finnland
FR
Frankreich
DE
Deutschland
EL
Griechenland
HU
Ungarn
IE
Irland
IT
Italien
LV
Lettland
LT
Litauen
LU
Luxemburg
MT
Malta
NL
Niederlande
NO
Norwegen
PL
Polen
PT
Portugal
RO
Rumänien
SK
Slowakei
SI
Slowenien
ES
Spanien
SE
Schweden
UK
Großbritannien
344
Abkürzungen
8.2 Maßeinheiten
Einheit
Beschreibung
bbl
Barrel (Faß)
Bcf
Billion cubic feet
GW
Gigawatt
kVA
Kilo-Volt-Ampere
kWh
Kilowattstunde
mD
Milli-Darcy
MMBTU
Million British Thermal Units
Nm³
Normkubikmeter
RÖE
Rohöleinheiten (Rohöläquivalent)
t
Ton (Tonne)
tce
ton coal equivalent (Tonne Steinkohleeinheit)
tcf
Trillion cubic feet
TJ
Terajoule
toe
Million tons oil equivalent (Rohöläquivalent
TWh
Terawattstunde
345
9 Anhänge
9.1 Anhang 1: Technology-Readyness-Level-Konzept
TRL 0
Idee
Wichtige charakteristische Tätigkeiten
in dieser Phase
Was liegt am Ende
der Phase/des
Levels vor?
Was liegt am Ende
der Phase noch
nicht vor?
Formulierung der Idee
TRL 1
Nachweis der Grund¬prinzipien
in dieser Phase
Was liegt am Ende
der Phase/des
Levels vor?
Erste wissenschaftliche Untersuchungen/Forschungsarbeiten
Was liegt am Ende
der Phase noch
nicht vor?
Zu diesem Zeitpunkt liegt noch keine experimentelle Bestätigung
oder detaillierte Analyse vor.
TRL 2
Konzept
in dieser Phase
Formulierung der möglichen praktischen Anwendung(en)
Idee oder Konzept
Idee wurde noch keinem wissenschaftlichen Begutachtungsverfahren unterzogen.
Grundlagenforschung
Die ersten wissenschaftlichen Untersuchungen/Forschungsarbeiten
wurden vorgenommen. Die Grundprinzipien der Idee wurden beobachtet und gelten als qualitativ bewiesen. Erste Anwendungen
werden postuliert.
Erste angewandte Forschung (Studien, erste Experimente)
Skizzierung einer „development roadmap“ /„Entwicklungsfahrplan“
Was liegt am Ende
der Phase/des
Levels vor?
Proof of Concept:
Was liegt am Ende
der Phase noch
nicht vor?
Noch kein Beweis für die praktische Anwendbarkeit in einem bestimmten Anwendungsgebiet
346
Das Technologiekonzept, seine Anwendung und Implementierung
sind ausgearbeitet. Der weitere Entwicklungsplan wurde festgelegt.
Studien und kleine/erste Experimente liefern einen Machbarkeitsnachweis des grundlegenden Konzepts.
Anhänge
TRL 3
Machbarkeitsstudien
in dieser Phase
Angewandte Forschung
Was liegt am Ende
der Phase/des
Levels vor?
Die einzelnen Prozesse wurden auf Laborebene bewiesen.
Was liegt am Ende
der Phase noch
nicht vor?
Noch keine Integration in vollständiges System
TRL 4
Systemzusammenhang im Labormaßstab
in dieser Phase
Technologische Entwicklung
Experimente im Labormaßstab, die Aufschluss darüber liefern
sollen, was auf größerer Systemebene passieren kann.
Mögliche Probleme hinsichtlich der Materialen sowie der Gültigkeit
von Experimenten/Prozessen auf größerer Systemebene wurden
identifiziert.
Erster Prototyp in Laborumgebung
LCA, Wirtschaftlichkleitsanalyse
Was liegt am Ende
der Phase/des
Levels vor?
Die einzelnen Komponenten der Technologie wurden identifiziert, es
wurde gezeigt, dass die Elemente grundsätzlich im Systemzusammenhang funktionieren.
Potentielle Probleme in der Systemerweiterung und den Ablaufprozessen wurden identifiziert. (operational issues)
Messungen bestätigen die analytischen Vorhersagen von einzelnen
Technologieelementen. Die Simulation von Prozessen wurde verifiziert. Erste Lebenszyklusanalysen und Wirtschaftlichkeitsstudien wurden entwickelt.
Was liegt am Ende
der Phase noch
nicht vor?
347
TRL 5
Tests in kontrollierter Umgebung
Wichtige charakteristische Tätigkeiten in dieser Phase
Prototyp in simulierter Umgebung (die dem späteren Einsatz entspricht)
Betrachtung der Bereiche Gesundheit und Sicherheit, Umweltauflagen, Vorschriften und Ressourcenverfügbarkeit.
Der Hauptunterschied zwischen TRL 4 und 5 ist die größere Ähnlichkeit des Systems und der Umgebung zur tatsächlichen Anwendung.
Was liegt am Ende
der Phase/des
Levels vor?
Die grundlegenden technologischen Elemente sind integriert, sodass die Systemkonfiguration der endgültigen Anwendung in fast
jeder Hinsicht gleicht.
Die Technologie wurde mittels Testverfahren in kontrollierter
Umgebung erprobt.
Die Prozessmodellierung (technische und wirtschaftliche) wurde
verfeinert.
Die Lebenszyklusanalyse sowie die Wirtschaftlichkeitsmodelle/Berechnungen wurden verifiziert.
Eine erste Einschätzung der Aspekte Gesundheit und Sicherheit
liegt vor. Die später relevanten Vorschriften etc. wurden in Betracht
gezogen.
LCA, Wirtschaftlichkeitsanalyse wird durch eine Betrachtung der
Ressourcenverfügbarkeit ergänzt.
Was liegt am Ende
der Phase noch
nicht vor?
348
Noch keine Bestätigung unter realen Bedingungen
Anhänge
TRL 6
in dieser Phase
Prototyp im technischen Maßstab, Pilotanlage,
Technikum
Die während des Betriebes der Technikumsanlage ermittelten
Prozessparameter werden für die Planung und Auslegung der
nächsten Stufe (Großanlage, „Scale-up“) genutzt.
Der Hauptunterschied zwischen TRL 5 und 6 ist die Maßstabserweiterung von der Laborebene auf die technische Ebene bzw relevante
Umgebung.
Was liegt am Ende
der Phase/des
Levels vor?
Der Prototyp sollte in der Lage sein, alle Funktionen, die das Betriebssystem erfüllen muss, auszuführen. Die Testbedingungen
sollten sich den tatsächlichen Bedingungen weitestgehend angenähert haben.
Die im Labor und unter kontrollierter Umgebung gefundenen Verfahrensparameter in maßstäblich verkleinerten Anlagen wurden hier für
die spätere Produktion in Grossanlagen optimiert.
Die Komponenten und Prozesse haben ihr industrielles Potenzial
und seine Integration im Energiesystem unter Beweis gestellt. Die
meisten der vorher identifizierten Probleme wurden gelöst. Ein
umfassendes kommerzielles Modell wurde erstellt und simuliert.
Lebenszyklus- und Wirtschaftlichkeitsanalyse wurden verfeinert.
Bei Technikumsanlagen können relevante Mengen als Muster etc.
für Kunden hergestellt werden.
Was liegt am Ende
der Phase noch
nicht vor?
TRL 7
Demonstrationsmodell
in dieser Phase
Was liegt am Ende
der Phase/des
Levels vor?
Systeminbetriebnahme und Testbetrieb
Die Technologie hat das letzte Scale-up hinter sich und liegt nun in
einer Größenordnung vor, die vergleichbar mit späteren Anwendungen ist (“originalgetreu“). Das endgültige Design ist weitestgehend
ausgearbeitet.
Die Technologie hat sich auf vor-kommerzieller Ebene bewährt.
Letzte Probleme bei Verfahrens- und Produktionsprozessen wurden
identifiziert. Geringfügige Probleme wurden behoben.
Was liegt am Ende
der Phase noch
nicht vor?
Technologie noch nicht beim Kunden getestet. Technologie noch
nicht fehlerfrei
349
TRL 8
Erstes kommerzielles System seiner Art („first of its
kind commercial system“)
in dieser Phase
Was liegt am Ende
der Phase/des
Levels vor?
Betrieb mit Begleitforschung, Monitoring, letzte Anpassungen
Was liegt am Ende
der Phase noch
nicht vor?
Technologie ist noch nicht am Markt verfügbar.
TRL 9
Für Kunden erhältlich
in dieser Phase
Was liegt am Ende
der Phase/des
Levels vor?
Was liegt am Ende
der Phase noch
nicht vor?
Serienproduktion, Vermarktung, Betrieb
350
Produktkalkulation, Vorbereitung Markteinführung
Die Technologie hat sich in endgültiger Form unter großtechnischen
Anwendungsbedingungen auf kommerzieller Ebene bewährt. Sämtliche Verfahrens- und Produktionsprobleme konnten behoben
werden.
Die Technologie ist vollständig entwickelt und kommerziell für jeden
Konsumenten verfügbar.
Hier wird keine Aussage darüber getroffen, ob das Produkt schon
wirtschaftlich konkurrenzfähig ist oder Förderungen zur Markteinführung, Marktdurchdringung notwendig sind
Anhänge
9.2 Anhang 2: Liste der Unternehmen
Quellen: (Bointner et al., 2013); Green Tech Valley Guide 2013/14, eigene Analysen
9.2.1
Wasserkraft
■
Andritz Hydro GmbH
■
BIS VAM Anlagentechnik GmbH
■
Braun Maschinenfabrik Ges.m.b.H &
Co KG
■
Danner Maschinenbau GmbH Wasserkraftanlagen
■
EFG Turbinenbau
■
EVN AG
■
Geppert Wasserturbinen & Maschinenbau GmbH
■
Ginzler Stahl- u. Anlagenbau GmbH
■
Global Hydro Energy GmbH
■
Gugler Water Turbines GmbH
■
Hitzinger GmbH
■
HOBAS Rohre GmbH
■
Kössler GmbH (Tochtergesellschaft
von Voith Hydro)
■
Lingenhöle Technologie
■
Mayrhofer GesmbH
■
MCE Industrietechnik Linz S. & M.
Jank Turbinen- und Stahlwasserbau
■
Schubert Elektroanlagen GmbH
■
TIWAG
■
URBAS Maschinenfabrik Ges.m.b.H.
■
VERBUND Hydro Power AG
■
Voith Siemens Hydro Power Generation GmbH & Co KG
■
WWS Wasserkraft GmbH &Co Kg
9.2.2
Nutzung fester Biomasse (Öfen, Kessel, etc.)
■
ALSTOM Power Austria GmbH
■
ANDRITZ Energy & Environment
GmbH (AE&E)
■
Anton Eder GmbH
■
APL Apparatebau AG
■
Astebo
■
Austroflamm GmbH
■
Autark Energie Vertriebs GmbH
■
Becoflamm Bach KEG
■
Binder Josef Maschinenbau und
HandelsgmbH
■
Bioenergy 2020+ GmbH
■
Biomat
■
Biogen Energie- und Heiztechnik
Gmbh
■
Biokompakt Heiztechnik GmbH
■
Bios Bioenergiesysteme GmbH
■
Biotech Energietechnik
■
■
Bohr- und Rohrtechnik GmbH
■
Bundesforste
■
Calesco Heiz- und Energiesysteme
GmbH
■
Calimax GmbH
351
352
■
CB - Bioenergy GmbH
■
Cleanstgas GmbH
■
COFELY Gebäudetechnik GmbH
■
Cosmic - Sondermaschinenbau GmbH
■
Eder Anton GmbH
■
Energie-abc Maximilian Schinner
■
Energietechnik Gm.b.H. (Thermostrom)
■
Energycabin GmbH
■
EN-TECH Energietechnikproduktion
GmbH
■
ESH GmbH/Xylogas Entwicklung
GmbH
■
ETA Heiztechnik GmbH
■
etaone compact cogeneration gmbh
■
etaone energy GmbH
■
Evotherm Heiztechnik GmbH
■
FERRO- Montagetechnik GmbH
■
Fire Fox Vertriebs GmbH
■
Fröling Heizkessel- und Behälterbau,
Ges.m.b.H.
■
Gast Herd- und Metallwaren GmbH &
Co KG
■
GEO-TEC Solartechnik GmbH
■
Gilles Energie und Umwelttechnik
GmbH
■
Greentech Energiesysteme GmbH
■
Grübl Automatisierungstechnik
■
GUNTAMATIC Heiztechnik GmbH
■
HAAS + SOHN OFENTECHNIK
GmbH
■
Hapero Energietechnik GmbH
■
Hargassner GmbH
■
Heizbär Heiztechnik GmbH
■
Heizomat GmbH
■
Herz Armaturen Ges.m.b.H.
■
Herz Feuerungstechnik GmbH
■
HM Gebäudetechnik
■
Hoval Ges.m.b.H.
■
ICS Energietechnik Gesellschaft mbH
■
ILS.AT Solarcenter Mag. Karl Linner
■
IMB engineering GmbH
■
Ing. Friedrich Enickl Tropenglut Heizanlagen
■
Inocal Wärmetechnik GmbH
■
Josef Bertsch Gesellschaft m.b.H. &
Co. KG
■
KCO Cogeneration und Bioenergie
GmbH
■
Köb Holzheizsysteme GmbH
■
Kohlbach (gesamte Gruppe)
■
Kurri GmbH
■
KWB Kraft und Wärme aus Biomasse
■
LBH Lüftungs-, Behälter und Heizungsanlagenbau GmbH
■
Leistbaresheizen.at
■
Leopold Punz - Biomasseheizanlagen
■
Ligno Heizsysteme
■
Lindner & Sommerauer Heizanlagenbau
■
Lohberger, Heiz + KochgeräteTechnologie GmbH
■
Manglberger Heizungsbau GmbH
■
MAWERA Holzfeuerungsanlagen
GmbH
■
Neuhofer Heiztechnik GmbH
Anhänge
■
ÖAG AG
■
Odörfer Haustechnik GmbH
■
Ökofen Forschungs- u. Entwicklungs
GmbH
■
Olymp Werk GmbH
■
Oranier Heiz- und Kochtechnik GmbH,
Standort Österreich
■
Palazzetti, Vertrieb Österreich
■
Parolini Haustechnik GmbH
■
PA-Technologie Heiztechnik
■
Pellesito Heiztechnik GmbH
■
Perhofer GmbH
■
PMS Elektro-und Automationstechnik
GmbH
■
PÖLLINGER Heizungstechnik GmbH
■
Polytechnik Luft- und Feuerungstechnik GmbH
■
Rain-O-Tec Wärmetower
■
REPOTEC
■
Rika Innovative Ofentechnik GmbH
■
Rüegg Kamine Austria GmbH
■
Sanitär Heinze Handels Ges.m.b.H.
■
Santer Solarprofi GmbH
■
Scheuch GmbH
■
Schiff & Stern KG
■
Schmid AG - energy solutions
■
Schreyner Energie-KaminUmwelttechnik KEG
■
SHT - Heiztechnik aus Salzburg
GmbH
■
Siemens AG Österreich
■
Solarbayer GmbH
■
Solarfocus Solar- und Umwelttechnik
GmbH
■
Sommerauer & Lindner
■
Strebelwerk GmbH
■
SWET GmbH (DI Sailer Walter)
■
SynCraft Engineering GmbH
■
Thermostrom Energietechnik GmbH
■
TM-Feuerungsanlagen GmbH
■
Topsolar Zwirner Solar- und Wärmetechnik Ges.m.b.h.
■
Tropenglut Ing. Enickl
■
■
Viessmann GmbH
■
Walter Bösch KG
■
Wamsler Haus- und Küchentechnik
GmbH
■
Windhager Zentralheizung GmbH
■
Wodtke GmbH
■
Wolf Klima- und Heiztechnik GmbH
9.2.3
Biomasse flüssig (Anlagen zur Erzeugung von Biotreibstoffen etc.)
■
BDI BioEnergy International AG
■
Cimbria Heid GmbH
■
CMB Maschinenbau
■
Energea Umwelttechnologie GmbH
■
Ferro-Montagetechnik
■
Ing. Lepschi
■
■
URBAS Maschinenfabrik
■
Vogelbusch
353
9.2.4
■
ALSTOM Power Austria GmbH
■
GmbH
■
APL Apparatebau AG
■
Astebo
■
Austria Email Aktiengesellschaft
■
BAUER Ges.m.b.H.
■
BioG Biogastechnik GmbH
■
Biogest Energie- und Wassertechnik
GmbH
■
■
Bosch Industriekessel GmbH
■
FERRO-Montagetechnik GmbH
■
Führer Energie- und Umwelttechnik
GmbH
■
GE Jenbacher GmbH & Co OHG
■
Hoval Ges.m.b.H.
■
IET Energy GmbH
■
Inger GmbH
■
Josef Bertsch Gesellschaft m.b.H. &
Co.
■
Komptech GmbH
■
Lehner Systembau GmbH
■
MAWERA Holzfeuerungsanlagen
GmbH
■
Ortner GmbH
■
Polytechnik Luft- und Feuerungstechnik GmbH
■
RSB Schalungstechnik
■
RUND-STAHL-BAU GmbH
■
Sattler AG (Biogasspeichersysteme)
■
Schaumann BioEnergy GmbH & Co.
KG (Substrataufbereitung, Fermenterbiologie, FE)
■
Schiff & Stern KG
■
■
Thöni Industriebetriebe GmbH
■
■
Wolf Systembau Ges.m.b.H.
9.2.5
354
Biogas und BHKWs
Windkraft
■
Alpswind GmbH
■
Bachmann Electronic GmbH
■
ELIN Motoren GmbH
■
Felbermayr
■
Gewa Blechtechnik GesmbH
■
Hexcel Composites GmbH
■
Leitwind GmbH
■
Liebherr
■
Mondial Electronic GmbH Niotronic
Hard- und Software GmbH
■
NKE Austria GmbH
■
OMV AG
■
Prangl
■
SKF Österreich AG
■
RSB Schalungstechnik
■
Vatron
■
VERBUND Wind Power Austria GmbH
■
voestalpine Anarbeitung GmbH
■
Windtec
Anhänge
■
9.2.6
wind2power GmbH
Photovoltaik
■
Alumero Systematic Solutions GmbH
■
ASIC Austrian Solar Innovation Center
■
ATB-Becker Photovoltaik GmbH
■
EBNER Industrieofenbau Gesellschaft
m.b.H.
■
Elektro Göbl GmbH
■
Elektrobau Denzel GmbH
■
Elektroinstallationen GmbH Stadtwerke
Hartberg
■
Elektroteam Stadtwerke Braunau
GmbH
■
EMK-Elektrotechnik GmbH
■
Etech Schmid u. Pachler Elektrotechnik GmbH & Co KG
■
Energetica Energietechnik GmbH
■
Ertex Solar GmbH
■
Fronius
■
Feistritzwerke-STEWEAG GmbH
■
Florian Lugitsch KG
■
Franz Rehberger GesmbH
■
HEI Eco Technology GmbH
■
■
Ing. Erich Brandtner Energie- u. Umwelt-Technik
■
Ing. Kiselka Umwelttechnik GmbH
■
INOVA-LiSEC Technologiezentrum
GmbH
■
Isovoltaic AG
■
KIOTO Photovoltaics GmbH (vormals
RKG Photovoltaik Ges.m.b.H)
■
KW Solartechnik GmbH
■
OMV AG
■
ofi Technologie und Innovation GmbH
■
Korkisch Haustechnik GmbH
■
Landring Sanitär&Energie Weiz
■
LIOS Kepler Uni Linz
■
McSolar GmbH
■
Mitthuemer Automation GmbH
■
MySUN Phorovoltaik
■
Photovoltaik Ges.m.b.H),
■
Photovoltaik Technik GmbH (PVT)
■
SED Produktions GmbH
■
Solon Hilber Technologie GmbH
(Module und Nachführsysteme)
■
Polymer Competence Center Leoben
GmbH
■
Profes – Professional Energy Services GmbH
■
PV Products GmbH
■
PVI GmbH Photovoltaic Installations
■
RG-Sonnenstrom
■
SalzachSonne GmbH
■
Schneider Haustechnik GmbH
■
Sietec GmbH
■
SIKO SOLAR GmbH
■
SOLAVOLTA Energie- u. Umwelttechnik GmbH
■
Sonne und Strom
■
Sunplugged GmbH
■
Strom vom Dach
■
Ulbrich of Austria GmbH
355
■
9.2.7
Welser Profile AG
■
Zauner Reinhard
Konzentrierende Solarkraftwerke
■
Verbund AG
■
Schott Austria GmbH
■
Heliovis
■
Siemens
Weiters ist dieses Themenfeld für alle Anlagenbauer, Turbinen- und Generatorenhersteller
grundsätzlich von Interesse.
9.2.8
356
Thermische Solarkollektoren
■
AEE Intec (Institute for Sustainable
Technologies)
■
AEPC GmbH
■
AKS Doma Solartechnik GmbH
■
AST Eis- und Solartechnik GmbH
■
Austria Email AG
■
Bramac Dachsysteme International
GmbH
■
CONA Entwicklungs- u. Handelsgesm.b.H.
■
ECOTHERM Austria GmbH
■
Einsiedler Solartechnik
■
Energie mbH
■
Energiebig Energie & Umwelttechnik
GmbH
■
ESC Energy Systems Company GmbH
■
Eternit Werke Ludwig Hatschek AG
■
Friedrich Hinterdorfer Solartechnik
■
Gasokol Austria GmbH
■
Gattringer GmbH
■
GEO-TEC Solartechnik GmbH
■
GREENoneTEC Solarindustrie GmbH
■
Hanazeder electronic GmbH
■
IGS - Intelligent Green Solutions GmbH
■
IMMOSOLAR Alpina GmbH
■
KIOTO Clear Energy AG
■
Kohlbacher Wärmetechnik GmbH
■
KWB GmbH
■
L.M.E. Gm.b.H
■
MEA SOLAR
■
Odörfer GmbH
■
ÖKOFEN Forschungs- und EntwicklungsgesmbH
■
ÖKOTECH Produktionsgesellschaft
für Umwelttechnik m.b.H.
■
Paradigma Österreich Energietechnik
GmbH & Co.KG
■
Pausch Gesellschaft m.b.H.
■
Payr Energy GmbH
■
Pink Energie- und Speichertechnik
GmbH
■
Rebernegg Alternative Energietechnik Ing.
■
Riposol GmbH
■
Polymer Competence Center Leoben
GmbH
■
Robert Bosch AG (Buderus Austria
Heiztechnik GmbH und Junkers)
■
Rosskopf Solar - Ing. Helmut Rosskopf
■
S.O.L.I.D. Solarinstallation und
■
Schneid Ges.m.b.H.
Anhänge
Design GmbH
■
SIKO SOLAR Gm.b.H.
■
Solar Power Austria
■
Solarfocus GmbH
■
Solarhandel Eberl
■
SOLARier Gesellschaft f. erneuerbare
■
Solarprovider - Gurdet Franz
■
SOLKAV Alternative Energie Systeme GmbH
■
SOLution Solartechnik GmbH
■
Sonnenkraft Österreich VertriebsgmbH
■
Sun Master Energiesysteme GmbH
■
SunWin Energy Systems GmbH
■
Technische Alternative Elektronische
Steuerungsgerätegesellschaftm.b.H.
■
TiSUN GmbH
■
UET Handels GmbH
■
Walter Bösch GmbH & Co KG
■
Winkler Solar GmbH
■
Wolfgang Rebernegg
9.2.9
Geothermie
■
M-Tec Mittermayr GmbH (u.a. Patente
für CO2-Tiefensonde „Heatpipe“)
■
Heliotherm Wärmepumpentechnik
GmbH (Einsatz von CO2Tiefensonden)
■
Atlas Copco (Produktionsstätte für
Bau- und Bergbaugeräte u. a. in Österreich)
■
Schoeller-Bleckmann Oilfield Equipment AG
Firmen im Bereich Umgebungswärme (inkl. Wärmepumpenerzeuger) sind hier nicht dargestellt.
9.2.10 Technologien zur Förderung und Nutzung fossiler Energieträger
■
ALSTOM Austria GmbH
■
GmbH
■
Böhler Edelstahl GmbH & Co KG
■
BP Europa SE Zweigniederlassung
BP Austria, BP Europa SE Zweigniederlassung BP Gas Austria
■
Buderus Austria Heiztechnik GmbH
■
Eder Anton GmbH
■
Elco Austria GmbH
■
ELIN Motoren GmbH
■
Energie AG Oberösterreich
■
EVN AG
■
EVN Netz GmbH
■
Gas Connect Austria GmbH
■
Hoval Ges.m.b.H.
■
KELAG Netz GmbH
■
Koller Workover & Drilling GmbH
Niederlassung Österreich
■
LINZ GAS Netz GmbH
357
■
Linz Strom
■
Netz Burgenland Erdgas GmbH
■
Oberösterreichische Ferngas Aktiengesellschaft
■
Olymp Werk GmbH
■
OMV AG
■
OMV Austria Exploration & Production
GmbH
■
OMV Gas Storage GmbH
■
OMV Power International GmbH
■
OMV Refining & Marketing GmbH
■
OMV Solutions GmbH
■
RAG Rohöl-Aufsuchungs AG
■
Robert Bosch AG
■
Salzburg Netz GmbH
■
Sappi Austria Produktions GmbH &
Co KG
■
■
Services Petroliers Schlumberger
Zweigniederlassung Ennsdorf
■
Shell Austria GmbH
■
■
Steirische Gas-Wärme GmbH
■
TIGAS-Erdgas Tirol GmbH
■
Tuboscope Vetco Österreich GmbH
■
Vaillant Austria GmbH
■
VEG Vorarlberger Erdgas GmbH
■
Verbund Austria Thermal Power
GmbH & Co KG
■
Viessmann GmbH
■
voestalpine Stahl Donawitz GmbH
■
Voestalpine Stahl Linz GmbH
■
Walter Bösch KG
■
Wien Energie Gasnetz GmbH
■
Wien Energie GmbH
■
WIEN ENERGIE Stromnetz GmbH
■
Windhager Zentralheizung GmbH
■
■
Wopfinger Baustoffindustrie GmbH
9.2.10.1 CCS
■
OMV AG, Gesamte „value chain“
von der CO2-Abtrennung, Transport
bis hin zur Spei-cherung (inkl.
rechtlicher Aspekte)
■
Rohöl Aufsuchungs- AG, CO2Speicherung (inkl. rechtl. Aspekte)
■
■
voestalpine (industrielle Anwendung
von CCS)
■
EVN AG (Kraftwerke, CO2Abscheidung und -Nutzung)
■
Andritz Energy & Environment GmbH
(hat Teile des ehem. AEE Anlagenbaus übernommen, unklar ob hier
CCS-Systeme weiter verfolgt werden)
■
Plansee
9.2.11 Brennstoffzellen
■
358
Fronius International GmbH
Anhänge
9.2.12 Elektrische Generatoren
■
ELIN Motoren
■
Siemens AG
9.2.13 Power to Gas
■
Fronius International GmbH
■
OÖ Ferngas (Pilotanlage)
■
RAG AG (Betreiber von Erdgasspeichern, Forschung, strategisches Interesse)
■
Windkraft Simonsfeld (Pilotanlage)
9.2.14 Wärmepumpen
■
Alpha-InnoTec GmbH
■
Buderus Austria Heiztechnik GmbH
■
Daikin Airconditioning Central Europe
HandelsgmbH
■
Danfoss GmbH
■
Drexel und Weiss GmbH
■
Elco Austria GmbH
■
Geosolar Gösselsberger GmbH
■
Garvens Vesta GmbH
■
Glen Dimplex Austria GmbH
■
Hagleitner GmbH & Co KG
■
Harreither GmbH
■
Heliotherm Wärmepumpentechnik
■
Herz Energietechnik GmbH
■
Hoval GmbH.
■
IDM-Energiesysteme GmbH
■
KNV Energietechnik GmbH
■
Max Weishaupt GmbH.
■
M-TEC Energie.Innovativ GmbH
■
NEURA AG
■
NOVELAN GmbH Vertrieb für Siemens
■
Ochsner Wärmepumpen GmbH
■
Olymp Werk GmbH
■
Panasonic
■
REHAU GmbH
■
Robert Bosch AG, Österreich (Geschäftsbereich Thermotechnik)
■
SI Energiesysteme GmbH
■
STIEBEL ELTRON GmbH
■
TGV - Technische Geräte Vertriebs
GmbH Thermotechnik)
■
Vaillant Austria GmbH
■
Viessmann Ges.m.b.H.
■
Walter Bösch KG
■
Waterkotte Austria
■
Weider Wärmepumpen GmbH
■
9.2.15 Wärmespeicher
■
Angerer Tank- und Behältertechnik
GmbH
■
Austria Email AG
■
DIEM-WERKE GmbH
■
ECOTHERM Austria GmbH
■
Energie- und Umwelttechnik
Ges.m.b.H. - EUT
■
Forstner Speichertechnik GmbH
359
■
Johann Schneider e.U / HANNES
SCHNEIDER GmbH
■
Pink Energie- und Speichertechnik
GmbH
■
Cellstrom
9.2.16 Stromspeicher
■
Banner (Ö Hersteller)
9.2.17 Stromnetze, Fokus smart grids
■
Siemens (IKT-Lösungen, Regelung
und Steuerung)
■
Schrack Technik (Sicherheitstechnik,
Regelung und Steuerung)
■
Landis+Gyr (Metering)
■
Fronius (Wechselrichter)
■
Alcatel Lucent (Metering)
■
Kapsch Smart Energy GmbH
■
Infineon (Komponenten für Leistungselektronik)
■
Hewlett-Packard GmbH
■
EVUs: EVN, Salzburg AG, Energie
AG, Linz AG, VKW (Pilotversuche im
Bereich Smart Grids bzw. Smart Metering)
Siehe dazu auch die Mitgliederübersicht der Technologieplattform Smart Grids Austria
www.smartgrids.at
9.2.18 Wärmenetze
■
Rehau AG
Sowie Produktionsfirmen die beim Fachverband Mitglied sind
http://www.gaswaerme.at/fw/themen/index_html?uid=2628.
9.2.19 E-Mobilität
360
■
ABB AG Österreich
■
AVL List GmbH
■
BEKO Engineering & Informatik AG
■
Biovest Consulting GmbH
■
CEST Kompetenzzentrum für elektrochemische Oberflächentechnologie
GmbH
■
ElectroDrive Salzburg GmbH
■
Energie Steiermark AG
■
Energie Steiermark Green Power
GmbH
■
EVN Netz GmbH
■
FRONIUS International GmbH
■
FTW Forschungszentrum Telekommunikation Wien GmbH
■
Hager Electro Ges.m.b.H.
■
HyCentA Research GmbH
■
■
KELAG Netz GmbH
■
KG
■
Kompetenzzentrum – Das Virtuelle
■
KTM Sportmotorcycle AG
Anhänge
Fahrzeug Forschungsgesellschaft mbH
■
MAGNA STEYR Fahrzeugtechnik AG
& Co
■
Miba AG
■
Netz Burgenland Strom GmbH
■
OMV AG
■
PLANSEE SE
■
PROFACTOR GmbH
■
Robert Bosch AG
■
Salzburg AG für Energie, Verkehr und
Telekommunikation
■
■
Spirit Design – Innovation and Brand
GmbH
■
THIEN eDrives GmbH
■
TIWAG-Netz AG
■
Verbund AG
■
WIEN ENERGIE Stromnetz GmbH
361
ÖSTERREICHISCHE ENERGIEAGENTUR – AUSTRIAN ENERGY AGENCY
A-1150 Vienna, Mariahilfer Straße 136 | Phone +43-1-586 15 24 | Fax +43-1-5861524-340
office@energyagency.at | www.energyagency.at

Energiestudie 2013

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