Stromerzeugung in Österreich

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Der weiterhin steigende Stromverbrauch in Österreich erfordert auch künftig die Erweiterung der zur Verfügung stehenden Kraftwerkskapazitäten. Beim weiteren Ausbau wird das Hauptaugenmerk im Bereich der Wasserkraft und anderer erneuerbarer Energieträger liegen. Zusätzlich besteht aber auch Bedarf an der Errichtung hocheffizienter thermischer Kraftwerke, die Erdgas als Energieträger nutzen.

Die neuen thermischen Kraftwerke werden zum Teil auch bestehende Altanlagen ersetzen und durch ihre höheren Wirkungsgrade zur Erhöhung der Energieeffizienz in der Stromversorgung beitragen. Insbesondere dort, wo derzeit bestehende kohlebefeuerte Anlagen ersetzt werden, wird es dadurch auch zu massiven Reduktionen der Treibhausgasemissionen kommen, die für die Erreichung der österreichischen Klimaschutzziele von Bedeutung sein werden.

Insgesamt befinden sich Kraftwerksanlagen mit folgenden Gesamtengpassleistungen in Bau bzw. sind von den österreichischen Elektrizitätsunternehmen bis 2020 bereits konkret geplant:

• Laufwasserkraftwerke ca. 650 MW
• Pumpspeicherkraftwerke ca. 5.000 MW
• Ökostromanlagen (Wind, Biomasse, etc.) ca. 750 MW
• Thermische Kraftwerke ca. 3.200 MW

Ausbau erneuerbarer Energien in Österreich und Auswirkungen auf den Kraftwerkspark

2010 betrug die Jahreshöchstlast im Österreichischen Stromversorgungsnetz 9,8 GW. Das Minimum der Netzlast lag bei 3,7 GW. Dem gegenüber stand 2010 ein regenerativer Kraftwerkspark mit einer installierten Leistung von 12,9 GW Wasserkraft (davon 5,2 GW Laufwasserkraft), 0,4 GW biogener Wärmekraft sowie 1 GW dargebotsabhängiger Windkraft und PV-Kapazität. Fossile und Mischfeuerungs-Wärmekraftwerke steuerten weitere 7 GW (davon 5,6 GW Kraftwärmekopplung, KWK) zum gesamten Kraftwerkspark mit einer Kapazität von 21,4 GW bei. Die Kapazität von Speicher-Wasserkraftwerken betrug 4,9 GW (hier waren 2,1 GW Pumpkapazität installiert). Der Anteil der Erdgaskraftwerke betrug 4,3 GW.

Die installierte, dargebotsabhängige Wind- und PV-Kapazität betrug 2010 in Österreich damit 10 % der Jahreshöchstlast (in Deutschland waren es 2010 beachtliche 55 %). Die nicht disponible Erzeugung durch Wind und PV soll in Österreich, auf Grundlage des Ökostromgesetzes 2012, bis 2020 um 3,2 GW (davon 2 GW Wind) ausgebaut werden. Wasserkraft soll um 1 GW und Biomasse um 0,2 GW erweitert werden. Gemäß Energiestrategie Österreich soll der nationale Stromverbrauch zwischen 2008 und 2020, entgegen der Entwicklung der letzten 10 Jahre zuvor, um nur rund 8 % wachsen. Damit würde die Jahreshöchstlast auf etwa 10,5 GW ansteigen. Der Anteil der dargebotsabhängigen, stark fluktuierenden Kraftwerkskapazität an Wind und PV würde mit 4,2 GW im Jahr 2020 damit auf 40 % der Jahreshöchstlast ansteigen.

Mittel- bis langfristig könnte es, getrieben durch den weiteren technologischen Fortschritt und gepaart mit entsprechenden Rahmenbedingungen, zu einem weiterhin verstärkten Ausbau von Wind und PV kommen. So plant das Land Niederösterreich im „Energiefahrplan 2030" einen Ausbau der Windkraftleistung von derzeit rund 0,55 GW auf 1,2 GW bis 2015, 1,9 GW bis 2020 und 3,2 GW bis 2030. PV soll bis 2020 auf 0,5 GW und bis 2030 auf 2 GW Entwicklungen in der Elektrizitätsversorgung bis 2020 ausgebaut werden. Das bedeutet, dass eine erhöhte Kapazität an regelfähigen Kraftwerken für die Abdeckung der Residuallast erforderlich wird.

Die Mitglieder von Oesterreichs Energie planen aus heutiger Sicht bis 2020 eine Erweiterung des bestehenden Gas- und GuD-Kraftwerksparks von derzeit 4,3 GW um weitere 3,8 GW (auf 8 GW) und des bestehenden Pumpspeicherkraftwerksparks von 2,1 GW um weitere 3,9 GW (auf 6 GW). Die Ausbaupläne erscheinen für Österreich alleine ambitioniert und im Lichte der Entwicklungen in Deutschland (siehe vorheriges Kapitel) nachvollziehbar. Österreich dürfte demnach 2020 ausreichend gesicherte, regelfähige Kraftwerkskapazität zur Abdeckung der Residuallast haben.

EU Energieeffizienz-Richtlinie

Die EU Energieeffizienz-Richtlinie, welche voraussichtlich Ende 2012 in Kraft treten soll, kann auf diesen Residualkraftwerkspark Einfluss nehmen. Nach aktuellem Diskussionsstand sollen jährlich 1,5 % des gesamten Energieabsatzes von Energieversorgern (auf Basis des Durchschnitts der jeweils vorangegangen drei Jahre, exkl. Verkehr) eingespart werden. Zur Umsetzung dieses Ziels könnten Energieversorger oder Händler verpflichtet werden. Es wird diskutiert, dass 20 % dieser Verpflichtung in Form von Energieeffizienz- und Energieeinsparmaßnahmen im Energieumwandlungssektor sowie in Energietransport- und Verteilsystemen angerechnet werden könnten. Dies könnte ein Anreiz sein, bestehende Kraftwerke technologisch nachzurüsten bzw. mit neuester Technik zu erweitern. Weiters wird diskutiert, Auflagen für die Wärmenutzung (Auskoppelung von Fernwärme) für neue Kraftwerksvorhaben (> 20 MW, exkl. Spitzenlastkraftwerke mit bis zu 1.500 Jahresvolllaststunden) einzuführen.

Stromerzeugung aus erneuerbarer Energie (exkl. Wasserkraft und Biomasse)

Eine Auswertung der Aktionspläne im Rahmen der EU-Richtlinie für Erneuerbare Energie lässt für die Summe der EU-27 Staaten von 2010 bis 2020 eine Verdopplung der installierten Leistung aus erneuerbaren Energien erwarten. Waren 2010 253 GW mit einer Erzeugung von 652 TWh installiert, werden für 2020 487 GW mit 1.217 TWh erwartet. Die nachfolgende Abbildung zeigt, bei welchen Technologien die stärksten Kapazitätszuwächse erwartet werden.
Da klar ersichtlich ist, dass die stärksten Zuwächse bei Windkraft und Photovoltaik erwartet werden, wird im Folgenden auf derzeit beobachtete Entwicklungen bei Wind und PV eingegangen, um daraus mögliche Chancen für die Energiewirtschaft abzuleiten.

Windkraft

In den Jahren 2007 bis 2009 wurden in den EU-27 mit ca. 10 GW/a Kapazität mehr Wind als Gaskraftwerke neu errichtet. Das zeigt, welchen Stellenwert die Windkraft unter den erneuerbaren Energien einnimmt. Der Anteil der Windkraft an der gesamten Stromversorgung Europas soll weiterhin sehr stark wachsen. 2010 lag der Anteil der Windkraft an der europäischen Stromversorgung mit einer installierten Leistung von 84 GW bei 5,3 %, 2020 sollen laut European Wind Energy Association (EWEA) mit dann 230 GW 23 %, 2030 mit 400 GW 36 % des europäischen Stroms Windenergie sein.

Es ist ersichtlich, dass bis 2030 etwa die Hälfte des Windstroms von Offshore-Anlagen stammen soll. Deren Ausbau läuft derzeit jedoch nicht wie erwartet, da höhere Projektkosten, fehlende bzw. nicht zeitgerecht verfügbare Netzinfrastruktur und unerwartet hohe Wartungs- und Instandhaltungskosten sowie Unsicherheiten durch die Finanzkrise die Projektfinanzierung neuer Anlagen erschweren.

Die folgende Abbildung zeigt die Entwicklung der durchschnittlichen Gesamtkosten von Windenergieprojekten. (exkl. USt). Es ist ersichtlich, dass Windkraft eine beeindruckende Lernkurve erzielt hat. Auch in Österreich, wo die ersten nennenswerten Aufträge 2003 erteilt wurden, fand eine ähnliche Kostenentwicklung statt. Durch steigende Materialpreise und die starke Nachfrage bis zur Wirtschaftskrise haben sich die Preise erhöht (Verkäufermarkt).

Preisentwicklung bei PV-Modulen in verschiendenen Ländern bzw. Regionen (Quelle: pvXChange)

Auch die Entwicklung bei den gesamten Investitionskosten von verschiedenen Marktakteuren für On- und Off-shore-Windkraftanlagen unterstreicht die Stärke des Windkraft-Markts. Der Markt für Windkraftanlagen ist derzeit durch ein zuletzt stark gestiegenes Angebot an Fertigungskapazität und eine damit nicht Schritt haltende Nachfrage gekennzeichnet. Das bedeutet, dass derzeit ein Käufermarkt herrscht, der zu fallenden Preisen führt. Zudem ist es üblich, dass Rahmenverträge über zunehmend umfangreiche Kapazitätsbeschaffungen abgeschlossen werden, was den Druck auf die Hersteller zusätzlich erhöht. Gemeinsam mit den stark steigenden Rotordurchmessern (von 90 m auf bis zu 160 m), bei gleicher installierter Leistung und steigenden Turmhöhen (anstatt 100 m 140 m) werden weitere Senkungen der Gestehungskosten erwartet. An sehr guten Windstandorten konnte schon in der Vergangenheit Netzparität (in diesem Fall mit den Preisen an internationalen Strommarktbörsen) erzielt werden (z.B. an der Küste Dänemarks mit Gestehungskosten von 6 Cent/kWh). Bloomberg New Energy Finance und Fraunhofer ISE erwarten, dass durchschnittliche On-shore-Windparks Mitte des laufenden Jahrzehnts voll wettbewerbsfähig sein werden.