K u rzfassu n g sb an d - Graz University of Technology

Energieinnovation 2006 69
3.3.3 „Mögliche Kraftwerksausbaupfade für Österreich bis 2050 –
ein Optimierungsmodell“
Thomas Karl Schuster (Wien Energie - Stromnetz GmbH) 1
Die europäische Energiewirtschaft befindet sich seit mehr als zehn Jahren in einer nachhaltigen
Veränderungsphase. Seitens der Gesetzgeber werden verschärfte Umweltschutzbestimmungen
verordnet, der Preis für fossile Primärenergien steigt stetig an. Zahlreiche Kraftwerke werden daher
außer Betreib genommen. Dem steht jedoch die Steigerungsrate des Verbrauches an elektrischer
Energie von 2,0 - 2,5% p.a. in den alten beziehungsweise von 2,5 - 4,0 % p.a. in den neuen EU
Ländern gegenüber. Unter den oben genannten Voraussetzungen wurde ein
Entscheidungsunterstützende Modell mittels der Gemischt-Ganzzahligen Linearen Programmierung
(GGLP) auf Basis langfristiger Szenariotechnik, am Beispiel Österreich entwickelt.
Als Basismodell dient ein rein thermisches Erzeugungssystem, welches in der Literatur sehr häufig
angegeben wird und der Kostenminimierung als Zielfunktion genügt. Dieses fiktive System weist eine
sehr einfache Handhabung in der Formulierung und der Problemstellung auf. Diese Formulierung
erlaubt eine relativ einfache Erweiterung mit neuen Modellkomponenten. Darüber hinaus lassen sich
die wesentlichen Verhaltensweisen des Gesamtmodells gut studieren. Dieses einfache Modell wird
modular durch Wasserkraftwerke, Photovoltaikanlagen, Windanlagen, Brennstoffzellen, Spotmarkt,
sowie Import/Export für langfristige Szenariorechnungen erweitert. Auf Grund der anwachsenden
Modellgröße wurde es notwendig Entwicklungsschritte, beginnend mit der von Belgari entwickelten Z-
substitute Methode über die improved Z-substitute Methode /1/, /2/, /3/, /4/ bis hin zur Benders
Dekompositions Methode /5/, /6/, /7/ durchzuführen.
In drei Hauptszenarien, welche sich jeweils in fünf Unterszenarien gliedern, wird gezeigt, mit welchen
Kraftwerkstypen sowohl die Verbraucherleistung als auch die elektrische Energie gedeckt werden
kann und es werden Investitions- und Betriebskosten berechnet. Um auch einen Vergleich der
Szenarien aus Sicht eines Verbrauchers zu erhalten, werden die Stromgestehungskosten der
Szenarien ermittelt und gegenüber gestellt. Die möglichst genaue Abbildung des Energiesystems,
bestehend aus thermischen Kraftwerken, Wasserkraftwerken, Photovoltaikanlagen, Windanlagen,
Brennstoffzellen, Spotmarkt, sowie Import/Export für langfristige Szenariorechnungen, liefert
richtungweisende Ausbaupfade für die untersuchten Kraftwerkstypen.
Der Betrachtungszeitraum beträgt 40 Jahre, beginnend mit dem Jahr 2010. Der Startzeitpunkt 2010
wird gewählt, um eine Vorlaufzeit für Planung und Behördenverfahren zu berücksichtigen.
Der Vergleich des Referenzszenarios, das die herkömmliche angewendete Kraftwerksausbauplanung
beschreibt, mit dem präferenzierten Ausbauplanungsmodell, welches sich durch einen Erzeugungsmix
von konventionellen Kraftwerken und mindestens zehn Prozent erneuerbaren Energieerzeugern
charakterisieren lässt, zeigt, dass die monetäre Differenz 89 Mrd. € beträgt, um zu einem nachhaltigen
Stromerzeugungssystem zu gelangen. Eine Reduzierung des Luftschadstoffausstoßes ist ebenfalls
die Folge.
Eine deutliche Kostensteigerung ist bei Ausbauplanungsansätzen ausschließlich auf Basis
erneuerbarer Energieerzeuger gegenüber dem Referenzszenario zu beobachten (752 Mrd. € bzw.
777 Mrd. €). Diese Steigerung basiert auf den höheren Investitionskosten der erneuerbaren
Energieerzeuger und der hohen Anzahl der benötigten neuen Kraftwerke zur Deckung der
Verbraucherleistung und –energie. Der Ausstoß der Luftschadstoffe wird um ein vielfaches reduziert.
Bereits ab 2013 liegen die Stromgestehungskosten so hoch, dass die Endkunden, entsprechend den
der Untersuchung zugrunde liegenden Annahmen, nicht mehr bereit sind, diese zu finanzieren (siehe
Diagramm 1).
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