Bewertung der Energieeffizienzpotenziale
der österreichischen Gas- und Strominfrastruktur
Erhebung der Energieeffizienzpotenziale und Entwicklung von Effizienzverbesserungsmaßnahmen
bezüglich der Netzinfrastruktur
Endbericht
Verfasser:
DDI Marcus Hofmann
Mag. Alfred Schuch
Auftraggeber:
Bundesministerium für Wissenschaft,
Forschung und Wirtschaft
Abt. III/4
Datum:
Wien, Februar 2015
IMPRESSUM
Herausgeberin: Österreichische Energieagentur – Austrian Energy Agency, Mariahilfer Straße 136, A-1150 Wien,
T. +43 (1) 586 15 24, Fax DW - 340, [email protected] | www.energyagency.at
Für den Inhalt verantwortlich: DI Peter Traupmann |
Gesamtleitung: DDI Marcus Hofmann | Lektorat: 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.
Die Österreichische Energieagentur hat die Inhalte der vorliegenden Publikation mit größter Sorgfalt recherchiert und
dokumentiert. Für die Richtigkeit, Vollständigkeit und Aktualität der Inhalte können wir jedoch keine Gewähr übernehmen.
Zusammenfassung
Ziel dieser Studie war es, gemäß Art. 15 (2) der EU-Energieeffizienzrichtlinie (RL 2012/27/EU) eine Bewertung
der Energieeffizienzpotenziale der Gas- und Strominfrastruktur durchzuführen sowie konkrete Maßnahmen
und Investitionen für die Einführung kostenwirksamer Energieeffizienzverbesserungen zu identifizieren. Der
Hauptfokus im Gasbereich liegt auf den Effizienzpotenzialen der Gas-Fernleitungsnetze sowie der regionalen
Verteilernetze und im Strombereich auf den Übertragungsnetzen (Spannungsebenen 380 kV/220 kV) sowie den
Hochspannungsverteilernetzen (Spannungsebene 110 kV). Punktuelle Betrachtungen wurden ebenfalls für
Mittel- und Niederspannungsverteilernetze durchgeführt.
Neben einer ausführlichen Literaturrecherche wurden relevante betroffene österreichische Netzbetreiber
mittels eines Fragebogens konsultiert. Aus den von den Netzbetreibern gewonnenen Informationen konnten
die Effizienzpotentiale in den Gas-Fernleitungs- und Verteilernetzen sowie im E-Übertragungsnetz und den
Verteilernetzen im Strombereich abgeleitet werden.
Sowohl der Betrieb des österreichischen Strom- als auch der des Gasnetzes erfolgt unter betriebswirtschaftlichen Gesichtspunkten bei gleichzeitiger Einhaltung der geltenden Marktregeln und gesetzlichen
Rahmenbedingungen. Darüber hinaus wird die Betriebsführung durch exogene Faktoren beeinflusst. Im
Hinblick auf die Netzverluste sind beispielhaft für das Strom-Übertragungsnetz vor allem die Teilnahme am
europäischen Verbundnetz und der grenzüberschreitende Stromhandel als exogene Faktoren zu nennen.
Daraus ergeben sich Lastflüsse, die einen effizienten Netzbetrieb beeinflussen können.
Im Jahr 2013 betrugen die Netzverlustmengen im österreichischen Stromnetz laut der Regulierungsbehörde
Energie-Control Austria 3.388 GWh, was bezogen auf die gesamte im Netz transportierte Energie 4,25 %
entspricht. Die Netzverluste teilen sich auf die einzelnen Netzebenen in einem unterschiedlichen Ausmaß auf.
Im Übertragungsnetz auf Netzebene 1 betrugen die Verluste 595 GWh, was ca. 1,4 % der transportierten
elektrischen Energie entspricht. Das zeigt die bereits hohe Effizienz des österreichischen Übertragungsnetzes.
Die größten Potenziale einer weiteren Verlustreduktion im Bereich des Übertragungsnetzes liegen im 380-kVNetzausbau und dem Einsatz effizienter Leistungstransformatoren. Um das theoretische Potenzial eines 380kV-Netzausbaus darzustellen, wurde beispielhaft der Ersatz einer 220-kV-Leitung für ein 98,5 km langes Teil1
stück im Netzabschnitt St. Peter – Salzach – Tauern durch eine 380-kV-Leitung untersucht . Unter der Annahme
eines gleichbleibenden Lastprofils ergibt sich durch den Einsatz einer 380-kV-Leitung eine theoretische
Verlustreduktion von 10.359 MWh bzw. von 66 %. Trotz diesem großen theoretischen Potential zeigt eine
ökonomische Betrachtung, dass ein vorzeitiger Austausch einer bestehenden 220-kV-Freileitung durch eine
380-kV-Freileitung mit dem alleinigen Zweck, die Übertragungsverluste zu reduzieren, nicht ökonomisch
darstellbar ist. Das Ergebnis der dynamischen Amortisationsrechnung zeigt, dass die Amortisationsperiode
deutlich über der durchschnittlichen Nutzungsdauer von 80 Jahren für 380-kV-Freileitungen liegt.
Ein weiteres technisches Potenzial ist durch den Einsatz von verlustarmen Leistungstransformatoren gegeben.
Dabei muss gesagt werden, dass diese seit Jahrzehnten ausgereiften elektrischen Betriebsmittel einen
2
entsprechend hohen Wirkungsgrad aufweisen . Auch hier ist im Übertragungsnetz ein vorzeitiger Austausch
von bestehenden Transformatoren mit der alleinigen Zielsetzung einer Verlustreduktion wirtschaftlich nicht
1
2
Informationen auf Basis von APG.
Mindestwirkungsgrad für neue Leistungstransformatoren > 100 MVA ab 1.1.2015 lt. ERP-RL mehr als 99,737%
darstellbar. Im Falle eines altersbedingten Austauschs von Transformatoren oder einer Neuanschaffung im
Zuge des Netzausbaus liegen andere Rahmenbedingungen vor. Es wurde daher am Beispiel eines 300-MVATransformators eine Amortisationsrechnung durchgeführt. Dabei wurden die Mehrkosten für eine theoretische
Verlustreduktion um 20 % auf Basis von Herstellerangaben abgeschätzt. Die Berechnungen ergaben eine
Amortisationsdauer der Mehrkosten eines verlustarmen Transformators gegenüber einem StandardTransformator von 15 Jahren. Bei einer durchschnittlichen Lebensdauer eines Transformators von ca. 30 bis 40
Jahren lässt sich auf Basis dieser Ergebnisse schlussfolgern, dass sich die Mehrinvestitionen für einen
verlustarmen Transformator in der Regel wirtschaftlich darstellen lassen. Da die Kosten jedoch je nach
Anwendungsfall stark variieren können und hauptsächlich auf den jeweiligen Ausschreibungskriterien der
Netzbetreiber beruhen, kann auf Basis der Ergebnisse dieser Einzeluntersuchung keine Aussage für ein
gesamtösterreichisches Potential abgeleitet werden. Um eine konkretere Aussage treffen zu können, bedarf es
detaillierter Untersuchungen mit Berücksichtigung der jeweiligen spezifischen Rahmenbedingungen für jeden
Anwendungsfall.
Zusammenfassend zeigt sich, dass als wesentliches Entscheidungskriterium der Netzbetreiber in Bezug auf die
Umsetzung von Maßnahmen im Bereich der Netzinfrastruktur die im ElWOG festgelegten gesetzlichen
Verpflichtungen für Übertragungs- bzw. Verteilernetzbetreiber zu nennen sind. Zu den Pflichten des
Übertragungsnetzbetreibers zählt neben der Aufrechterhaltung der Betriebs- und Versorgungssicherheit auch
die Bereitstellung der seitens der Energieerzeuger und -verbraucher geforderten Übertragungskapazitäten.
Investitionsentscheidungen im Netzbereich mit dem alleinigen Zweck, die Netzverluste zu reduzieren, sind, wie
bereits erwähnt, unter den gegebenen Rahmenbedingungen ökonomisch nicht darstellbar. Elektrische
Betriebsmittel werden auf Grund eines altersbedingten Austauschs, im Zuge des Netzausbaus oder einer
Netzverstärkung neu angeschafft. Verlustminimierende Effekte, die mit der Anschaffung effizienter Betriebsmittel einhergehen, stellen im derzeitigen Entscheidungsprozess eine positive Begleiterscheinung dar. Der
aktuelle Netzentwicklungsplan 2013 (NEP 2013) umfasst die erforderlichen Netzausbauprojekte im
Übertragungsnetz der APG im gesetzlich festgelegten zehnjährigen Planungszeitraum von 2014 bis 2023. Im
Rahmen der Studie ergab sich, dass die zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit geplanten
Umsetzungsprojekte gleichzeitig die ökonomisch sinnvolle Verlustreduktion auf Übertragungsnetzebene mit
sich bringen werden.
3
Aus den Informationen der Befragung der Netzbetreiber zeigte sich, dass im Verteilernetz (NE3-7) ca. 94 % der
Verluste anfallen. Die aktuellste Untersuchung im Bereich der Verteilernetze zu diesem Thema stellt das von
der Energie-Control Austria und Oesterreichs Energie beauftragte und vom Unternehmen Consentec GmbH
durchgeführte Gutachten zur „Ermittlung von Verlustanteilen je Netzebene“ dar. Dieses Gutachten aus dem
Jahr 2013 beschreibt in einer Variantenrechnung das theoretische maximale Potenzial zur Verlusteinsparung
(„Idealnetz“). Dabei wird auf allen berücksichtigten Netzebenen (NE3 – NE7) ein hoher Verkabelungsgrad bei
einer gleichzeitigen Querschnittserhöhung und ein vollständiger vorzeitiger Austausch aller in Bestand
befindlichen Transformatoren durch dem heutigen Stand der Technik entsprechende Transformatoren
angenommen. Unter diesen theoretischen Annahmen ergibt sich ein Potenzial zur Verlustreduktion in Bezug
auf das Referenznetz auf Netzebene 7 von 16 %, auf Netzebene 6 von 32 % und auf Netzebene 5 von 44 %. Es
kann davon ausgegangen werden, dass sich langfristig durch Infrastrukturmaßnahmen (Austausch im Fehlerfall
oder altersbedingt, Netzausbau etc.) ein Teil dieses ermittelten Potenzials heben lässt. Kurz- und mittelfristig ist
jedoch ein vorzeitiger Austausch bestehender Transformatoren oder Leitungen, soweit technisch überhaupt
möglich, betriebswirtschaftlich nicht vertretbar (siehe oben).
3
Von 4,25 % der Gesamtverluste.
Obwohl Erdgas sehr oft mit Strom verglichen wird und zweifelsohne Gemeinsamkeiten vorhanden sind, ist
Erdgas in vielen maßgeblichen Kriterien anders. Zum einen steht der fossile Energieträger Erdgas in einem
Wettbewerb mit anderen Energieträgern und zum anderen besitzt Erdgas die Möglichkeit gespeichert zu
werden. Technische Potentiale, um die Effizienz weiter zu erhöhen, bestehen theoretisch in den Bereichen der
Erdgasverdichterantriebe, einer optimalen Erdgasnetzfahrweise im Hinblick auf den Betriebsdruck sowie der
Optimierung von Netzundichtigkeiten und Erdgasvorwärmanlagen.
Ein Großteil des in Österreich verbrauchten Erdgases wird über große Distanzen nach Österreich und in
weiterer Folge in die angrenzenden Länder, vorwiegend Deutschland und Italien, transportiert. Der
erforderliche Druckaufbau in der Rohrleitung – als Konsequenz des durch den Transport bewirkten
Druckabfalles – erfolgt durch Kompressoren. Prinzipiell würde eine Umrüstung der Erdgaskompressoren von in
Betrieb befindlichen Erdgasturbinenantrieben auf E-Motoren zu einer Effizienzsteigerung führen, welche aber
vor Ende der Lebensdauer unter den derzeitigen Rahmenbedingungen betriebswirtschaftlich nicht sinnvoll ist.
Die Entscheidung zu Gunsten eines E-Motorkompressorantriebs (anstatt der Erdgasturbine) kann sich zum
Zeitpunkt des erforderlichen Tausches der Erdgasturbinen (am Ende der technischen Lebenszeit einer
Erdgasturbine, alle 40.000 – 60.000 Betriebsstunden) auch aus betriebswirtschaftlicher Perspektive als sinnvoll
erweisen. Dazu muss aber auch der benötigte Netzzugang für eine entsprechende elektrische Versorgung der
Kompressorstationen gegeben bzw. möglich sein.
Der aus der Sicht der Druckverlustoptimierung optimale Betrieb des Erdgasnetzes hat einen wesentlichen
Einfluss auf die Energieeffizienz, da dadurch der Kompressionsenergiebedarf minimiert wird. Der sichere und
leistungsfähige Betrieb obliegt dem jeweiligen Netzbetreiber, wobei dem Marktgebietsmanager die
Koordinierung der Netzsteuerung und der Einsatz des Netzpuffers sowie der Abruf der physikalischen
Ausgleichsenergie – im Zusammenwirken mit dem Verteilergebietsmanager – übertragen sind. Die Gasflusssteuerung im Verteilergebiet wird durch den Verteilergebietsmanager bewerkstelligt. Der Marktgebietsmanager und der Verteilergebietsmanager haben in enger Zusammenarbeit die Pflicht, das Erdgasnetz so zu
koordinieren, dass insbesondere den Anforderungen des Ausgleichsenergieregimes Genüge getan wird. Dies
muss unter der Einbeziehung der Nominierungs- und Re-Nominierungsregeln geschehen. Diese Anforderung
bedeutet, dass eine hohe Nutzung des Netzpuffers – unter Berücksichtigung der Netzkopplungsverträge sowie
der Operational Balancing Agreements – im Vordergrund steht, selbstverständlich unter Einhaltung der
Kriterien eines sicheren und zuverlässigen Netzbetriebes. Unter anderem muss darauf geachtet werden, dass
der Einsatz von Regelenergie effizient erfolgt und der Abruf von physischer Ausgleichsenergie minimiert wird.
Diese Anforderungen bewirken, dass das System nicht immer nach Energieeffizienzgesichtspunkten geführt
werden kann, sondern dass übergeordnete, systemimmanente Anforderungen erfüllt werden müssen. Dies
bedeutet allerdings nicht, dass der energieeffiziente Betrieb vernachlässigt wird, sondern dass es
systembedingt zeitweise notwendig ist, die Energieeffizienzkriterien unterzuordnen.
Bei der Übergabe des Erdgases aus vorgelagerten Rohrleitungen – welche mit einem höheren Druck betrieben
werden – in nachgelagerte Rohrleitungen mit geringerem Betriebsdruck, wird der Druck reduziert. Durch
diesen Druckabfall sinkt auch die Temperatur des Erdgases. Um die Drucktaupunkttemperatur nicht zu
unterschreiten und somit das Ausscheiden von Kondensaten aus dem Erdgas zu verhindern, wird das Erdgas bei
Bedarf vor der Druckreduzierung erwärmt. Netzbetreiber sind sowohl aus Eigeninteresse wie auch aufgrund
der restriktiven Handhabung durch die Energieregulierungsbehörde im Zuge von Kostenfeststellungsverfahren
angehalten, den Eigenverbrauch gering zu halten und folglich ihre Druckreduzierstationen (Erdgasvorwärmung)
energieeffizient zu betreiben. Wegen der teilweise stark schwankenden Gasabnahme ist es relativ schwierig,
über den gesamten Einsatzbereich einen sehr guten Wirkungsgrad – insbesondere der Wärmebereitstellungs-
vorrichtung – zu erreichen. Um einen guten Wirkungsgrad zu erzielen, wird bei den meisten betroffenen
Netzbetreibern eine gleitende Wärmebereitstellung durchgeführt und der Einsatz der Brennwerttechnologie
forciert. Somit kann beim Betrieb der Druckreduzierstationen keine bedeutende Energieeffizienzsteigerung
erwartet werden.
Erdgas, welches durch Netzundichtigkeiten, Reparaturarbeiten und Molchungen verloren geht, muss
kompensiert werden – somit haben diese Netzverluste einen Einfluss auf die Energieeffizienz des Erdgasnetzes.
Ebenso wird – ein wichtiger Nebeneffekt – die Emission von Treibhausgasen vermindert.
Obwohl die Netzundichtigkeiten wie auch die Verluste durch Reparaturen vom Alter des Netzes, den
verwendeten Materialien und dem Verwendungszweck des Netzes (Fernleitungen, regionale Verteilerleitungen
oder Verteilerleitungen) abhängen, kann – insbesondere – aufgrund von behördlichen Vorgaben selbst bei
relativ alten Netze die Aussage getroffen werden, dass die Netzundichtigkeiten und die durch Reparaturen und
Molchungen hervorgerufenen Verluste gering sind. Maßnahmen zur Verminderung dieser Verluste lassen
daher keine so bedeutende Energieeffizienzsteigerung erwarten, dass sie betriebswirtschaftlich gerechtfertigt
wären.
Im Hinblick auf Verteilerleitungen ist festzustellen, dass eine Energieeffizienzsteigerung – bedingt durch die
Reduktion der Netzundichtigkeiten und durch die Verminderung der durch Reparaturarbeiten hervorgerufenen
Erdgasverluste – ebenfalls nicht wirtschaftlich ist. Dies auch unter dem Aspekt, dass Erweiterungsarbeiten
mittels „Hot Tapping“ bereits derzeit bei laufendem Betrieb durchgeführt und dadurch Erdgasverluste reduziert
werden. Es ist davon auszugehen, dass Sanierungsprogramme – welche aus Sicherheitsgründen und zur
Vermeidung von Störungsunterbrechungen, insbesondere in alten Netzen, erforderlich sind (sein werden) –
geringe Energieeffizienzsteigerungen als „Nebeneffekt“ nach sich ziehen werden.
Inhaltsverzeichnis
1
2
3
EINLEITUNG
METHODIK
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
9
10
11
3.1
Anforderungen an die Strominfrastruktur
11
3.2
Netzverluste
11
3.2.1
Kategorisierung der Netzverluste
11
3.2.2
Netzverluste im österreichischen Stromnetz
13
3.2.3
Gesetzliche Vorgaben der Netzbetreiber
13
3.2.4
Beschaffung der Verlustenergiemengen
14
3.2.5
Jahreszeitliche Darstellung der Verlustenergiemengen
15
3.2.6
Informationen der Netzbetreiber
16
3.2.7
Europäischer Vergleich der Netzverluste
19
3.2.8
Exogene Faktoren mit Einfluss auf die Netzverluste
20
3.3
Stromnetz Österreich
21
3.3.1
Energieverteilung
21
3.3.2
Struktur des Stromnetzes
23
3.3.3
Umspann- und Schaltanlagen
24
3.4
Übertragungstechnologien
25
3.4.1
Grundlagen der Drehstrom-Übertragungsverluste
25
3.4.2
Hochspannungsdrehstromübertragung mittels Freileitung
26
3.4.3
Höchstspannungskabel
30
3.4.4
Weitere Übertragungstechnologien
32
3.5
Transformatoren
34
3.5.1
Kategorisierung von Transformatoren
34
3.5.2
Verlustquellen des Transformators
36
3.5.3
Europäische Richtlinien in Bezug auf Transformatoren
37
3.6
Effizienzpotenziale im Übertragungsnetz
37
3.6.1
Potenzialabschätzung 380-kV-Netz
38
3.6.2
Ökonomische Betrachtung von Übertragungstechnologien
40
3.6.3
Potenzialabschätzung durch Einsatz energieeffizienter Transformatoren
45
3.6.4
Verlustdarstellung von Transformatoren im Übertragungsnetz
46
3.6.5
Ökonomische Bewertung von Transformatoren
47
3.6.6
Lastmanagement
48
3.7
Netzentwicklungsprojekte der APG mit Einfluss auf die Energieeffizienz
50
3.8
Qualitative Beschreibung der Effizienzpotenziale im Verteilernetz
53
3.8.1
Methodik
53
3.8.2
Annahmen
53
3.8.3
Ergebnisse
56
4
BEWERTUNG DER ERDGASINFRASTRUKTUR
4.1
Kurzdarstellung des österreichischen Erdgasmarktes
58
58
4.2
Informationen der Netzbetreiber sowie des Markt- und Verteilergebietsmanagers
61
4.3
Betrieb des Rohrleitungssystems aus dem Blickwinkel der Energieeffizienz
61
4.3.1
Technische Grundlagen
61
4.3.2
Gesetzliche Vorgaben für den Netzbetrieb
67
4.3.3
Potenzielle Auswirkungen der gesetzlichen Rahmenbedingungen auf die Energieeffizienzziele
68
4.3.4
Kapazitätsengpässe
68
4.4
Betrieb der Druckreduzierstationen aus dem Blickwinkel der Energieeffizienz
69
4.4.1
Technische Beschreibung
69
4.4.2
Potenzielle Auswirkungen der Anlagenkonfiguration bzw. der technischen Regelwerke auf die
Energieeffizienzziele
70
4.5
Netzverluste durch Netzundichtigkeiten bzw. Reparaturarbeiten
71
4.6
Kompressorantriebe bzw. Kompressorstationen aus der Energieeffizienzperspektive
72
4.6.1
Beschreibung der Auswahlkriterien betreffend Kompressorantriebsart
72
4.6.2
Darstellung betriebswirtschaftlicher Entscheidungsprozesse
74
5
6
7
LITERATURVERZEICHNIS
ABBILDUNGSVERZEICHNIS
TABELLENVERZEICHNIS
85
87
89
EINLEITUNG
1 Einleitung
Gemäß Art. 15 (2) der EU-Energieeffizienzrichtlinie (RL 2012/27/EU) haben Mitgliedstaaten bis 30. Juni 2015
dafür zu sorgen, dass eine Bewertung der Energieeffizienzpotenziale der Gas- und Strominfrastruktur
durchgeführt sowie Maßnahmen und Investitionen für die Einführung kostenwirksamer Energieeffizienzverbesserungen bezüglich der Netzinfrastruktur mit einem Zeitplan für ihre Einführung bestimmt werden.
Die Österreichische Energieagentur wurde vom Bundesministerium für Wissenschaft, Forschung und Wirtschaft
beauftragt, eine Studie zu erstellen, in der die für die Erfüllung der Berichtspflichten Österreichs hinsichtlich
RL 2012/27/EU, Artikel 15 (2) erforderlichen Daten und Inhalte erarbeitet und dargestellt werden.
Da die Themengebiete der Studie in Bereichen liegen, die zu den Kernkompetenzen der Strom- und Gasnetzbetreiber zählen, wurde der Ansatz gewählt, diese und auch ihre Interessenvertretungen in die Erarbeitung der
Inhalte einzubinden. Damit soll sichergestellt werden, dass die entsprechenden Strategien, Ansätze und
Erfahrungen der Netzbetreiber bei der Erarbeitung der Studie angemessen berücksichtigt werden.
9
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
2 Methodik
Der Hauptfokus der Studie liegt im Gasbereich auf den Effizienzpotenzialen der Gas-Fernleitungsnetze sowie
der regionalen Verteilernetze und im Strombereich auf den Übertragungsnetzen (Spannungsebenen 380 kV /
220 kV) sowie den Hochspannungsverteilernetzen (Spannungsebene 110 kV). Punktuelle Betrachtungen
wurden ebenfalls für Mittel- und Niederspannungsverteilernetze durchgeführt.
Neben einer ausführlichen Literaturrecherche wurden für die erforderlichen Erhebungen und Ausarbeitungen
für eine Darstellung möglicher Effizienzpotenziale im österreichischen Übertragungs- und Verteilernetz
relevante betroffene österreichische Netzbetreiber konsultiert. Zu diesem Zweck wurde ein Fragebogen
erarbeitet, der sämtliche Aspekte des Art. 15 (2) der RL 2012/27/EU abdeckt. Dieser Fragebogen wurde an
relevante Netzbetreiber und Interessenverbände verschickt, um die zur Bewertung der Effizienzpotenziale
erforderlichen Informationen zu erheben und die praktischen Erfahrungen, Ansätze und geplanten
Maßnahmen der Netzbetreiber in die Studie einfließen zu lassen. Die Fragebögen für Strom- und Gasnetzbetreiber wurden dem Anhang beigefügt.
Aus den von den Netzbetreibern gewonnenen Informationen konnten die Netzverluste in den GasFernleitungs- und Verteilernetzen sowie im elektrischen Übertragungsnetz und den Verteilernetzen im
Strombereich abgeleitet werden. Darauf aufbauend wurden für diese Bereiche Maßnahmen identifiziert, um
mögliche Effizienzpotenziale zu bestimmen. Zur Verbesserung der Qualität der Daten wurden im Anschluss an
die Auswertung der Fragebögen mit ausgewählten Netzbetreibern Direktgespräche geführt. Die Auswahl der
Netzbetreiber erfolgte im Hinblick darauf, einen repräsentativen Querschnitt hinsichtlich der betriebenen
Netzebenen zu erhalten.
Die Ergebnisse der Direktgespräche wurden in einem weiteren Schritt dazu verwendet, die Ergebnisse der
Fragebögen zu plausibilisieren und gegebenenfalls zu interpretieren. Danach wurden aus sämtlichen
vorliegenden Informationen die möglichen Energieeffizienzpotenziale abgeleitet und bewertet. Für eine
Kostenbewertung wurden Richtwerte von Anschaffungskosten elektrischer Betriebsmittel von renommierten
Herstellern eingeholt. Die Ergebnisse der Bewertung der Effizienzpotenziale wurden den jeweiligen
Interessenvertretungen (Österreichs Energie und Fachverband Gas Wärme) vorgestellt und mit deren Experten
diskutiert und finalisiert.
10
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
3 Bewertung der Strominfrastruktur
3.1 Anforderungen an die Strominfrastruktur
Eine grundsätzliche Zielsetzung der österreichischen Stromversorgung besteht darin, der österreichischen
Bevölkerung und Wirtschaft kostengünstig elektrische Energie in hoher Qualität zur Verfügung zu stellen.
4
Dazu wurden im ElWOG Rahmenbedingungen auf gesetzlicher Ebene geschaffen, um die Netz- und
Versorgungssicherheit zu erhöhen und nachhaltig zu gewährleisten.
Die Netzbetreiber unterliegen gemäß dem ElWOG – und seinen Ausführungsgesetzen – gemeinwirtschaftlichen
Verpflichtungen im Allgemeininteresse. Dazu zählt unter anderem die Errichtung und Erhaltung einer für die
inländische Elektrizitätsversorgung oder für die Erfüllung völkerrechtlicher Verpflichtungen ausreichenden
Netzinfrastruktur.
Zur Sicherstellung einer hohen Versorgungssicherheit und Versorgungszuverlässigkeit für die Endkunden ist die
Verfügbarkeit einer effizienten Strominfrastruktur erforderlich. Eine sichere Stromversorgung erfordert neben
jederzeit ausreichenden Erzeugungskapazitäten zur Deckung des momentanen Strombedarfs auch
ausreichende Netzkapazitäten zur Übertragung und Verteilung der elektrischen Energie. Zusätzlich sind
Netzkapazitäten für grenzüberschreitende Stromlieferungen und Vorkehrungen für die Erbringung von
Systemdienstleistungen- wie der Leistungsfrequenzregelung erforderlich.
3.2 Netzverluste
Die Übertragung und Verteilung von elektrischer Energie von den Erzeugungsanlagen zu den Endkunden ist mit
Verlusten verbunden. Nach ÖNORM M 7102 ist der Begriff Netzverluste eine „Sammelbezeichnung für die
eingespeiste elektrische Energie, die in einem Netz nach Abzug des Eigenverbrauchs des Netzes nicht mehr für
die Nutzung zur Verfügung steht“ (ÖNORM M 7102). Aus Gründen eines wirtschaftlichen, umweltverträglichen
und zuverlässigen Betriebs des Stromnetzes liegt es im Interesse der jeweiligen Netzbetreiber, die Verluste
ihrer Netze möglichst gering zu halten.
Die Kosten, die dem Netzbetreiber für die transparente und diskriminierungsfreie Beschaffung von
angemessenen Energiemengen zum Ausgleich der physikalischen Netzverluste entstehen, werden ihm im über
das Netzverlustentgelt abgegolten (§ 53 Abs. 1 ElWOG). Die Höhe des Netzverlustentgelts wird von der
Regulierungsbehörde durch Verordnung bestimmt.
3.2.1 Kategorisierung der Netzverluste
Die gesamten Verluste in einem Elektrizitätsnetz setzen sich aus mehreren Komponenten zusammen, die
verschiedene Ursachen haben. Eine Kategorisierung der Netzverluste nach ihren Ursachen wurde in (Fickert
2009) durchgeführt. Diese ist in Abbildung 1 dargestellt. Es wird dabei grundsätzlich zwischen technischen und
nichttechnischen Netzverlusten unterschieden.
4
Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz 2010 und Energie-Control Gesetz, BGBl I 110/2010
11
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Nichttechnische Verluste entstehen durch Datenverarbeitungsfehler wie zum Beispiel durch defekte
Zähleinrichtungen und falsche Ablesungen sowie durch Stromdiebstahl, welcher in einigen EU-Mitgliedstaaten
einen erheblichen Anteil der Netzverluste ausmacht.
In modernen Stromnetzen, wie sie in Österreich vorhanden sind, bestehen die Verluste überwiegend aus
technischen Verlusten, die sich weiter in lastabhängige wie auch lastunabhängige Verluste unterteilen lassen.
Abbildung 1: Übersicht Kategorisierung der Netzverluste
Lastunabhängige Verluste, auch als Leerlaufverluste bezeichnet, treten immer dann auf, wenn das Netz unter
Spannung steht. Ihre Größe hängt von der Höhe der Betriebsspannung ab und ist von der Höhe der
Netzbelastung vollkommen unabhängig. Zu den lastunabhängigen Verlusten gehören die durch Magnetisierung
hervorgerufenen Eisenverluste bei Transformatoren, bei den Freileitungen die Verluste durch Ableitung an den
Isolatoren (Leckverluste) sowie durch Abstrahlung (Korona), bei den Kabeln und Kondensatoren die
dielektrischen Verluste sowie die Verluste in Mess- und Sicherheitseinrichtungen (Zebisch 1959).
Lastabhängige Verluste treten zusätzlich zu den lastunabhängigen Verlusten auf, wenn das Netz belastet wird
Die Höhe der Verluste hängt quadratisch von der Stromstärke ab, welche sich als ohmsche Verlustwärme in
den jeweiligen Betriebsmitteln äußert. Zu dieser Kategorie zählen die Stromwärmeverluste (Kupferverluste) in
Freileitungen, Kabeln und den Transformatoren. Auch die Verluste in den Stromspulen der wattmetrischen
Instrumente, in Amperemetern und die Kupferverluste in den Klingeltrafos und Wandlern gehören in diese
12
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
Gruppe, sind aber größenordnungsmäßig vernachlässigbar gering. Den lastabhängigen Verlusten ist schließlich
noch die Antriebsleistung (bzw. -arbeit) der zu den Transformatoren gehörigen Hilfsmaschinen (Lüfter und
Pumpen) zuzurechnen (Zebisch 1959).
3.2.2 Netzverluste im österreichischen Stromnetz
Die Netzverluste teilen sich auf die einzelnen Netzebenen – bestimmte Teilbereiche der Netze – in einem
unterschiedlichen Ausmaß auf. In Österreich sind sieben Netzebenen vorhanden, die an Hand des
Spannungsniveaus im Sinne des Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetzes (ElWOG) unterschiedlich
klassifiziert werden. Die Netzebenen gemäß § 63 ElWOG sind:

Netzebene 1: Höchstspannung(380 kV und 220 kV, einschließlich 380/220-kV-Umspannung)

Netzebene 2: Umspannung von Höchst- zu Hochspannung

Netzebene 3: Hochspannung (110 kV, einschließlich Anlagen mit einer Betriebsspannung zwischen
mehr als 36kV und 220kV

Netzebene 4: Umspannung von Hoch- zu Mittelspannung

Netzebene 5: Mittelspannung ( mit einer Betriebsspannung zwischen mehr als 1 kV bis einschließlich
36 kV sowie Zwischenspannungen)

Netzebene 6: Umspannung von Mittel- zu Niederspannung

Netzebene 7: Niederspannung (1kV und darunter)
Eine eindeutige Zuordnung der Verluste auf einzelne Netzebenen ist durch fehlende flächendeckende
Messeinrichtungen herausfordernd. In der Höchstspannungsebene (380kV/220kV) und teilweise der
Hochspannungsebene (110kV) sind ausreichende Messeinrichtungen für eine Verlustbestimmung, bezogen auf
die Gesamtenergiebilanz vorhanden. Die Verlustmengen werden dabei üblicherweise durch die Bildung der
Differenz zwischen Energieaufbringung und Energieabgabe bestimmt. Die konkrete Lastverteilung innerhalb
des Netzes und die damit verbundenen Verluste pro Netzabschnitt können dabei noch nicht erfasst werden.
Darunter liegende Netzebenen stellen infolge der großen Anzahl von Netzkomponenten, der teilweise stark
unterschiedlichen Strukturen und der oft nicht vollständig vorhandenen Datengrundlage eine besondere
Herausforderung hinsichtlich der Verlustbestimmung dar. In den meisten Fällen werden hierbei mit Hilfe von
Netzberechnungsprogrammen die Verlustmengen bestimmt. Unter Berücksichtigung der aktuellen
Entwicklungen im Bereich „Smart Grids“ und dem fortschreitenden Rollout von Intelligenten Messgeräten
(Smart Meters) wird in Zukunft detaillierteres Datenmaterial hinsichtlich auftretender Lasten im
Niederspannungsnetz zur Verfügung stehen.
3.2.3 Gesetzliche Vorgaben der Netzbetreiber
Durch die Umsetzung des 3. EU-Liberalisierungspaketes wurde die Austrian Power Grid AG 2012 zum
Regelzonenführer des österreichischen Übertragungsnetzes ernannt. Als Betreiber der Übertragungsnetze ist
die APG nach § 23 des Elektrizitätswirtschafts-und-organisationsgesetzes (ElWOG) 2014 unter anderem dazu
verpflichtet:
„1. das von ihnen betriebene System sicher, zuverlässig, leistungsfähig und unter Bedachtnahme auf den
Umweltschutz zu betreiben und zu erhalten;
…
13
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
8. durch entsprechende Übertragungskapazität und Zuverlässigkeit des Netzes einen Beitrag zur
Versorgungssicherheit zu leisten;
….
11. Engpässe im Netz zu ermitteln und Maßnahmen zu setzen, um Engpässe zu vermeiden oder zu beseitigen
sowie die Versorgungssicherheit aufrecht zu erhalten.“
Die Betriebssicherheit elektrischer Energieversorgungssysteme wird als die Fähigkeit des Systems definiert,
ungeplante Ausfälle und unvorhergesehene Störungen im Betrieb ohne Versorgungsunterbrechung und ohne
Verletzung von Sicherheitskriterien zu überstehen. Eines der wichtigsten Sicherheitskriterien für den
Übertragungsnetzbetrieb stellt das (n-1)-Kriterium dar, welches in den Technischen und Organisatorischen
Regeln für die Betreiber und Benutzer von Netzen detailliert beschrieben ist. Das (n-1)-Kriterium definiert, dass
der einfache ungeplante Ausfall eines Leitungssystems oder eines Transformators in Höchstspannungsübertragungsnetzen zu keinem weiteren Ausfall bzw. keiner Verletzung von weiteren Sicherheitskriterien
führen darf. Weitere Sicherheitskriterien werden z.B. durch die maximalen Leitungsübertragungskapazitäten
Sn [MVA] oder durch die zulässigen Abweichungen der Betriebsspannung U max und Umin von der Nennspannung
Un [kV] bestimmt.
3.2.4 Beschaffung der Verlustenergiemengen
Durch die Liberalisierung des Strommarktes und der damit verbundenen Regulierung des Netzbereiches wird
die Höhe der Abgeltung für Netzverluste in Österreich von der Regulierungsbehörde (E-Control, Bilanz der
elektrischen Energie in Österreich 2013) bestimmt. Für den Ausgleich der Verlustmengen jedoch sind die
Netzbetreiber verantwortlich. Auf Basis einer Einigung zwischen Oesterreichs Energie und der Regulierungsbehörde E-Control wurde vertraglich festgelegt, dass seit 2011 die Austrian Power Grid AG (APG) anfallende
Netzverlustenergiemengen zentral für folgende Netzbetreiber beschafft. Die genannten Netzbetreiber
ihrerseits beziehen in der Regel wiederum Verlustenergie für unterlagerte Verteilernetzbetreiber.
Teilnehmer der gemeinsamen Verlustenergiebeschaffung laut (APG 2014):
14

Austrian Power Grid AG

Energie AG Oberösterreich Netz GmbH

Energie Klagenfurt GmbH

Energie Ried Gesellschaft m.b.H.

EVN Netz GmbH

KNG-Kärnten Netz GmbH

Linz Strom Netz GmbH

Netz Burgenland Strom GmbH

Salzburg Netz GmbH

Stadtwerke Kapfenberg GmbH

Stromnetz Steiermark GmbH

TIWAG-Netz AG

Vorarlberger Energienetze GmbH

Wels Strom GmbH

Wiener Netze GmbH
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
Für das Jahr 2014 beträgt der Anteil an Verlustenergie, der durch die APG beschafft wird, voraussichtlich ca.
97 % der Netzverluste Österreichs. In Summe beschafft die APG somit jährlich rund 3 TWh zur Deckung der
Netzverluste (APG 2014).
3.2.5 Jahreszeitliche Darstellung der Verlustenergiemengen
Im Jahr 2013 betrugen die Netzverlustmengen in Österreich laut der Regulierungsbehörde E-Control
6
3.388 GWh. Das entspricht bezogen auf die im Netz gesamte transportierte Energie 4,25 %.
5
Abbildung 2 zeigt die Entwicklung der Netzverluste. Seit dem Jahr 2000 ist ein Anstieg der gesamten
transportierten Energie (ca. 25 % zu 2013) bei einer gleichzeitigen leichten Reduktion der Netzverluste (ca. -5 %
zu 2013) zu verzeichnen. Im Mittel betragen die Netzverluste seit dem Jahr 2000 ca. 4,58 %. Der kurzfristige
Anstieg der Netzverluste im Jahr 2001 auf 5,39 % kann unter anderem durch die vollständige Öffnung des
Strommarktes in Österreich erklärt werden, die von großen technischen und organisatorischen Änderungen für
die Marktteilnehmer begleitet wurde.
Transportierte elektrische Energie [GWh]
Netzverluste und transportierte
Energie
6,00%
120.000
5,00%
100.000
4,00%
80.000
60.000
3,00%
40.000
2,00%
20.000
1,00%
0
0,00%
Transportierte
elektrische Energie
Netzverluste
2000200220042006200820102012
Jahre
Abbildung 2: Netzverluste und Inlandsstromverbrauch in Österreich, nach (E-Control, Bilanz der elektrischen Energie in
Österreich 2013)
Die in Abbildung 2 dargestellte positive Entwicklung der Netzverluste ist auf die in Österreich technisch
ausgereifte Netzinfrastruktur und deren kontinuierlichen Ausbau und Modernisierung zurückzuführen. Im Jahr
2013 betrug die auf NE 1 transportierte Energie 43.137 GWh und somit ca. 54 % der gesamten transportierten
Energie. Die im Übertragungsnetz auf Netzebene 1 angefallenen Verluste betrugen 595 GWh, was ca. 1,4 % der
transportierten Energie entspricht. Das zeigt die hohe Effizienz, Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit des
österreichischen Übertragungsnetzes. Durch die Umsetzung des dritten Energiemarkt-Liberalisierungspakets
der EU in Österreich wurde die APG im Jahr 2012 zum Regelzonenführer für ganz Österreich und somit mit dem
Betrieb des gesamten Hoch- und Höchstspannungsnetzes beauftragt. Der geplante Ausbau des 380-kV-Netzes
5
Die gesamte transportierte Energie 2013 betrug 79.804 GWh (Abgabe an Endverbraucher, inkl. Pumpstrom und physikalische Exporte),
E-Control, Bilanz der elektrischen Energie in Österreich, Öffentliches Netz, 2013
6
Abgabe an Endverbraucher, inkl. Pumpstrom und physikalische Exporte.
15
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
durch die APG wird auch in Zukunft dazu führen, die Effizienz des Stromnetzes weiter zu erhöhen bzw.
beizubehalten.
3.2.6 Informationen der Netzbetreiber
Im Zuge der vorliegenden Studie wurden mittels eines Fragebogens von ausgewählten Netzbetreibern in
Österreich Informationen über das jeweilige Stromnetz eingeholt. Dieser Fragebogen wurde an relevante
Netzbetreiber verschickt, um die zur Bewertung der Effizienzpotenziale erforderlichen Informationen zu
erheben und die praktischen Erfahrungen, Ansätze und geplanten Maßnahmen der Netzbetreiber in die Studie
einfließen zu lassen.
Die Themenbereiche des Fragebogens umfassten:

Angabe der Netzverluste

Angaben zur Netzstruktur (Umspanner und Transformatoren, Freileitungen und Kabel)

Angaben Infrastrukturprojekte

Angaben zu eingesetzten Spannungsniveaus auf Verteilnetzebene

Angaben zu Smart Grids (Smart Meter, Laststeuerung)

Angaben zur Einspeisung dezentraler Erzeugungsanlagen
Die wesentlichen Ergebnisse der Befragung wurden in alle Kapiteln der vorliegenden Studie eingearbeitet. Die
Vorlage des Fragebogens wurde dem Anhang beigefügt. Im Folgenden werden die Informationen zu den
ausgewiesenen Netzverlusten in aggregierter Form dargestellt.
Insgesamt wurde der Fragebogen an zehn Netzbetreiber versendet und von neun Netzbetreibern beantwortet.
Die angeführten Netzbetreiber stellen bezogen auf die Systemlänge des Stromnetzes in Österreich einen Anteil
von ca. 75 % dar, wodurch trotz der eingeschränkten Stichprobe repräsentative Aussagen möglich sind. Dabei
beträgt der Anteil am Übertragungsnetz ca. 97 % und der Anteil am Verteilernetz ca. 74 %.
7
Tabelle 1 enthält eine Gegenüberstellung der durch die Netzbetreiber ausgewiesenen Netzverluste . Die
Netzverluste werden bei einer Mehrheit der Netzbetreiber über eigene Berechnungsmodelle oder durch
bilanzielle Abgrenzung rechnerisch ermittelt. Bilanzielle Abgrenzung bedeutet, dass Netzbetreiber über einen
bestimmten Zeitraum die gemessenen Einspeisungen und Importe den gemessenen Abgaben und Exporten
gegenüberstellen und die daraus resultierende Differenz als Verlustmenge darstellen. Diese so ermittelte
Verlustmenge umfasst daher nicht nur technische Verluste, sondern auch nicht-technische Verluste.
Tabelle 1: Gesamtnetzverluste ausgewählter Netzbetreiber
Netzbetreiber
Netzverluste [%]
Netzbetreiber 1
4,60 %
Netzbetreiber 2
4,55 %
Netzbetreiber 3
3,40 %
Netzbetreiber 4
4,22 %
Netzbetreiber 5
4,15 %
Netzbetreiber 6
5,34 %
7
Bezogen auf die gesamte transportierte Energie (Abgabe an Endverbraucher, inkl. Pumpstrom und physikalische Exporte) im Jahr 2013.
16
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
Netzbetreiber 7
2,80 %
Netzbetreiber 8
2,35 %
Netzbetreiber 9
1,93 %
Median Netzbetreiber
4,15 %
Durch die teilweise großen strukturellen Unterschiede der einzelnen Netze ist ein direkter Vergleich der
Verlustangaben zwischen den einzelnen Netzbetreibern nicht zulässig. Dennoch zeigt sich, dass der Median der
Angaben bei ca. 4,15 % liegt. Dieser Wert scheint auch auf Grund des Vergleichs mit den im vorherigen Kapitel
aufgezeigten Gesamtverlusten von 4,25 % als plausibel. Bei Netzbetreiber 9 handelt es sich um einen reinen
Übertragungsnetzbetreiber und bei Netzbetreiber 6 um einen fast ausschließlichen Verteilernetzbetreiber
(NE5-7 ca. 96 %) – das erklärt die hohen Abweichungen zum Median. Die Abweichungen der Angaben der
Netzbetreiber 3,7 und 8 sind ohne detailliertere Betrachtung der Netzstrukturen nicht zu erklären.
Um ein besseres Verständnis über das Entstehen der Netzverluste zu erlangen, wurde durch den Fragebogen
um eine Aufteilung der Gesamtverluste auf die einzelnen Netzebenen gebeten. Damit wurde bezweckt, jene
Netzebenen zu identifizieren, bei denen anteilsmäßig die größten Verluste auftreten und somit ebenfalls die
größten Effizienzpotenziale bestehen. Diese Aufteilung der Verluste auf die einzelnen Netzebenen ist, wie
bereits erwähnt, durch teilweise mangelnde Datengrundlage vor allem auf Verteilernetzebene herausfordernd.
In der folgenden Tabelle 2 werden die durch die Netzbetreiber ausgewiesenen prozentualen Verlustanteile je
Netzebene bezogen auf die bereits erwähnten Gesamtnetzverluste angeführt. Bei der Erhebung der Daten
wurde von allen Netzbetreibern darauf hingewiesen, dass die Aufteilung der Verlustanteile auf einer
Abschätzung basiert. Auf Grund dessen und des Umstandes, dass zwischen den einzelnen Netzbetreibern zum
Teil große strukturelle Unterschiede der Netze bestehen, ist – wie bereits bei den Gesamtverlusten – kein
direkter Vergleich der Angaben zwischen den einzelnen Netzbetreibern möglich. Zum Vergleich wurden zu den
Angaben der Netzbetreiber die Ergebnisse der Literaturrecherche zu diesem Thema ergänzt. Dabei wurden die
Informationen von zwei wesentlichen Gutachten mit dem Zweck der Festlegung der prozentualen
Verlustanteile pro Netzebene als Vergleichswerte angeführt.
Das erste Gutachten „Gestaltung der Systemnutzungstarife“ von (Haubrich und Swoboda 1998) wurde im
Auftrag des damaligen Bundesministeriums für wirtschaftliche Angelegenheiten durchgeführt. In dem
Gutachten wurden Grobabschätzungen zur Aufteilung der Verluste von Netzbetriebsmitteln in
belastungsabhängige und -unabhängige Verlustanteile bei plausibel angenommenen Belastungsgraden
durchgeführt. Darauf aufbauend wurden durchschnittliche Netzverluste in den Netzebenen 3 bis 7, bezogen
auf die jeweilige Energieabgabe aus der Ebene ermittelt. Die Datengrundlage dazu wurde, ähnlich wie zu dieser
Studie, durch Direktgespräche mit Netzbetreibern (damals noch Energieversorgungsunternehmen) gewonnen.
Sie werden bis heute für eine Abschätzung der prozentualen Aufteilung der Verlustanteile pro Netzebene
verwendet. Die Angaben sind in Tabelle 2 als Vergleichswerte angeführt.
Das zweite Gutachten zur „Ermittlung von Verlustanteilen je Netzebene“ wurde von dem Unternehmen
(Consentec 2013) im Auftrag von Energie-Control Austria und Oesterreichs Energie durchgeführt. Im Vergleich
zu dem Gutachten von Haubrich & Swoboda wurde durch Consentec ein modellbasierter Ansatz gewählt, um
die Netzverluste je Netzebene rechnerisch zu bestimmen (Bottom-Up-Ansatz). Eine detailliertere Beschreibung
des Gutachtens und dessen Ergebnissen wird in Kapitel 3.8 gegeben.
17
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Tabelle 2: Verlustanteile pro Netzebene
Unternehmen
NE1
NE2
NE3
NE4
NE5
NE6
NE7
Netzbetreiber 1
-
-
15,21 %
4,3 %
10,8 %
13,04 %
56,52 %
Netzbetreiber 2
8,00%
12,00 %
12,00 %
21,00 %
21,00 %
18,00 %
9,00 %
Netzbetreiber 3
-
12,10 %
18,00 %
7,10 %
17,70 %
14,30 %
30,80 %
Netzbetreiber 4
-
-
23,00 %
9,00 %
26,00 %
12,00 %
30,00 %
Netzbetreiber 5
k.A.
k.A.
k.A.
k.A.
k.A.
k.A.
k.A.
Netzbetreiber 6
7,00 %
3,30 %
7,40 %
6,70 %
9,10 %
28,00 %
38,50 %
Netzbetreiber 7
-
-
33,00 %
10,00 %
13,00 %
18,00 %
25,00 %
Netzbetreiber 8
-
-
17,90 %
7,60 %
21,60 %
25,40 %
27,50 %
Netzbetreiber 9
73,00 %
17,00 %
11,00 %
Haubrich & Svoboda
-
-
12,9 %
8%
16,12 %
19,35 %
43,54 %
Consentec
-
-
10,29 %
5,88 %
14,70 %
20,58 %
48,52 %
29,33 %
11,10 %
17,19 %
9,39 %
17,03 %
18,39 %
31,05 %
2,14 %
3,91 %
18,07 %
9,39 %
17,03 %
18,39 %
31,05 %
Mittelwert
Netzbetreiber
% Anteil pro
Netzebene an
Gesamtverlusten
(exkl. NB9)
8
Ein Netzbetreiber hat keine Angaben zur Aufteilung der Netzverluste auf die einzelnen Netzebenen gemacht.
Die Begründung dafür war die Problematik einer näherungsweisen Aufteilung nur mittels Abschätzungen und
Annahmen. Eine interessante Erkenntnis ist, dass, obwohl der Großteil der Netzverluste im Verteilernetz
anfällt, ein hoher Anteil des Verteilernetzes an der Gesamtsystemlänge nicht zwingend für die Höhe der
Netzverluste ausschlaggebend ist. Fast jedes Netz der befragten Netzbetreiber weist einen Verteilernetzanteil
über 90 % der gesamten Systemlänge auf, die Höhe der Netzverluste unterscheidet sich jedoch zum Teil
deutlich.
Es zeigt sich, dass bezogen auf die Gesamtverluste im Verteilernetz (NE3-7) ca. 94 % der Verluste anfallen, was
ebenso auf das Vorhandensein von Effizienzpotenzialen schließen lässt. Im Kapitel 3.8 wird bei der detaillierten
Darstellung der Ergebnisse des Consentec-Gutachtens näher darauf eingegangen. Der Fokus dieser Studie
richtet sich jedoch auf Potenziale und Maßnahmen im Bereich des Übertragungsnetzes (NE1-2), welches
jedoch, wie bereits in Kapitel 3.2.5 dargestellt, sehr geringe Übertragungsverluste von ca. 1,4 % auf NE 1
aufweist.
8
Bei Netzbetreiber 9 handelt es sich um einen alleinigen Übertragungsnetzbetreiber, der für die Berechnung des Mittelwerts nicht
berücksichtigt wurde, um eine Verzerrung des Ergebnisses zu vermeiden. Ebenso wurden die Angaben der beiden Gutachten bei der
Berechnung nicht berücksichtigt.
18
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
Netzverlustaufteilung N1-7
2% 4%
NE1
31%
NE2
18%
9%
19%
17%
NE3
NE4
NE5
NE6
Abbildung 3: Prozentuelle Aufteilung der Netzverluste auf einzelne Netzebenen, Auswertung des Fragebogens an
Netzbetreiber
3.2.7 Europäischer Vergleich der Netzverluste
Für einen europäischen Vergleich wurden die Netzverluste ausgewählter europäischer Mitgliedstaaten in
Abbildung 4 dargestellt. Die Daten basieren auf einer Untersuchung der „European Regulators' Group for
Electricity and Gas (ERGEG 2008)“ aus dem Jahr 2008. Die Untersuchung gibt einen Überblick über die
nationalen Vorgehensweisen bezüglich der Definition, Beschaffung, Finanzierung von Netzverlustkosten und
Anreizsysteme für die Reduktion von Netzverlusten. Darüber hinaus werden die praktischen Erfahrungen in
Bezug auf die Netzverluste in Europa mit Hilfe von repräsentativen Fallbeispielen aus einigen Mitgliedstaaten
dargestellt. Aus der Studie geht nicht hervor, welche Quellen für die nationalen Informationen herangezogen
wurden. Die Angaben zu den Netzverlusten beziehen sich teilweise auf die Jahre 2006 oder 2005. Es wurde
eine getrennte Darstellung für das Übertragungsnetz und Verteilernetz angewendet.
In Österreich wurden die Netzverluste im Übertragungsnetz mit 1,5 % und im Verteilernetz mit 4,5 % ausgewiesen. Die Netzverluste Im Übertragungsnetz sind im Vergleich mit dem Verteilernetz vergleichsweise
gering und es zeigt sich somit eine gleiche Verteilung der Netzverluste auf Übertragungs- und Verteilernetzebene wie in Kapitel 3.2.5.
Bei genauerer Betrachtung der Verteilernetzverluste fallen die hohen länderspezifischen Abweichungen auf.
Eine mögliche Erklärung dafür ist der steigende Anteil der nichttechnischen Systemverluste in Netzen von
wenig entwickelten Energiemärkten und Schwellenländern. Nichttechnische Netzverluste können aufgrund von
Energiediebstahl durchaus Größenordnungen im zweistelligen Prozentbereich erreichen. Auch Datenverarbeitungsfehler, defekte Zähleinrichtungen bzw. falsche Ablesung sind den nichttechnischen Verlusten
zuzuordnen.
Schweden weist im europäischen Vergleich die geringsten Verluste auf. Aufgrund der großen Entfernungen
zwischen den Standorten der schwedischen Wasserkraftwerke und den Verbrauchszentren wurden bereits seit
den 1950er Jahren Anstrengungen auf den Gebieten der Höchst- und Hochspannungsübertragung
unternommen, mit der Absicht, die Übertragungsverluste der Netze zu minimieren. Dabei wurde bei der
Errichtung der 380-kV-Leitung, die das Wasserkraftwerk Harspränget mit Halsberg in Südschweden auf eine
Entfernung von 950 km verbindet, durch den erstmaligen Einsatz von Bündelleitern im Jahr 1954 Pionierarbeit
19
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
geleistet. Die besondere Situation in Schweden, dass jegliche Stromübertragung über 130 kV einem staatlichen
Monopol untersteht, unterstützt die Umsetzung von Projekten zur Realisierung eines effizienten Stromnetzes.
16,0
14,0
12,0
10,0
8,0
6,0
4,0
2,0
0,0
Übertragungsnetz
Verteilungsnetz
Abbildung 4: Netzverluste Vergleich europäischer Netzbetreiber, (ERGEG 2008)
3.2.8 Exogene Faktoren mit Einfluss auf die Netzverluste
Für einen effizienten und stabilen Netzbetrieb besteht die Notwendigkeit des laufenden Gleichgewichts der
Erzeugung und des Verbrauchs an elektrischer Energie. Für den Transport sind entsprechend ausreichende
Netzkapazitäten zur Übertragung und Verteilung erforderlich. Wird dieses Gleichgewicht zwischen Erzeugung
und Verbrauch eingehalten und steht zum Transport der elektrischen Energie eine ausreichende Infrastruktur
zur Verfügung, so sind die Grundvoraussetzungen für einen effizienten Betrieb gegeben.
Die derzeitige Stromversorgung ist auf einer überwiegend zentral ausgerichteten Struktur aufgebaut. Das
bedeutet, dass die Stromerzeugung hauptsächlich in großen Kraftwerken erfolgt und elektrische Energie von
Erzeugungsanlagen über die Stromnetze an die Stromverbraucher geliefert wird. Der Vorteil einer zentralen
Struktur ist, dass dabei mit Hilfe weniger großer Kraftwerke die notwendige Balance zwischen der
Energieerzeugung und dem Energieverbrauch hergestellt werden kann.
Seit der Strommarktliberalisierung im Jahr 2001 wird die Elektrizitätswirtschaft einem Strukturwandel
unterworfen. Es kommt zu einem nachhaltigen Umbau des Stromsystems, der insbesondere durch die
Forcierung erneuerbarer Stromerzeugung (damit verbunden höhere an die Netze angeschlossene Erzeugungsleistungen durch geringere Volllaststunden), den Wegfall grundlastfähiger thermischer Erzeugung durch
politische Entscheidungen (z.B. Ausstieg aus der Nutzung der Kernenergie in Deutschland) sowie einem Verfall
der Stromgroßhandelspreise in den vergangenen Jahren getrieben ist. Diese Faktoren führen zu räumlich
veränderten Erzeugungsschwerpunkten und stark dargebotsabhängiger und volatiler Einspeisung der
zunehmenden erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen. Die Standorte neuer Kraftwerke werden nicht mehr
nach der Nähe zu Verbraucherzentren, sondern in Hinblick auf das bestmögliche Angebot (erneuerbarer
Energieträger) ausgewählt. Dies führt zu einem markanten räumlichen Auseinanderfallen der Erzeugungs- und
Verbrauchszentren (z.B. Deutschland: starke Windkrafterzeugung im Norden und Verbrauchszentren im
20
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
Südwesten des Landes). Die hohe Einspeisung erneuerbarer Energieerzeugungsanlagen in Deutschland
(Windkraft und Photovoltaik) und der Export des Stromüberangebots führen immer häufiger zu Engpässen,
drohenden Überlastungen und kritischen Situationen im österreichischen Übertragungsnetz.
Angesichts der enormen Wind- und PV-Kapazitäten, die inzwischen in ganz Europa am Netz sind, werden auch
die sehr kurzfristig auftretenden Leistungssprünge für die transnationale Netzstabilität zunehmend zu einer
Herausforderung. Zusätzlich werden durch den starken und vor allem rasch voranschreitenden nationalen
Ausbau erneuerbarer Stromerzeugung in Österreich zunehmende Anforderungen an das Stromübertragungsnetz gestellt. Die installierte Windkraftleistung soll bis 2020 auf 3.000 MW erhöht werden; im Bereich der
Fotovoltaik ist die Zielsetzung des Ökostromgesetzes mit einer Verzwölffachung auf rund 1.200 MW sogar noch
ambitionierter. Die Volatilität der Stromerzeugung und die Notwendigkeit des Ausgleichs über die
Übertragungsnetze durch den Stromtransport u. a. zu den Pumpspeicherkraftwerken führen zu stark
steigenden und hoch volatilen Stromflüssen.
3.3 Stromnetz Österreich
Das österreichische Stromnetz lässt sich allgemein in ein Verteiler- und ein Übertragungsnetz unterteilen. Der
Bestand an Übertragungs- und Verteileranlagen stellt eine wichtige Information für die Identifizierung
möglicher Effizienzpotenziale dar. Die Zahlen der österreichischen Stromversorgung, im Konkreten die
Systemlängen der Netze sowie die Anzahl der Umspannanlagen werden im folgenden Kapitel dargestellt.
3.3.1 Energieverteilung
Übertragungsnetze sind Hochspannungsverbundnetze mit einer Spannungshöhe von > 110kV und darüber. Sie
dienen dem überregionalen Transport von elektrischer Energie. Fast das gesamte österreichische
Übertragungsnetz wird mit den Spannungshöhen 380kV und 220 kV betrieben. Die Übertragungsnetze erfüllen
auch die Aufgaben der Gewährleistung der Netzbetriebs- und Versorgungssicherheit, des überregionalen
Leistungsausgleichs, der Übernahme elektrischer Energie von den an die Übertragungsnetze angeschlossenen
Erzeugungsanlagen und der Versorgung der angeschlossenen Verteilernetze. Die unterlagerten Netze werden
als Verteilernetze bezeichnet. Sie werden weiter in Hochspannungs-Verteilernetze (Spannungshöhe 110 kV),
Mittelspannungs-Verteilernetze (Spannungshöhe > 1kV bis 36 kV) sowie in Niederspannungs-Verteilernetze
(Spannungshöhe < 1kV) unterteilt.
Zum Teil werden auch 110-kV-Netzabschnitte für den überregionalen Transport elektrischer Energie eingesetzt.
In diesem Fall zählen Sie ebenfalls zum Übertragungsnetz.
Über die Verteilernetze transportieren die elektrische Energie von den Kraftwerken bzw. dem
Übertragungsnetz zu den Endkunden.
Wie aus Tabelle 3 ersichtlich, besitzt das österreichische Stromnetz eine Systemlänge von 255.184 km. Den
größten Anteil nimmt mit 66 % des gesamten Leitungsnetzes die Niederspannungsebene (< 1 kV) ein. Weitere
27 % des Stromnetzes entfallen auf die Mittel- und Hochspannungsebene (1 kV–110 kV). Die Höchstspannungsebene (220 kV und 380 kV) verfügt über eine Systemlänge von 6.505 km.
21
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Tabelle 3: Systemlängen des österreichischen Stromnetzes (E-Control 2013)
9
Systemlängen
Spannungsebenen
Freileitungen
Kabelleitungen
Summe
km
Anteil
km
Anteil
km
380 kV
2.784
1,1 %
55
0,0 %
2.838
220 kV
3.662
1,4 %
5
0,0 %
3.667
110 kV
10.443
4,1 %
725
0,3 %
11.167
von 1 kV bis 110 kV
28.153
11,0 %
40.184
15,7 %
68.337
1 kV und darunter
36.118
14,2 %
133.057
52,1 %
169.175
Insgesamt
81.160
31,8 %
174.024
68,2 %
255.184
Das Hoch- und Höchstspannungsnetz besteht außerhalb der Großstädte – bis auf wenige Ausnahmen – aus
Freileitungen. Grund hierfür sind Vorteile bei der Trassenherstellung, leichte Zugänglichkeit und Reparaturfähigkeit, hohe Stromtragfähigkeit. Vor allen anderen Argumenten sind jedoch die geringeren Kosten, die
besonders bei den Höchstspannungen 220 kV und 380 kV beim Vergleich mit Kabelsystemen ähnlichen
Übertragungsvermögens auftreten und im Folgenden noch ausführlich dargestellt werden, Hauptargument für
den Einsatz von Freileitungen.
Im Niederspannungsnetz hingegen ist der Anteil der Verkabelung dominant. Das erdverlegte Kabel hat den
Vorteil, seine Umgebung nicht optisch zu beeinträchtigen. Die geringeren Stromwärmeverluste machen das
Kabel in dieser Spannungsebene in vielen Fällen auch wirtschaftlicher als die Freileitung.
10
Der Verkabelungsgrad im österreichischen Stromnetz betrug im Jahr 2013 ca. 68,2 % . Interessant dabei ist der
Anteil des Verkabelungsgrades pro Netzebene. Vor allem im Verteilernetz besteht der größte Anteil an
Verkabelung (ca. 78 %). Tabelle 4 zeigt die zeitliche Entwicklung des Verkabelungsanteils pro Spannungsebene.
Im Vergleich zum Jahr 2003 zeigt sich der stärkste Anstieg des Verkabelungsgrades auf der Mittelspannungsebene (1 kV bis 110 kV) um ca. 13,1 %. Auf der Höchstspannungsebene kommt es hingegen nur zu einem
geringen Anstieg von ca. 2,1 %.
Tabelle 4: Zeitliche Entwicklung des Verkabelungsanteils pro Spannungsebene, (E-Control 2013)
Trassenlängen
Spannungsebenen
2003
2013
Steigerung
km
%
km
%
%
380 kV
22
1,8 %
55
3,9 %
2,1 %
220 kV
3
0,2 %
3
0,2 %
0%
110 kV
429
6,6 %
574
8,7 %
2,1 %
von 1kV bis 110 kV
27.881
45,1 %
38.429
58,2 %
13,1 %
1 kV und darunter
97.503
66,8 %
126.668
78,1 %
11,3 %
Insgesamt
125.837
57,9 %
165.728
69,6 %
11,7 %
9
Einschließlich Hoch- und Höchstspannungsleitungen von öffentlichen Erzeugern.
Bezogen auf die Systemlänge.
10
22
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
Wie bereits dargestellt, werden zur Übertragung elektrischer Energie im Übertragungsnetz fast ausschließlich
Freileitungen eingesetzt. Für die Spannungsebenen 110 kV, 220 kV und 380 kV wird häufig der Seiltyp Al/St
264-AL1/34-ST1A (Aluminium-Stahl-Seil) eingesetzt. Bei den Spannungen 110 kV und 220 kV wird er als
Zweierbündel und in der 380-kV-Ebene als Viererbündel ausgeführt. Dieses Seil hat nach DIN/EN 50128 (unter
Standardbedingungen) eine Stromtragfähigkeit von 680 A.
3.3.2 Struktur des Stromnetzes
Die Struktur des Höchstspannungsnetzes zeichnet sich durch eine ringförmige bzw. maschenförmige
Netzstruktur aus. Dieser Ring bzw. diese Masche besteht im Osten Österreichs seit dem Ausbau und der
Inbetriebnahme der 380-kV-Steiermarkleitung im Jahr 2009, wie in Abbildung 5 veranschaulicht. Um die volle
Leistungsfähigkeit des 380-kV-Rings zu erreichen, ist aber auch der Lückenschluss im Westen erforderlich. Der
Ausbau der Ringstruktur wirkt sich positiv auf die Gewährleistung der Versorgungssicherheit aus, da dadurch
die Versorgung der angeschlossenen Kunden und der untergelagerten Netze von zumindest zwei Seiten
möglich ist.
Abbildung 5: Der 380-kV-Netzring, Ausbauzustand 2012 (NEP 2013)
Auf der Mittel- und Niederspannungsebene haben sich historisch Maschen- und Strahlennetze als
Netzstrukturen ausgebildet (siehe Abbildung 6). Maschennetze bieten im Vergleich zu Strahlnetzen den Vorteil
höherer Versorgungssicherheit und werden verstärkt in Mittel- und Niederspannungsnetzen realisiert.
Strahlennetze, deren Vorteile der vergleichsmäßig einfache Betrieb und die niedrigen Investitionskosten sind,
finden sich vorrangig im Niederspannungsnetz. Hauptnachteil ist jedoch die Versorgungsunterbrechung der
nachfolgenden Verbraucher im Fehlerfall.
23
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Abbildung 6: Schematische Darstellung eines Maschen- und Strahlnetzes (Schlabbach 2009)
3.3.3 Umspann- und Schaltanlagen
In den Umspann- und Schaltanlagen werden insbesondere die unterschiedlichen Spannungsebenen der Netze
übertragen und mit einander verbunden. Sie beinhalten unter anderem Leistungstransformatoren,
Sammelschienen, Leistungsschalter, Trenner, Erdungsanlagen, Wandler, Schutzeinrichtungen und
Kommunikationseinrichtungen. Anlagen ohne Leistungstransformatoren werden auch als Lastverteilerwerk
(Lastverteiler oder Schaltwerk) bezeichnet. Durch den hohen Automatisierungsgrad erfolgt der Betrieb in vielen
Umspannwerken, wie das Ausführen von Schalthandlung, vollautomatisch bzw. ferngesteuert von Leitzentralen
aus, ohne Betriebspersonal vor Ort. In Österreich gibt es mit Stand 2012 insgesamt 1.075 Transformatoren für
die Schaltung des Hochspannungsnetzes mit einer Summenleistung von 68.807 MVA. Die Mehrzahl der
Transformatoren wird für Oberspannungen bis 200 kV eingesetzt, deren Summenleistung jedoch nur 60 %
ausmacht. Mit nur 80 Leistungstransformatoren werden bis zu 40 % der transportierten Energie im
Übertragungsnetz gewandelt.
Tabelle 5: Umspannanlagen des österreichischen Stromnetzes (E-Control 2012)
Umspann- und Schaltwerke
Spannungsebenen
Anzahl der Transformatoren
Summenleistung in MVA
Oberspannung bis 200 kV
995
40.902
Oberspannung über 200 kV
80
27.905
1.075
68.807
Hochspannung zu Hoch-, Mittel- bzw. Niederspannung
In einer Transformatorstation (auch Umspannstation oder Ortsnetzstation genannt) wird die elektrische
Energie aus dem Mittelspannungsnetz mit einer elektrischen Spannung von 10 bis 36 kV auf die in
Niederspannungsnetzen (Ortsnetzen) verwendeten 400/230 Volt zur Versorgung der Niederspannungskunden
transformiert (umgewandelt). Eine Transformatorstation besteht im Wesentlichen aus mindestens einem
Transformator, einer Mittelspannungsschaltanlage und mindestens einer Niederspannungsverteilung. In
Österreich gibt es mit Stand 2012 auf der Mittelspannungsebene 75.895 Transformatorstationen, in denen sich
mindestens ein Transformator befindet.
24
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
Tabelle 6: Transformatorstationen des österreichischen Stromnetzes (E-Control 2013)
Transformatorstationen
Spannungsebenen
Mittelspannung
zu Mittel- bzw. Niederspannung
Anzahl der Trafo-Stationen
Summenleistung in
MVA
75.895
29.480
3.4 Übertragungstechnologien
3.4.1 Grundlagen der Drehstrom-Übertragungsverluste
Die maximal zulässige Leitungsübertragungskapazität wird grundsätzlich durch den thermischen Grenzstrom
Itherm und die Nennspannung Un in Abhängigkeit des Leitermaterials bestimmt. Sie ist für die Dimensionierung
einer Leitung maßgeblich und errechnet sich allgemein als:
Der thermische Grenzstrom Itherm ist von Typ, Art und Durchmesser der Leiterseile abhängig. Der Betriebsstrom I wird durch Faktoren wie Außentemperatur, Dielektrikum (Luft oder bei Kabel andere Materialien),
Wind etc. beeinflusst.
Dabei ist die Übertragung der elektrischen Energie mit Verlusten verbunden, wobei diese Verlustenergie in
Wärme umgewandelt wird. Diese teilen sich bei der Drehstromübertragung in einen stromabhängigen und
einen spannungsabhängigen Teil auf (siehe Abbildung 7). Während der stromabhängige Verlustanteil abhängig
von der aktuellen Übertragungsleistung auftritt, fallen die spannungsabhängigen Verluste (auch Leerlaufverluste) ständig an. Dazu können noch zusätzliche Verlustanteile kommen, die z. B. bei Hochspannungskabeln
durch notwendige Blindleistungskompensationsanlagen entstehen.
Abbildung 7: Gliederung der Drehstrom-Übertragungsverluste (efzn 2012)
Die stromabhängige Verlustwirkleistung ist proportional zum Quadrat der Stromstärke und dem elektrischen
Längswiderstand R und errechnet sich unter Vernachlässigung des kapazitiven Ladestroms für 1 km Leitung
aus:
Dabei sinkt die Verlustwirkleistung PVI quadratisch mit geringerer Stromstärke I. Daraus kann gefolgert werden,
dass Maßnahmen, die darauf abzielen, den ohmschen Widerstand einer Leitung zu minimieren oder den
25
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Betriebsstrom zu senken, zu einer Reduktion der Verlustwirkleistung führen. Dem steht aber entgegen, dass die
elektrische Energie, die transportiert werden soll, proportional zum Produkt aus Stromstärke und Spannung ist.
Würde die Stromstärke gesenkt, um die Verlustwirkleistung zu reduzieren, würde automatisch die
transportierte Energie sinken. Um das zu vermeiden, muss man die Reduzierung der Stromstärke durch eine
Erhöhung der Spannung derart kompensieren, dass im Endeffekt das Produkt aus Spannung mal Stromstärke
konstant bleibt. Aus diesem und anderen technischen und wirtschaftlichen Gründen muss die
Übertragungsspannung erhöht werden, um erforderlichen Übertragungskapazitäten zu ermöglichen. Dieser
Umstand führt dazu, dass im Übertragungsnetz hohe Spannungen (220 kV und 380 kV) eingesetzt werden, um
die elektrische Energie zu transportieren.
Den anderen Term der Formel bildet der ohmsche Längswiderstand R. Die dadurch anfallenden Verluste
könnten durch größere Leiterquerschnitte – diese bewirken eine Reduktion des ohmschen Widerstandes –
scheinbar verkleinert werden, allerdings steigt dabei das Gewicht und stößt an wirtschaftlich nicht mehr
vertretbare Grenzen bei den Kosten für Freileitungen und Mastkonstruktionen in Relation zu den
Energiekosten.
Zur Abschätzung der spannungsabhängigen Verluste wird davon ausgegangen, dass an den Leitungsenden im
Mittel die Netznennspannung Un anliegt. Damit ergeben sich diese für 1km Leitung zu:
Der Ableitungsbelag G ist eine längenbezogene und von Material und Geometrie des Leiters abhängige
elektrische Kenngröße. Sie ist stark witterungsabhängig und beschreibt die Verluste durch unvollständige
Isolation. Weitere Verlustanteile werden durch den kapazitiven Ladestrom der Übertragungsleitung verursacht.
Diese können bei Freileitungen aufgrund ihrer geringen Größenordnung vernachlässigt werden, bei Kabeln
würde eine Vernachlässigung jedoch dazu führen, dass die Verluste merklich zu klein berechnet würden. Da der
Ladestrom proportional zur Netznennspannung Un ist und nahezu unabhängig von der Übertragungsleistung
der Leitung anfällt, wird der durch den Ladestrom verursachte Verlustanteil zu den spannungsabhängigen
Verlusten gezählt.
3.4.2 Hochspannungsdrehstromübertragung mittels Freileitung
Die Hochspannungsdrehstromübertragung (HDÜ) mittels Freileitung ist die mit Abstand am häufigsten
eingesetzte Übertragungstechnologie im Höchstspannungsbereich und stellt für die Übertragungsnetze den
Stand der Technik dar. Die Freileitungsseile bestehen aus mehreren Einzeldrähten aus Aluminium
(Reinaluminium 99,5 %), Aluminiumlegierungen oder Kupfer (Cu). Für die in der Höchstspannungsebene
üblichen Leiterquerschnitte werden aus Gewichts- und Kostengründen sogenannte Aluminium-Stahl-Seile
eingesetzt. Hierbei werden Aluminiumdrähte in einer oder mehreren Lagen auf ein Stahlseil aufgebracht. Das
Stahlseil hat hierbei die Aufgabe, die auftretenden Zugkräfte aufzunehmen, trägt aber aufgrund seines im
Vergleich zu Aluminium deutlich höheren Widerstandes nicht nennenswert zur Stromleitung bei.
Die Dimensionierung der Leiterseile beeinflusst primär die Größe des elektrischen Widerstandes und die
hieraus resultierenden Strom-Wärme-Verluste sowie den Spannungsabfall entlang der Leitung. Die Wahl des
Querschnittes bestimmt somit neben der zulässigen Übertragungsleistung auch die Höhe der entstehenden
Verlustkosten.
Für Leitungen mit Betriebsspannungen von 220 kV und mehr kommen in der Regel sogenannte Bündelleiter
zum Einsatz. Diese haben den Vorteil, dass sich für die elektrische Randfeldstärke deutlich kleinere Werte
26
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
einstellen als bei Einzelleitern. Ein weiterer Vorteil von Bündelleitern ist, dass größere Querschnitte durch den
Einsatz von verhältnismäßig leichteren Einzelseilen erreicht werden können, was die Bauarbeiten erleichtert.
Damit der Abstand zwischen den Teilleitern (in der Regel 40 cm) auch bei Wind eingehalten wird, werden in
regelmäßigen Abständen Abstandshalter eingesetzt.
Abbildung 8: Ausführung von Bündelleitern mit Abstandhalter, (efzn 2012)
Freileitungen werden auf Freileitungsmasten geführt, welche allgemein in Tragmaste, Abspannmaste und
weitere Sondermaste unterschieden werden. Während Tragmaste nur das Gewicht der Leiterseile tragen
müssen, dienen Abspannmaste auch zur Aufnahme der Seilzugkräfte und müssen daher wesentlich stabiler
ausgeführt werden. Mit Abspannmasten können auch Richtungsänderungen realisiert werden, wobei man
dann von Winkelabspannmasten spricht. Für den Abstand der Maste voneinander kann für die 380-kV-Ebene
von Spannweiten zwischen 300 und 500 m ausgegangen werden. In Österreich wird oftmals der sogenannte
Donaumast (Donau-Mastbild) eingesetzt, da dieser in der Regel ein technisches, wirtschaftliches und
ästhetisches Optimum darstellt.
27
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Abbildung 9: Donaumast, Ausführung für 2 Drehstromsysteme, (efzn 2012)
Neben der Ausführung mit Donaumastbild besteht auch die Möglichkeit, in besonderen Fällen andere
Mastformen einzusetzen. Je nach den spezifischen Anforderungen kann zur Minimierung der Trassenbreite
(z. B. in Waldgebieten) auch ein Tonnenmast oder zur Querung von Vogelschutzgebieten wegen seiner
geringeren Gesamthöhe auch ein Einebenenmast eingesetzt werden.
28
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
Abbildung 10: Einebenenmast und Tonnenmast, Ausführung für 2 Drehstromsysteme, (efzn 2012)
Freileitungen weisen vergleichsweise zu anderen Übertragungstechnologien niedrige Investitionskosten auf
und sind in der Errichtung weniger aufwendig. Sie zeigen außerdem ein gutes und robustes elektrisches
Betriebsverhalten. Die oberirdische Bauweise ermöglicht zusätzlich eine schnelle Fehleridentifikation und kurze
Reparaturzeiten, woraus sich auch eine hohe Verfügbarkeit ergibt. Aus Gründen der Betriebssicherheit gilt
heute die 2-systemige Ausführung mit jeweils zwei 3-Phasen-Systemen auf der gleichen Trasse und auf
gemeinsamen Masten. Dabei ergibt sich eine maximale Übertragungsleistung von bis zu 3.000 MVA je System
(DENA 2012).
Die Investitionskosten für eine 380-kV-Leitung belaufen sich auf rd. 1 Mio. € / km. Die Lebensdauer beträgt
40 Jahre für Leiterseile und Isolatoren. Die Verluste betragen ca. 0,015 %/km (DENA 2012). Aus diesen und
anderen Gründen ist heute nahezu das gesamte europäische kontinentale 380-kV-Verbundnetz mit einer
Gesamttrassenlänge von etwa 110.000 km als Freileitungsnetz ausgebaut. Mögliche alternative Übertragungssysteme wie Kabel und gasisolierte Leiter (GIL) wurden in Europa in dieser Spannungsebene bisher auf
insgesamt weniger als 150 km Trassenlänge eingesetzt (efzn 2012).
29
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
3.4.3 Höchstspannungskabel
Als Leitermaterial kommt für Höchstspannungskabel in aller Regel Kupfer zum Einsatz. Alternativ kann der
Leiter auch aus dem kostengünstigeren und wesentlich leichteren Aluminium gefertigt werden. Dieses besitzt
jedoch den Nachteil einer geringeren Leitfähigkeit als Kupfer. Die Isolation des Kabels erfolgt aus Polyethylen
oder vernetztem Polyethylen (PE oder VPE). Für Neubauten hat sich aus Umweltschutzgründen eine Isolierung
aus VPE durchgesetzt (efzn 2012). Die Hauptbestandteile eines Kabels sind Leiter, Isolierung, metallische
Schirme und Außenmantel. Der Aufbau eines extrudierten 380-kV-VPE-Kabels ist in Abbildung ersichtlich.
Abbildung 11: 380-kV-VPE-Kabel (Quelle: Brugg Cables)
Kabel werden entweder in einem im klassischen Tiefbau errichteten Kabelgraben (i. d. R. in freiem Gelände)
oder einem in offener oder geschlossener Bauweise gebauten Kabeltunnel (i. d. R. städtisches Gelände) verlegt.
Bis zu einer Spannung von maximal 110 kV werden Kabel heute auch eingepflügt, für 380 kV ist dies jedoch
bislang nicht möglich. Neben dem Kabelgraben bzw. -tunnel gehören zu einer Kabelanlage noch die Muffenbauwerke, die die notwendigen Muffen enthalten, Monitoringsysteme, Teilentladungsmesseinrichtungen,
Schutzsysteme inklusive der notwendigen Messwandler sowie Kompensations- und ggf. Kühlanlagen (efzn
2012).
Weiters sind jeweils an den beiden Kabelenden sowie an den Übergängen auf die Kompensationsanlagen oder
auf weiterführende Freileitungen Kabelendverschlüsse und die notwendigen Übergangsanlagen zu installieren.
Kabelendverschlüsse und Verbindungsmuffen werden allgemein auch als Kabelgarnituren bezeichnet.
Kabelendverschlüsse dienen dazu, ein Kabel vor der Einführung in eine Schaltanlage abzuschließen und
gleichzeitig vor dem Eindringen von Schmutz und Feuchtigkeit zu schützen. Muffen dienen zur Verbindung von
Kabeln und Kabelstücken. Sie werden allgemein eingeteilt in Verbindungsmuffen zur Verbindung von Kabeln
gleichen Typs und Übergangsmuffen zur Verbindung von Kabeln unterschiedlichen Typs. Hinzu kommen noch
sogenannte Crossbonding-Muffen, die dazu dienen, die metallischen Schirme der Kabel auszukreuzen, um so zu
große Schirmströme und die damit verbundenen Verluste zu reduzieren (efzn 2012).
30
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
Abbildung 12: 380-kV-Muffe für VPE-Kabel, (ETG-Fachtagung 2009)
Die mechanische Fixierung der Muffen kann erfolgen, indem in Abständen von etwa 600 bis etwa 900 m (je
nach maximaler Kabellieferlänge, räumlichen Gegebenheiten und Wahl der Abschnittslängen) Muffenbauwerke
aus Beton errichtet werden. Solche Muffenbauwerke haben eine Länge von etwa 10 m, eine Breite von etwa
3 m und eine Tiefe bis zu 2 m. In den Muffenbauwerken werden außerdem Mess- und Kontrolleinrichtungen
untergebracht (z. B. Anlagen zur Teilentladungsmessung). Die Erdkabel werden in einer Tiefe von etwa 1,50 m
bis 1,75 m verlegt. Die Übertragungsleistung beträgt bis zu 1000 MVA bei 380 kV (efzn 2012).
Die Errichtung ist je nach Art des Geländes mit hohem logistischem Aufwand verbunden. Für die Trasse wird
deutlich mehr Fläche als bei einer Freileitung benötigt. Tabelle 7 stellt den bei in Erde verlegten Kabeln
benötigten Bodenaushub sowie die Trassenbreite für unterschiedliche Systemvarianten dar. Bei mehreren
parallel verlaufenden Kabelsystemen kann man jedes System entweder einzeln in einem separaten Graben
oder die Systeme auch in einem gemeinsamen Graben unterbringen (Oswald 2007).
Tabelle 7: Grabenprofile und Trassenbreiten (Bauphase) für 1, 2, 3 und 4 Kabelsysteme, (Oswald 2007)
Systeme im Graben
Querschnitt m
2
Bodenaushub
3
m /m
Bettungsmaterial
3
m /m
Trassenbreite m
1
5,3
5,3
1,8
18
2
10,5
10,5
4,2
21
3
15,75
15,75
6,4
24
4
21
21
8,7
27
Die Installation von Höchst- und Hochspannungskabeln erfolgte bisher in Sonderfällen (städtischen Bereich,
Flughafenbereich) und auf kurzen Strecken (efzn 2012). Tabelle 8gibt einen Überblick über ausgewählte
31
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Installationen von Höchst- und Hochspannungskabeln in Europa. In Wien wurden mit Stand 2014 insgesamt
54,6 km 380-kV-Kabel vom Typ NÖKLD2Y 1x1200MVA (Übertragungsleistung bei 85 °C ca. 600 MVA) verlegt.
Tabelle 8: Ausgewählte Installationen von Höchst- und Hochspannungskabel in Europa, (europacable 2011)
Die Verluste variieren stark mit der Dimensionierung und Auslastung des Systems. Zusätzliche Verluste
2
entstehen durch die Blindleistungskompensation (ca. alle 5 km Länge). Bei einem 4x2500 mm System betragen
die Verluste durchschnittlich 1,2 %/a, wobei die Investitionskosten sich auf das 5-10-fache im Vergleich zu
Freileitungen belaufen (DENA 2012).
3.4.4 Weitere Übertragungstechnologien
Die folgenden Übertragungstechnologien stellen eine theoretische Alternative zur Freileitung und dem Kabel
auf Höchst- und Hochspannungsebene dar, sind jedoch in der Realisierung mit höherem Aufwand und Kosten
verbunden und werden dadurch ausschließlich in Sonderfällen umgesetzt. Sie können daher unter den
derzeitigen wirtschaftlichen und technischen Rahmenbedingungen keinen Beitrag zur Erhöhung der Effizienz
der Netzinfrastruktur leisten.
32
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
3.4.4.1 Gasisolierte Leiter (GIL)
Bei dieser Übertragungstechnologie werden die elektrischen Leiterkabel in zwei konzentrischen Aluminiumröhren geführt. Im inneren Rohr befindet sich der eigentliche Leiter, in der äußeren Röhre eine isolierende
Gasschicht aus Stickstoff und einem kleineren Anteil SF6 (Schwefelhexafluorid). Alle 1,2 km sind
Zugangsschächte zur GIL-Trasse erforderlich, was zusätzliche Investitionskosten verursacht. Die Lebensdauer ist
mit mindestens 50 Jahren hoch und die Technologie wird seit ca. 35 Jahren eingesetzt (DENA 2012).
Abbildung 13: 380-kV-Gasisolierter Rohrleiter Kapseldurchmesser außen 517 mm, innen500 mm, Leiterdurchmesser außen
180 mm, innen 156 mm (Quelle: Siemens)
Bei einer Spannung von 380 kV könnte ein Rohrleitersystem bei Erdverlegung eine Leistung von 1645 MVA
(2500 A bei 380 kV) über eine Entfernung von über 100 km ohne Kompensationsmaßnahmen übertragen.
Allerdings wurde bisher weder eine GIL in Erde verlegt noch in einer größeren Länge ausgeführt. Die längste GIL
in einer Übertragungsleitung ist jene in Genf mit 420 m Länge und 220-kV-Betriebsspannung (Oswald 2007).
Der Umgang mit SF6 wird als kritisch angesehen, da SF6 eine mehrfach größere Treibhauswirkung als CO 2
aufweist. Es werden deshalb höchste Anforderungen an die Gasdichtigkeit gestellt.
Die Übertragungsverluste können gegenüber der Freileitung bis zu 65 % reduziert werden, was durch den
höheren Leiterquerschnitt und die faktisch nicht vorhandenen spannungsabhängigen Verluste erreicht wird.
Die Investitionskosten belaufen sich jedoch auf das 6-12-fache der Drehstromfreileitung (DENA 2012).
3.4.4.2 Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ)
Neben der Energieübertragung mit Drehstrom hat sich insbesondere mit den Entwicklungen im Bereich der
Leistungselektronik auch die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) für Sonderanwendungen
etabliert. Darunter wird die Übertragung hoher Leistungen über Gleichstromleitungen als Kabellösung oder
Freileitung verstanden. In Europa wurden HGÜ-Verbindungen bislang nur als Punkt-zu-Punkt-Verbindungen
über große Entfernungen in Form von Seekabelverbindungen errichtet. Die höchste Übertragungsleistung liegt
hier bei ca. 700 MW bei einer Gleichspannung von ± 450 kV. Weltweit existieren aber auch zahlreiche HGÜLeitungen an Land, wobei zum Teil auch sehr große Spannungen und Übertragungsleistungen erreicht wurden.
33
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Die bisher leistungsstärkste HGÜ weltweit wurde in China in Freileitungsbauweise mit einer Betriebsspannung
von ± 800 kV errichtet und besitzt eine maximale Übertragungsleistung von etwa 6400 MW (efzn 2012).
Die Technologie wird aufgrund der hohen Investitionskosten für die Gleichrichter und der vergleichsweise
geringen Verluste insbesondere für den Transport großer Energiemengen über weite Distanzen, den Austausch
zwischen nicht synchronisierten Regelzonen mittels Seekabel und für den Anschluss von Offshore-Windparks
eingesetzt. Die Verluste der netzgeführten Stromrichter liegen bei 1,2–1,5 % pro Umrichter (DENA 2012). Im
Leiter selbst treten geringere Verluste auf als bei der Drehstromübertragung. In Summe ergeben sich geringere
Verluste als bei Drehstromleitungen bei Leiterlängen ab rd. 500km (DENA 2012).
3.5 Transformatoren
Transformatoren sind eine der wesentlichen Komponenten für die Energieübertragung und -verteilung. Man
unterscheidet je nach Anwendungsfall zwischen Generatortransformatoren (bzw. Maschinentransformatoren),
Netzkuppeltransformatoren bis hin zu Verteilungstransformatoren. Transformatoren mit höheren Nennleistungen (> 2500 kVA) werden als Leistungstransformatoren klassifiziert. Leistungstransformatoren zählen zu
den wichtigsten und zugleich teuersten Betriebsmitteln in einem Energieversorgungsnetz.
3.5.1 Kategorisierung von Transformatoren
Transformatoren lassen sich nach Aufgabe und Auslegung in folgende Gruppen einteilen:

Generatortransformatoren im Leistungsbereich über 100 MVA bis zu Grenzleistungen von ca.
1500 MVA, über welche die Leistung der Synchrongeneratoren in Kraftwerken ins elektrische Netz
eingespeist wird;

Netzkuppeltransformatoren im Leistungsbereich von ca. 2,5 MVA bis ca. 600 MVA, über die Netze
unterschiedlicher Spannung verbunden werden, und

Verteiltransformatoren im Leistungsbereich zwischen 50 kVA bis 2500 kVA, die zur Versorgung lokaler
Bereiche auf der Niederspannungsebene aus dem Mittelspannungsnetz eingesetzt werden.
In Leistungstransformatoren wird eine Vielzahl unterschiedlicher Wicklungstypen und unterschiedlicher
Kühlarten verwendet. Das Zusammenspiel der Kühlanlage (äußere Kühlung) und der Wicklungen (innere
Kühlung) bietet zusätzliche Möglichkeiten der Optimierung sowohl bei der Auslegung als auch beim Betrieb von
Leistungstransformatoren.
Verteilungstransformatoren sind für einen Leistungsbereich von 50 bis 2500 kVA ausgelegt und transportieren
die elektrische Energie zur Versorgung der Kunden des Niederspannungsnetzes (siehe Abbildung 14). Sie sind
entweder als flüssigkeitsisolierte Transformatoren oder als Trockentransformatoren ausgeführt. Insbesondere
bei brandgefährdeten Anlagen kommen im Mittelspannungsbereich Transformatoren mit einer GießharzFeststoffisolation zum Einsatz.
34
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
Abbildung 14: Querschnitt eines TUMETIC-Dreiphasen-Verteilungstranstransformators (www.siemens.com)
Ab einer Bemessungsleistung von 40 MVA werden Leistungstransformatoren üblicherweise in Kesselbauform
mit einer Öl-Papier-Pressboard-Isolation ausgeführt (siehe Abbildung 15). Das Öl dient zum einen als
Isoliermittel, das wesentlich höhere Beanspruchungen als Luft zulässt, und zum anderen der Verlustabfuhr aus
Wicklungen und Eisenkern. Bei Transformatoren der mittleren Leistungsklasse (bis 100 MVA) ist die Wand des
Ölkessels durch Rippen oder Rohre vergrößert, die unter Umständen zusätzlich durch Lüfter beblasen werden.
Die Verlustwärme wird dann direkt an die Umgebungsluft abgeführt. Bei Großtransformatoren wird dagegen in
einem besonderen Wärmetauscher die Verlustwärme vom Öl aufs Kühlwasser übertragen.
Abbildung 15: Leistungstransformator bis 1.300 MVA / 765kV (www.siemens.com)
In Österreich werden hierbei im Übertragungsnetz (NE 1 und 2) üblicherweise die Leistungsklassen 200 MVA,
300 MVA und 600 MVA eingesetzt. Laut (NEP 2013) werden Transformatoren in der Regel für eine Lebensdauer
von ca. 40 Jahren ausgelegt. Nach diesem Zeitraum müssen sie gegebenenfalls ersetzt werden, um die Gefahr
eines Ausfalls sowie die Kosten für die Instandhaltung zu minimieren. Der Ersatz erfolgt dabei entsprechend
den für die Zukunft prognostizierten netzbetrieblichen Erfordernissen. Dabei kommen normalerweise
Standardbaugrößen zum Einsatz, die im Schadensfall den Vorteil einer vertretbaren Lieferzeit haben.
35
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
3.5.2 Verlustquellen des Transformators
Die Gesamtverluste eines Transformators setzen sich aus Leerlaufverlusten (lastunabhängige Verluste,
Kurzschlussverlusten (lastabhängige Verluste) und dem Eigenbedarf für die Lüfter und Pumpen der Kühlanlage
zusammen. Bei den Leerlauf- und Lastverlusten handelt es sich aus physikalischer Sicht um die Eisen- und
Kupferverluste.
3.5.2.1 Eisenverluste
Der Eisenkern eines Trafos wird in Betrieb mit der Frequenz der Betriebsspannung magnetisiert. Dabei
entstehen aufgrund der elektrischen Leitfähigkeit des Kernwerkstoffes Ummagnetisierungs- bzw. Eisenverluste.
Die technische Entwicklung konnte die Eisenverluste in den letzten Jahrzehnten markant senken. Die
wichtigsten technische Entwicklungen waren (Nipkow 1997):

Einsatz verbesserter Eisenlegierungen, z.B. kornorientierter Bleche (ab 1955)

Reduktion der Blechdicke (seit 1985 0,23mm)

Einführung der „Step-lap“-Blechstapelung (1989)

Laserbehandlung der Bleche zur Brechung der Kornstruktur

Einsatz amorpher Bleche (1996)
Der neueste Reduktionsschritt (ab 1996) basiert auf einem eigentlichen Technologiesprung. Der Einsatz
sogenannter „amorpher“ Bleche konnte für den Trafobau handhabbar gemacht werden. Diese sehr dünnen
Bleche werden durch extrem schnelle Abkühlung der Eisenlegierung gewonnen, womit ein glasartiger
Aggregatzustand (amorph, d.h. vollständig ungeordnete Legierungsatome) erreicht wird. Amorphe
Transformatoren erreichen laut Herstellerangaben aktuell bis zu einer Leistung von 800 kVA die Wirtschaftlichkeit bezogen auf die Amortisation der Anschaffungsmehrkosten im Vergleich zu einem herkömmlichen
Transformator. In höheren Leistungsbereichen stellen vor allem die Grenzwerte der Geräuschemissionen durch
11
aktuelle Vorgaben europäischer Richtlinien eine bis jetzt noch nicht technisch überwindbare Hürde dar.
3.5.2.2 Kupferverluste
Die Kupferverluste hängen in erster Näherung von der Wicklungsauslegung ab. Je mehr Kupfer verwendet wird
bzw. je größer der Leiterquerschnitt ist, desto kleiner wird der ohmsche Widerstand und somit die Verluste.
Auch mit der Wahl des Leitermaterials kann auf die Verluste Einfluss genommen werden. Aluminium
verursacht im Vergleich zu Kupfer höhere Verluste, bringt aber den Vorteil der Gewichtsreduktion. Beim Einsatz
von Silber werden die Verluste im Vergleich zu Kupfer reduziert, jedoch steigen die Kosten massiv was einen
Einsatz von Silber unwirtschaftlich macht (Nipkow 1997).
3.5.2.3 Eigenbedarf der Kühlanlage
Die Leistungsaufnahme der Kühlanlage steigt umgekehrt proportional mit abnehmender Temperatur (zwischen
der mittleren Öltemperatur im Kühler und der Umgebungstemperatur). Es existiert für jeden Belastungspunkt
ein optimaler Betriebspunkt bezüglich der Verluste. Einerseits führt eine Steigerung der Kühlleistung zwar zu
sinkenden Temperaturen, die Gesamtverluste können dabei aber wegen der überwiegenden
Kühlanlagenverlusten trotzdem größer ausfallen. Andererseits kann eine Verringerung der Kühlleistung zu
kleineren Gesamtverlusten führen, obwohl die Lastverluste aufgrund einer höheren Leitertemperatur
11
Informationen von ABB, Telefonat mit Hr. Peter Noll, am 14.10.2014 um 11:00
36
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
zunehmen. Der optimale Betriebspunkt bezüglich einer Minimierung der Gesamtverluste ist dann erreicht,
wenn es sich aufgrund der Gesamtverlustbilanz weder lohnt, die Kühlleistung zu erhöhen, noch diese zu
verringern (Schäfer 2006).
3.5.3 Europäische Richtlinien in Bezug auf Transformatoren
Die Ökodesign-Richtlinie 2009/125/EG ist die aktuelle und maßgebliche Regulierung in Bezug auf
Transformatoren. Sie dient der Schaffung eines Rahmens für die Festlegung von Anforderungen an die
12
umweltgerechte Gestaltung energieverbrauchsrelevanter Produkte (Energy related Products, ErP) . Die ERPRichtlinie hat mit den von ihr festgelegten Mindestgrenzwerten zum Ziel den Vertrieb der ineffizientesten
Produkte einer Kategorie im europäischen Raum zu unterbinden. Die Verordnung Nr. 548/2014 vom 21. Mai
2014 zur Umsetzung der Richtlinie hinsichtlich Kleinleistungs-, Mittelleistungs- und Großleistungstransformatoren wurde am 22.05.2014 im Amtsblatt der europäischen Union veröffentlicht. Die Verordnung
legt Mindestwirkungsgrade sowie für kleinere Leistungsbereiche (< 4MVA) maximale Grenzwerte für Leerlauf
und Kurzschlussverluste für Transformatoren in einem zweistufigen Verfahren (Tier 1 und Tier 2) fest. Für
höhere Leistungsbereiche (> 4MVA - >100MVA) beschränkt man sich auf reine Wirkungsgradvorgaben für die
Jahre 2015 und 2021. Die folgende Tabelle zeigt die von der Verordnung festgesetzten Grenzwerte (ERPRichtlinie Transformatoren 2014).
Tabelle 9: Mindestwirkungsgradvorgaben durch ERP-Richtlinie
Tier 1 (1 July 2015)
Tier 2 (1 July 2021)
Rated Power (MVA)
Minimum Peak Efficiency Index (%)
≥ 100
99,737
99,770
Netzbetreiber sowie Hersteller von Transformatoren teilen mit, dass in Österreich der von Tier 1 vorgegebene
Mindestwirkungsgradgrenzwert von 99,7 % bereits zum heutigen Zeitpunkt flächendeckend erreicht wird.
Somit ist durch die Einführung der Tier-1-Grenzwerte keine Verbesserung der Energieeffizienz im
österreichischen Stromnetz zu erwarten.
3.6 Effizienzpotenziale im Übertragungsnetz
Als wesentliches Entscheidungskriterium der Netzbetreiber für die Umsetzung von Maßnahmen im Bereich der
Netzinfrastruktur sind die im (ElWOG 2014) festgelegten gesetzlichen Verpflichtungen für Übertragungs- bzw.
Verteilernetzbetreiber zu nennen. Zu den Pflichten des Übertragungsnetzbetreibers zählt neben der
Aufrechterhaltung der Betriebs- und Versorgungssicherheit auch die Bereitstellung der seitens der
Energieerzeuger und -verbraucher geforderten Übertragungskapazitäten. Investitionsentscheidungen im
Netzbereich mit dem alleinigen Zweck, die Netzverluste zu reduzieren, sind unter den gegebenen
Rahmenbedingungen wie bereits erwähnt ökonomisch nicht darstellbar. Elektrische Betriebsmittel werden auf
Grund eines altersbedingten Austauschs, im Zuge des Netzausbaus oder einer Netzverstärkung neu
angeschafft. Verlustminimierende Effekte, die mit der Anschaffung effizienter Betriebsmittel einhergehen,
stellen im derzeitigen Entscheidungsprozess eine positive Begleiterscheinung dar.
12
Sie ersetzt die Richtlinie 2005/32/EG vom 6. Juli 2005, die auch Energy using Products (EuP) Directive genannt wurde.
37
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Im Zuge dieser Studie konnten auf Basis einer Literaturrecherche und durch Befragung einzelner Netzbetreiber
Effizienzmaßnahmen in Bezug auf das Österreichische Übertragungsnetz identifiziert werden. Die größten
Potenziale liegen im 380-kV-Netzausbau und dem Einsatz effizienter Leistungstransformatoren. Maßnahmen,
die zu einer Vergleichmäßigung der Erzeugung und des Bedarfs beitragen (Lastmanagement), haben ebenfalls
einen positiven Einfluss auf die Netzverluste.
3.6.1 Potenzialabschätzung 380-kV-Netz
Der 380-kV-Ring der APG versteht sich selbst als Effizienzmaßnahme in Bezug auf die Netzverluste. Nach
(Stanic-Maruna 2013) hat die Ringstruktur den Vorteil, dass alle großen Verbrauchs- und Erzeugungszentren in
Österreich (exkl. Tirol und Vorarlberg) miteinander auf kürzestem Wege verbunden werden können. Damit
werden die erforderlichen Trassenlängen für das Übertragungsnetz möglichst reduziert. Je kürzer die
Trassenlänge, desto geringer der Aufwand für Errichtung, Instandhaltung und Betrieb (Verluste sind
längenbezogen).
Bei einer hohen Leitungsbelastung, vor allem über längere Zeit, steigen die Verluste merklich an. Dies
begründet sich, wie in Kapitel 3.4.1 dargestellt, durch die Tatsache, dass die Verluste proportional zum Quadrat
des übertragenen Stromes ansteigen. Eine Verdoppelung der übertragenen Leistung verursacht eine
Vervierfachung der Verluste. Abbildung 16 zeigt einen Vergleich der Leitungsverluste zwischen der 220-kVNord-Süd-Leitung und der 380-kV-Salzburgleitung. Der Vergleich der Kurven in Abbildung 16 zeigt deutlich
geringere Verluste je 100 km Leitungslänge der 380-kV-Leitung bei gleicher Übertragungsleistung als die 220kV-Leitung. So zeigt sich beispielsweise bei einer Übertragung von 200 MW über die zweisystemige Leitung
13
eine Verlustleistung von ca. 3 MW bei 220 kV und nur 0,18MW bei 380 kV.
Abbildung 16: Vergleich der 220-kV-Nord-Süd Leitung mit der 380-kV-Salzburgleitung, (APG 2012)
Bei einem theoretisch gleichbleibenden Lastprofil hat eine 380-kV-Freileitung wesentlich geringere
Übertragungsverluste (bei einer theoretischen gleichen Lastmenge) gegenüber einer 220-kV-Freileitung.
13
Berechnet mit dem für die Salzburgleitung geplantem Seiltyp Dreierbündel Al/St 680/85.
38
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
Abbildung 17 zeigt eine Gegenüberstellung der entstehenden Jahresverlustmengen. Diese basiert auf
Untersuchungen der Austrian Power Grid AG (APG), die im Zusammenhang mit dem Projekt zum Ausbau der
380-kV-Leitung St. Peter – Salzach – Tauern durchgeführt wurde. Gezeigt werden sowohl die gemessenen als
auch die berechneten Verluste der 220-kV-Leitung wie auch die berechneten Verluste der 380-kV-Leitung für
ein 98,5 km langes Teilstück (vgl. Tabelle 10).
Abbildung 17: Darstellung der Verluste einer 220-kV-Leitung im Vergleich mit einer 380-kV- Leitung (APG 2012)
Tabelle 10: Jahresverluste bezogen auf das Lastprofil im Jahr 2012
Erhebungsmethode
Verluste/a [MWh]
220 kV gemessen
15.597
220 kV theor. (berechnet)
15.581
380 kV theor.
5.222
Bei einem gleichbleibenden Lastprofil ergibt sich somit beim Ersatzeiner 220-kV-Leitung durch eine 380-kVLeitung eine theoretische Verlustreduktion von 10.359 MWh bzw. von 66 %. Diese theoretische Darstellung
einer Verlusteinsparung ist aber für die Praxis nicht immer zutreffend, da zum einen die jährlichen Lastmengen
nicht konstant sind und es zum anderen durch die erhöhte Übertragungskapazität einer 380-kV-Leitung und die
geänderten Impedanzverhältnisse im Netz zu einer Veränderung der Lastflüsse kommt. Das kann dazu führen,
dass die absoluten Verlustmengen für den betreffenden Netzabschnitt steigen. Zusätzlich zur inländischen
Lastverteilung kommt es durch die Inbetriebnahme einer 380-kV-Leitung zu einer Verlagerung des überregionalen Stromtransportes, was ebenfalls die absoluten Netzverluste erhöhen kann.
39
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
3.6.2 Ökonomische Betrachtung von Übertragungstechnologien
Die Ergebnisse der Studie „Ökologische Auswirkungen von 380-kV-Erdleitungen und HGÜ-Erdleitungen“ des
Energie-Forschungszentrums Niedersachsen (EFZN, Dezember 2011) im Auftrag des deutschen
Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) sind die aktuellsten Untersuchungen zu einem ökonomischen Vergleich des Einsatzes von unterschiedlichen Übertragungstechnologien
im Übertragungsnetz. Die Ergebnisse sollen veranschaulichen, welches Übertragungssystem (DrehstromFreileitung, Drehstrom-Kabel, Gleichstrom-Kabel) aus Sicht der Verlustkosten sowie Gesamtkosten die
wirtschaftlichste Lösung darstellt, und werden im Folgenden zusammengefasst.
Um die Wirtschaftlichkeit unterschiedlicher Übertragungsleitungen bewerten zu können, wurde die Barwertmethode (Kapitalwertmethode) angewendet. Bei der Barwertmethode werden alle im Betrachtungszeitraum
anfallenden Einmalbeträge und jährlich wiederkehrende Beträge für Einnahmen (Einzahlungen) und Ausgaben
(Auszahlungen) auf den Zeitpunkt der Investitionsentscheidung (Stichtag) abgezinst und aufsummiert. Die auf
den Stichtag abgezinsten Einnahmen und Ausgaben werden als Kapitalwert bezeichnet (Oswald 2007). Für den
Vergleich der Übertragungssysteme ist es ausreichend, nur die in den jeweiligen Perioden entstehenden Kosten
zu betrachten. Die Einnahmen durch den Stromtransport können vernachlässigt werden, da sie als
weitestgehend identisch für alle Varianten angenommen werden können und somit keine Unterschiede in den
Kapitalwerten der einzelnen Projekte erzeugen. Für den Vergleich der Wirtschaftlichkeit folgt hieraus, dass die
Variante mit dem kleinsten Barwert die wirtschaftlichste ist, da diese die geringsten Gesamtkosten über den
Betrachtungszeitraum verursacht. Der Kapitalwert K einer Leitungsvariante ergibt sich damit unter
Vernachlässigung der Einnahmen aus den abgezinsten Investitions- It und den Betriebskosten Bp zu (efzn 2012):
K
Io
It
Bp
q=1+p
t
rn
Kapitalwert der betrachteten Variante
Anfangsinvestition bzw. Fixkosten
Investition der betrachteten Variante im Jahr x
Gesamtkosten der betrachteten Variante im Jahr x
Zinsfaktor
Länge des Betrachtungszeitraumes in Jahren
Rentenbarwertfaktor
Zusätzliche Investitionskosten während des Betrachtungszeitraumes können z. B. durch eine Erweiterung,
Modernisierung oder den Umbau der Übertragungsleitung anfallen und sind daher nur sehr schwer pauschal zu
berücksichtigen. In der vorliegenden Studie wird daher vereinfachend davon ausgegangen, dass während des
gesamten Betrachtungszeitraumes keine zusätzlichen Investitionen anfallen. Unter dieser Voraussetzung und
der Annahme, dass die jährlichen Gesamtkosten Bp über den gesamten Betrachtungszeitraum gleichbleiben,
vereinfacht sich die Formel zu:
40
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
3.6.2.1 Berücksichtigte Kosten
Da die Investitionskosten hochgradig projektspezifisch sind, werden für die verschiedenen Übertragungssysteme pauschale, auf einen Kilometer bezogene Werte angenommen, die die typischen Kosten für die
Verlegung im norddeutschen Tiefland wiedergeben. Folgende Kosten werden berücksichtigt:

Investitionskosten – Planungskosten, Genehmigungsverfahren, Bodenuntersuchungen, ggf. Gerichtskosten, ggf. Sachverständigenkosten, Notarkosten, Errichtungskosten der Trasse, Tiefbauarbeiten
(speziell für Kabel, bei Freileitungen Errichtung des Fundaments für die Tragmasten), Transportkosten
der Freileitungen oder Kabel, Kabelprüfung und Inbetriebnahme, etc.

Betriebskosten – Verlustkosten und Kosten für Wartung und Instandhaltung. Die Verlustkosten sind
hierbei in aller Regel die dominierende Größe, sodass die Kosten für Wartung und Instandhaltung
gegenüber den Verlustkosten vernachlässigt werden können.
Folgende schwer fassbare bzw. projektabhängige Kostenfaktoren bleiben unberücksichtigt:

Investitionskosten für Temperaturmonitoringsysteme

Kosten für zusätzliche Abgänge entlang der Leitung

Kosten für die Hochspannungsprüfung der Kabel

unterschiedlich große Unsicherheiten bei den Investitionskosten

Restwerte

Rückbaukosten
Tabelle 11 enthält die Ergebnisse der Kostenabschätzungen der Investitions- und Betriebskosten der einzelnen
Übertragungssysteme.
Tabelle 11: Kostenabschätzungen der Drehstrom- und Gleichstromleitungen
HDÜ
HGÜ
Freileitung
Kabel
Kabel
Kostenpositionen
1000
MVA
2000
MVA
3000
MVA
1000
MVA
2000
MVA
3000
MVA
1000
MVA
2000
MVA
3000
MVA
Investitionskosten
1000
T€/km
1000
T€/km
1000
T€/km
2829
T€/km
5524
T€/km
7264
T€/km
1650
T€/km
1830
T€/km
3210
T€/km
7200 T€
7200 T€
7200 T€
191
T€/km
382
T€/km
502
T€/km
53.532
T€
53.532
T€
53.532
T€
Jährliche
Gesamtverluste (für
500 km Trassenlänge)
190,72
MWh/
(km a)
595,38
MWh/
(km a)
1294,98
MWh/
(km a)
481,65
MWh/
(km a)
963,31
MWh/
(km a)
1248,98
MWh/
(km a)
265,67
MWh/
(km a)
462,80
MWh/
(km a)
703,11
MWh/
(km a)
Jährliche
Gesamtverlustkosten
(für 500 km
Trassenlänge)
12,01
T€/
(km a)
37,51
T€/
(km a)
81,58
T€/
(km a)
30,34
T€/
(km a)
60,69
T€/
(km a)
78,69
T€/
(km a)
25,99
T€/
(km a)
54,77
T€/
(km a)
85,92
T€/
(kma)
Kompensationsdrosseln
zur Querkompensation
(kQ = 75 %)
QD = 480 Mvar
Serienkapazitäten zur
Längskompensation (kL
= 75 %)3)
QC = 2974 Mvar
41
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
3.6.2.2 Annahmen
Folgende allgemeine Annahmen wurden getroffen:

WACC-Zinssatz 6 %

spezifische Verlustkosten 63 €/MWh

Jahresbelastungsgrad 0,47

Arbeitsverlustfaktor 0,32

Betrachtungszeitraum 40 Jahre

Verluste in Kompensationsspulen 0,15 %

Verluste in Reihenkondensatoren 0,15 %
14
Für die Berechnung der Barwerte wurde in dieser Studie ein Zinssatz von 6 % angesetzt. Dies entspricht einem
heute üblichen Wert für die Wirtschaftlichkeitsanalyse von Übertragungsleitungen (efzn 2012). Die spezifischen
Verlustkosten von 63 €/MWh wurden aus den von den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern für die
Jahre 2007 bis 2010 angegebenen mittleren Verlustkosten ermittelt. Um die bei den unterschiedlichen
Betriebsmitteln auftretenden Verluste zu berechnen, wurden für den Arbeitsverlustfaktor und den
Jahresbelastungsgrad Werte angenommen, wie sie in den Übertragungsnetzen üblicherweise auftreten
(Oswald 2010). Mit diesen allgemeinen Annahmen werden mögliche Änderungen der Auslastung der
Leitungen, der Zinssätze und der spezifischen Verlustkosten nicht berücksichtigt.
Die Investitionskosten wie auch die Verluste eines Übertragungssystems werden entscheidend durch die
geforderten Übertragungsleistungen und die daraus resultierenden Querschnitte beeinflusst. Die
Untersuchungen im Rahmen dieser Studie wurden daher für die drei unterschiedlichen Übertragungs-Szenarien
1000 MVA, 2000 MVA und 3000 MVA und für die festgelegten Trassenlängen 50 km, 100 km, 200 km und
500 km durchgeführt. Die verwendeten Freileitungs- und Kabeltypen werden in Tabelle 12 dargestellt.
Tabelle 12: Parameter der verwendeten Drehstrom- und Gleichstromleitungen
HDÜ-Freileitung
Querschnitt in mm
Betriebsspannung
in kV
2
HDÜ-Kabel 2XS(FL)2Y
HGÜ-Kabel
4x564/72 Al/St
1200 Cu
2500 Cu
1600 Al
2200 Al
380
380
380
+/- 320
+/- 320
3.6.2.3 Kostenvergleich
Im Rahmen der Studie wurden die Investitionskosten, Verlustkosten und Gesamtkosten der Barwertmethode
untersucht. Tabelle 13 zeigt die Ergebnisse der Gegenüberstellung der Investitionskosten exemplarisch nur für
das 2000-MVA-System. Es zeigt sich jedoch durchgehend dasselbe Ergebnis für die 1000 MVA und 3000 MVA
Varianten. Die Drehstromfreileitung stellt im Bereich der Investitionskosten das kostengünstigste System dar.
14
Der WACC-Zinssatz (Weighted Average Cost of Capital) setzt sich aus dem Eigen- und Fremdkapitalzins eines Unternehmens zusammen.
Er wird im Geschäftsbericht des Unternehmens ausgewiesen.
42
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
Tabelle 13: Zusammenstellung der Investitionskosten für die Betriebsmittel in Abhängigkeit von der Trassenlänge bei einer
Übertragungsleistung von 2000 MW
Variante
50 km
100 km
200 km
500 km
FL2-2000 MW
50,0 M€
100,0 M€
200,0 M€
507,2 M€
K2-2000 MW
278,0 M€
556,1 M€
1112,1 M€
2780,3 M€
HGÜ2-2000 MW
451,5 M€
543,0 M€
726,0 M€
1275,0 M€
Tabelle 14 zeigt im Vergleich zu den Investitionskosten die Jahresverlustarbeit und die jährlichen Verlustkosten
bei einer Übertragungsleistung von 2000 MVA und unterschiedlichen Trassenlängen. Es zeigt sich, dass die
Drehstromfreileitung bei jeder Trassenlänge die geringste Jahresverlustarbeit und Verlustkosten verursacht.
Die HGÜ zeigt ab einer Trassenlänge von etwa 380 km durch die niedrigeren Leitungsverluste eine geringere
Jahresverlustarbeit als das Drehstrom-Kabel. Der Schnittpunkt der Verlustarbeit von Freileitung und HGÜ kann
durch die Verlängerung der Verlustgeraden abgeschätzt werden und ergibt sich für die hier getroffenen
Annahmen bei einer Trassenlänge von etwa 1000 km. Diese Aussagen gelten sinngemäß auch für die
entsprechenden Verlustkosten.
Tabelle 14: Darstellung der jährlichen Gesamtverlustarbeit Wv und ---kosten Kv für die verschiedenen
Betriebsmittelvarianten in Abhängigkeit von der Trassenlänge für eine Übertragungsleistung von 2000 MVA
FL2-2000 MW
K2-2000 MW
HGÜ2-2000 MW
50 km
100 km
200 km
500 km
Wv
29,13 GWh
58,27 GWh
116,54 GWh
297,69 GWh
Kv
1,83 M€
3,67 M€
7,34 M€
18,75 M€
Wv
50,33 GWh
96,33 GWh
192,66 GWh
481,66 GWh
Kv
3,17 M€
6,07 M€
12,14 M€
30,34 M€
Wv
250,41 GWh
269,41 GWh
307,41 GWh
421,42 GWh
Kv
15,78 M€
16,97 M€
19,37 M€
26,55 M€
In Abbildung 18 sind zum Vergleich zu der 2000-MVA-Variante die Barwerte der Gesamtkosten für die
Übertragungsleistung von 3000 MW in Abhängigkeit von der Trassenlänge dargestellt. Durch die grafische
Darstellung wird gut erkennbar, dass die Freileitung die gesamtwirtschaftlich günstigste Variante darstellt. Die
Differenz zwischen den Barwerten der Gesamtkosten der Drehstrom-Kabel zu denen der Freileitung wird mit
steigenden Trassenlängen größer. Gleiches gilt für die Differenz zwischen den Barwerten der HGÜ-Varianten zu
denen der Freileitung. Im Vergleich zu den Ergebnissen für eine Übertragungsleistung von 2000 MW ergeben
sich für das Drehstrom-Kabel gegenüber der HGÜ mit Kabel wieder etwas günstigere Ergebnisse. Der
wirtschaftliche Schnittpunkt der beiden Systeme liegt jetzt bei etwa 180 bis 200 km Trassenlänge.
43
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
4000
Barwerte in M€
3500
3000
2500
2000
FL2-3000 MW
1500
K2-3000 MW
1000
HGÜ2-3000 MW
500
0
0
50
100
200
500
km
Abbildung 18: Barwerte der Gesamtkosten der Betriebsmittelvarianten in Abhängigkeit von der Trassenlänge für eine
Übertragungsleistung von 3000 MW
Die Ergebnisse zeigen, dass die Drehstrom-Freileitung mit dem hier betrachteten Leiterquerschnitt für alle
untersuchten Trassenlängen und Übertragungsleistungen die geringsten Investitionskosten aufweist und bei
nahezu allen untersuchten Übertragungsleistungen und Trassenlängen trotz höherer maximaler Verlustleistungen insgesamt die geringste Jahresverlustarbeit aufweist. Lediglich bei einer Übertragungsleistung von
3000 MW liegt die Jahresverlustarbeit der Freileitung knapp über denen der Drehstrom-Kabel und für
Trassenlängen von 500 km und mehr auch über denen der HGÜ.
Die Betrachtung der Barwerte der Gesamtkosten zeigt, dass sich für die Drehstrom-Freileitung für alle
untersuchten Trassenlängen und Übertragungsleistungen die beste Gesamtwirtschaftlichkeit ergibt. Je nach
Übertragungsleistung und Trassenlänge ergeben sich für die Drehstrom-Kabel-Varianten über eine Betriebszeit
von 40 Jahren um den Faktor 2,76 (500 km Trassenlänge) bis 4,17 (50 km Trassenlänge) höhere Gesamtkosten.
Die absolute Differenz der Barwerte der Gesamtkosten der Drehstrom-Kabel-Varianten und der VSC-HGÜVarianten zu denen der Freileitungsvariante wird mit größer werdenden Trassenlängen aufgrund der höheren
längenbezogenen Investitionskosten für die Drehstrom- und HGÜ-Kabel gegenüber den längenbezogenen
Investitionskosten für die Freileitung für alle untersuchten Übertragungsleistungen größer.
Die Ergebnisse der Berechnungen können nicht direkt auf reale Projekte übertragen werden, da die
Investitions- und Verlustkosten immer projektspezifisch sind; sie bieten aber aufgrund der Vielzahl an
untersuchten Varianten und Szenarien eine gute Basis für einen grundsätzlichen Wirtschaftlichkeitsvergleich.
3.6.2.4 Vorzeitiger Austausch bestehender 220-kV- durch 380-kV-Freileitung
Wie im vorherigen Kapitel dargestellt, weist die Drehstrom-Freileitung auf Übertragungsnetzebene bei
unterschiedlichen Übertragungsleistungen insgesamt die geringste Jahresverlustarbeit auf und stellt somit
sowohl die technisch sinnvollste als auch die beste ökonomische Übertragungstechnologie dar. Im Folgenden
soll dargestellt werden, inwiefern ein vorzeitiger Austausch einer bestehenden 220-kV-Freileitung durch eine
380-kV-Freileitung, um eine Reduktion der Übertragungsverluste zu bewirken, ökonomisch vertretbar ist. Die
Verlustleistungen können exemplarisch aus Kapitel 3.6.1 für das von der APG untersuchte Teilstück der
Salzburgleitung entnommen werden. Dabei zeigt sich, dass es unter der Annahme eines gleichbleibenden
44
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
Lastprofils durch den Einsatz einer 380-kV-Leitung zu einer Verringerung der Jahresverlustmengen von 10.359
MWh bzw. von 66 % kommt. Die Investitionskosten für die Errichtung eines 98,5 km langen 380-kVFreileitungssystems können mit den in (efzn 2012) angegebenen Investitionskosten von 98,5 Mio. Euro
abgeschätzt werden. Es soll wie im vorherigen Kapitel ein reiner Investitionsvergleich durchgeführt werden,
d.h. Kosten für Wartung und Instandhaltung werden für beide Systeme gleich angesetzt, Restwerte und
Rückbaukosten bleiben unberücksichtigt. Für eine erste Abschätzung kann die dynamische
Amortisationsrechnung herangezogen werden:
∑
Co
Kapitalwert der Periode t
ao
Anschaffungsauszahlung der Periode 0
t
Periodenindex
zt
Zahlungsüberschuß der Periode t
q
Abzinsungsfaktor
T
Nutzungsdauer
Dabei werden folgende Annahmen getroffen:

WACC ist 6,0 %

Nutzungsdauer 50 Jahre

Energiepreis 4,40 Cent/kWh
15
16
17
Das Ergebnis der dynamischen Amortisationsrechnung zeigt, dass die Amortisationsperiode deutlich über der
durchschnittlichen Nutzungsdauer von 80 Jahren für 380-kV-Freileitungen liegt.
3.6.3 Potenzialabschätzung durch Einsatz energieeffizienter Transformatoren
Transformatoren in den Leistungsklassen des Übertragungsnetzes sind in der Regel Spezialanfertigungen. Die
benötigten Anforderungen an den jeweiligen Transformator werden im Zuge von Ausschreibungen in den
Kriterien vom Übertragungsnetzbetreiber festgehalten. Dabei wird je nach Anwendungsfall die Bewertung der
Kriterien unterschiedlich gewichtet. Hauptkriterium in den meisten Ausschreibungen der letzten Jahre war vor
18
allem die Reduktion der Geräuschentwicklung . Dieser Trend wirkt sich aber in Bezug auf die Gesamtverluste
des Transformators negativ aus: Um die Geräusche zu reduzieren, muss die Induktion im Eisenkern reduziert
werden, was den Wirkungsgrad verringert und die Verluste erhöht. Aber auch die Verlustbewertung ist ein
integrierender Bestandteil bei Ausschreibungen. Vor allem für Transformatoren auf Übertragungsnetzebene
kommt der Verlustbewertung durch die APG große Bedeutung zu. Die Hersteller versuchen dann auf Basis der
Ausschreibungskriterien des Netzbetreibers ein technisches und ökonomisches Optimum zu konstruieren. Hier
15
Weighted Average Cost of Capital, Auskunft Verbund am 03.12.2014.
e-control, Anlageklassen 2014.
17
APG, durchschnittlicher Verlustenergiepreis, Report Ergebnisse, Lieferzeitraum 2014.
18
Auskunft ABB, Telefonat am 12.11.2014, um 13:30.
16
45
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
entstehen für Anbieter von besonders effizienten Transformatoren (geringe Leerlauf- und Kurzschlussverluste)
durch gewichtete Aufschlagsfaktoren Vorteile in der Bewertung.
Zur Herstellung verlustarmer Transformatoren wird eine größere Anzahl verschiedener hochwertiger
Materialien eingesetzt, daher sind sie im Einkauf teurer. Falls auf Grund eines altersbedingten Austauschs, im
Fehlerfall oder im Zuge des Netzausbaus ein neuer Transformator angeschafft werden muss, können die
höheren Anschaffungsmehrkosten eines effizienteren Transformators im Verteilernetz, die in der Regel im
Dauerbetrieb und unter Last arbeiten, in weniger als drei Jahren über die erzielten Verlustenergieeinsparungen
19
ausgeglichen werden (siehe Kapitel 3.6.5). Bei höheren Leistungsklassen im Übertragungsnetz variieren die
Transformatorausführungen je nach Anforderungen der Ausschreibung. Für eine Amortisationsbewertung der
Mehrkosten eines „effizienten“ Transformators gegenüber einem „Standardtransformator“ auf Übertragungsnetzebene im Falle eines Austausches ist eine detailliertere Untersuchung notwendig, in der die jeweiligen
Rahmenbedingungen vor Ort berücksichtigt werden. Jedenfalls kann davon ausgegangen werden, dass ein
vorzeitiger Austausch rein auf Grund von Effizienzeinsparungen nicht ökonomisch vertretbar ist.
3.6.4 Verlustdarstellung von Transformatoren im Übertragungsnetz
Um die Entwicklung der Verlustleistung von im Bestand befindlichen Transformatoren (im Durchschnitt 20–30
Jahre alt) im Vergleich zu aktuellen Transformatoren darzustellen, wurden bei ausgewählten Netzbetreibern
und renommierten Herstellern die Verlustwerte typischer Leistungsklassen im Übertragungsnetz angefragt.
Tabelle 15 zeigt die Gegenüberstellung von sechs sich im Betrieb der APG befindlichen Transformatoren mit
vergleichbaren Leistungsklassen und unterschiedlichem Baujahr. Es zeigt sich, dass sowohl die Leerlaufverluste
als auch die Kurzschlussverluste (Lastverluste) reduziert werden konnten. Gesamt kam es in den Leistungsbereichen 200–300 MVA zu einer Effizienzsteigerung von ca. 21 % und im Leistungsbereich 600 MVA zu einer
Effizienzsteigerung von 29 %. Diese Darstellung soll einen Überblick zu den Entwicklungen geben und kann
keinesfalls flächendeckend für das Übertragungsnetz angewendet werden.
Tabelle 15: Gegenüberstellung der Verlustanteile einzelner Transformatoren typischer Leistungsklassen, (APG 2014)
Spannung
Leistung
Baujahr
380/220kV
600MVA
1989
380/220kV
550MVA
2013
380/110kV
300MVA
1987
380/110kV
300MVA
2012
220/110kV
200MVA
1978
220/110kV
220MVA
2009
19
LL-Verluste
KS-Verluste
Lüfter+Pumpen
Gesamtverluste
-50 %
-23 %
-88 %
-29 %
-36 %
-18 %
-56 %
-21 %
-16 %
-20 %
-65 %
-21 %
Informationen von Siemens und ABB, Telefonate mit Hr. Schinwerl am 17.11.2014 um 13:30 und Hr. Peter Noll, am 14.10.2014 um 11:00
46
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
Die von renommierten Herstellern aggregierte Entwicklung ist in Tabelle 16 dargestellt.
Tabelle 16: Gegenüberstellung der Verlustanteile einzelner Transformatoren typischer Leistungsklassen, (Siemens 2014)
Spannung
Leistung
Baujahr
LL-Verluste
KS-Verluste
Lüfter+Pumpen
Gesamtverluste
400kV
600MVA
1981 1984
2012 2014
400kV
550MVA
-42,4%
-16,8%
k.A.
-21,5%
380/220kV
300MVA
1984
380/220kV
300MVA
2005
-30,5%
-29,3%
k.A.
-29,4%
220/220kV
200MVA
220/220kV
220MVA
-35,2%
-26,3%
k.A.
-29,1%
1970 1972
2008 2014
Laut Auskunft der Hersteller sind die Lüfter- und Pumpenverluste nicht vergleichbar, da diese je nach Kriterienanforderungen in Bezug auf die Geräuschemissionen stark variieren können. In Bezug auf die Gesamtverluste
haben die Lüfter- und Pumpenverluste praktisch keinen Einfluss.
In den Jahren 2012–2014 wurden die 600-MVA-Transformatortypen aus Gewichts- und Transportgründen
durch einphasige Einheiten ersetzt. Ein direkter Vergleich zwischen dreiphasigen und 3x1-phasigen
Transformatortypen ist nicht zulässig.
Es zeigt sich sowohl bei der exemplarischen Darstellung der in Betrieb befindlichen Transformatoren der APG
als auch bei der aggregierten Darstellung der Hersteller eine Verlustminimierung von 20–30 %.
3.6.5 Ökonomische Bewertung von Transformatoren
Ein Vergleich von Übertragungsnetztransformatoren bedarf infolge der im vorherigen Kapitel angeführten
teilweise großen Unterschiede der Ausführungen auf Grund von geforderten Ausschreibungskriterien für jeden
Einzelfall einer detaillierteren Betrachtung. Dennoch soll exemplarisch ein Wirtschaftlichkeitsvergleich eines
Standardtransformators mit einem verlustarmen Transformator im Falle einer Neuanschaffung dargestellt
werden. Auf Basis einer dynamischen Amortisationsrechnung soll gezeigt werden, inwieweit sich die
Anschaffungsmehrkosten eines verlustarmen Transformators ökonomisch darstellen lassen. Diese Betrachtung
wird für einen 300-MVA-Transformator durchgeführt (Höchstspannungsebene, 380 kV zu 110 kV). Die Verlustwerte (Kurzschluss-, Leerlauf-, Kühlungsverluste) sowie Investitionskosten stammen von einem in Betrieb
befindlichen Transformator der APG Baujahr 2012. Die Mehrkosten für den verlustarmen Transformator
basieren auf Abschätzung des Herstellers Siemens. Die Mehrkosten wurden für eine theoretische
Verlustreduktion des Transformators von 20 % berechnet.
Für eine erste Abschätzung werden die folgenden Annahmen getroffen:

Die Transformatoren arbeiten im Dauerbetrieb, 8760h im Jahr.

Die Transformatoren arbeiten im konstanten Teillastbetrieb von 50 %, Lastfaktor (a) beträgt 0,5.

Es werden ausschließlich die Investitionskosten betrachtet. Zusätzliche Kosten für Transport, Montage,
Inbetriebnahme, Wartung etc. werden nicht berücksichtigt.
47
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR

Die Abschreibungsdauer beträgt 50 Jahre.

Zinssatz p = 6,0 %

Zinsfaktor q = 1,06

Energiepreis 4,40 Cent/kWh
20
21
22
Die Amortisationsrechnung wurde mit der in Kapitel 3.6.2.4 dargestellten Formel durchgeführt.
Das Ergebnis der dynamischen Amortisationsrechnung zeigt eine Amortisationsdauer der Mehrkosten des 20 %
verlustärmeren Transformators von 15 Jahren.
3.6.6 Lastmanagement
Mit steigendem Ausbau der erneuerbaren Energien besteht zunehmend die Notwendigkeit, die Nachfrage nach
der elektrischen Energie an der Erzeugung zu orientieren. Die gezielte Steuerung von Verbrauchslasten wird als
Lastmanagement oder Demand-Side-Management (DSM) bezeichnet.
Der Begriff des Lastmanagements kann dabei unterschiedlich verstanden werden. In Zusammenhang mit
Haushalten kann er herkömmlich in Form von Nachtspeicherheizungen oder Wärmepumpen interpretiert
werden. Diese werden entweder nach einer festen Zeittabelle aktiviert oder durch ein Rundsteuersignal des
Netzbetreibers gesteuert. Eine weitere bestehende Anwendung von Lastmanagement gibt es im gewerblichen
und industriellen Bereich mit dem Ziel, kostenintensive Lastspitzen zu reduzieren. Aus Sicht des
Übertragungsnetzbetreibers bezieht sich Lastmanagement ebenso auf das im europäischen Netzverbund
eingeführte mehrstufige System zur Bereitstellung von Regel- bzw. Ausgleichsenergie (Primär-, Sekundär-,
Tertiärsystem, Stundenreserve).
Die bisher angewandten Lastmanagementverfahren stellen allerdings keine dynamische Orientierung des
Verbrauchs an eine infolge Einspeisung erneuerbarer Energieerzeuger volatile Erzeugungssituation dar. Die
aktuelle Herausforderung besteht darin, das Lastmanagement zu dynamisieren und an die Volatilität der
Stromerzeugung anzupassen.
Um dies zu realisieren, braucht es intelligente Netze oder „Smart Grids“, die alle Akteure des Energiesystems
über ein Kommunikationsnetzwerk miteinander verbinden. Smart Grids sind Stromnetze, welche durch ein
abgestimmtes Management mittels zeitnaher und bidirektionaler Kommunikation zwischen Netzkomponenten,
Erzeugern, Speichern und Verbrauchern einen energie- und kosteneffizienten Systembetrieb für zukünftige
Anforderungen unterstützen (smart grids.at 2015). Die Herausforderungen der Umsetzung eines Smart Grids
liegen einerseits im technischen Bereich, aber es sind auch notwendige Änderungen und Anpassungen
rechtlicher und ökonomischer Rahmenbedingungen von zentraler Bedeutung.
Je genauer man die aktuelle Erzeugung, den Verbrauch, die Speicherbeladung oder die aktuellen Belastungen
des Stromsystems kennt, umso besser und genauer lassen sich Steuerungs- und Regelungsmaßnahmen
ergreifen. Es ist daher ein Informationsaustausch zwischen den Komponenten bereitzustellen. Auf Seiten des
Endverbrauchs soll der Smart Meter als Bindeglied zwischen den Konsumenten und dem Stromnetz fungieren.
Aufgrund der nicht präzise planbaren Stromproduktion der erneuerbaren Energien ist die Kommunikationsmöglichkeit des Smart Meters mit dem Smart Grid eine Schlüsselfunktion, um Schwankungen im Netz zu
vermeiden.
20
e-control, Anlageklassen 2014.
Weighted Average Cost of Capital, Auskunft Verbund am 03.12.2014.
22
APG, durchschnittlicher Verlustenergiepreis, Report Ergebnisse, Lieferzeitraum 2014
21
48
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
Der Aufbau
einer geeigneten Infrastruktur (bzw. Smart Grids), die eine Einflussnahme auf die
Netzkomponenten (Erzeuger, Verbraucher, Speicher) ermöglicht, stellt die Basis für ein Lastmanagement bzw.
DSM dar. Ein Teilsegment des Lastmanagements, dessen Zielsetzung die kurzfristige Einflussnahme auf
Verbraucher darstellt, wird als „Demand Response“ bezeichnet.
Der Begriff Demand Response lässt sich von DSM vor allem in seiner zeitlichen Auswirkung abgrenzen.
Während DSM grundsätzlich jede Art der Endkundenmitwirkung umfasst, ist Demand Response zeitlich
kurzräumiger. DSM bezieht sich vor allem auf grundsätzliche Energieeffizienzmaßnahmen zur strategischen
Entwicklung des Energieverbrauchs. Demand Response ist als Überbegriff für die Vielzahl an Möglichkeiten zu
verstehen, wie das Stromverbrauchsverhalten von Endkunden durch ein Signal (monetär, aber auch nicht
monetär) beeinflusst werden kann, und zielt auf eine kurzfristige Veränderung des Stromverbrauchs ab.
Demand Response ist daher klar von Maßnahmen zu einem energetisch effizienteren Einsatz von Strom zu
unterscheiden. Demand Response trägt zu einem wirtschaftlich effizienteren Einsatz elektrischer Energie bei.
Mit den unterschiedlichen Ansätzen des Demand Response hat sich (Kollmann, A. et al. 2014) im Zuge des
Projektes LOADSHIFT eingehend beschäftigt. In dem Projekt wird analysiert, wie durch Lastverschiebungen die
optimale Integration der erneuerbaren Energieträger in das Gesamtenergiesystem ermöglicht werden kann.
Hauptaufgabe des Projekts LoadShift ist die Erstellung von Kostenkurven, die das Potenzial für
Lastverschiebung in Österreich und die Kosten zur Hebung dieses Potenzials darstellen. Geplantes Projektende
war das Jahr 2014, jedoch liegen noch keine offiziellen Ergebnisse vor.
Um den Beitrag des Lastmanagements bzw. Demand Response in Bezug auf einen stabilen und effizienten
Netzbetrieb bestimmen zu können, muss in erster Linie das dafür zu Verfügung stehende
Lastmanagementpotenzial bestimmt werden. Potenziale sind dort zu vermuten, wo auch die größten
Verbraucher liegen. In Österreich sind dies vor allem die privaten Haushalte sowie der gewerbliche und
industrielle Bereich.
Im Bereich der Haushalte wird eine Visualisierung der Verbrauchsmuster des Konsumenten in Zukunft möglich
sein. Es gilt jedoch abzuwarten, ob ausreichende monetäre Anreizsysteme geschaffen werden können, die zu
einer Beeinflussung des Verbraucherverhaltens führen. Ebenso werden detaillierte Untersuchungen benötigt,
um einen daraus resultierenden quantitativen Effekt auf den Energieverbrauch bestimmen zu können.
Im Bereich der Industrie und Gewerbe sind vor allem elektrische Prozesse relevant, bei denen der Zeitpunkt der
Stromaufnahme variiert werden kann, zum Beispiel die Bereitstellung von Wärme in Öfen oder Kälte in
Kühlhäusern, der Einsatz von Schreddern, Pumpen oder Mühlen, die Elektrolyse von Metallen oder die
Klimatisierung von Räumen (DENA 2012).
Die aktuellsten Potenziale ausgewählter energieintensiver Prozesse weist (Gruber, A. et al. 2014) aus. Die
Arbeit entstand in dem Projekt „Merit Order der Energiespeicherung im Jahr 2030“, das vom deutschen
Bundesministerium für Wirtschaft und Energie im Rahmen der Förderinitiative Energiespeicher zusammen mit
13 Industriepartnern gefördert wurde. Für die Abschätzung des regionalen Potenzials wurden verschiedene
Parameter, wie beispielsweise spezifischer Stromverbrauch pro produzierter Tonnage, Produktionsmengen und
-kapazitäten einzelner Standorte, mittlere Betriebsstunden sowie flexibilisierbarer Anteil der Last
herangezogen.
Im Rahmen einer Literaturrecherche wurden die unterschiedlichen energieintensiven Prozesse hinsichtlich
ihrer Eignung für das Lastmanagement identifiziert und ausgewählt. Für die regionale Potenzialermittlung
wurden folgende Prozesse ausgewählt:
49
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Tabelle 17: Lastmanagementpotenzial stromintensiver industrieller Prozesse, (Gruber, A. et al. 2014)
Ausgewählte energieintensive Prozesse
Ermitteltes Potenzial
Aluminiumelektrolyse für Primäraluminiumherstellung
In Österreich wird nur Sekundäraluminium hergestellt.
Aufgrund der geringen Stromintensität des Vorgangs findet
es keine Berücksichtigung hinsichtlich des
Lastmanagements.
Elektrolichtbogen-Öfen in der Stahlproduktion
Lastmanagementpotenzial durch Flexibilisierung von
Elektrolichtbogen-Öfen liegt bei ca. 33 MW.
Holzschleifer und Refiner in der Papierindustrie
Lastmanagementpotenzial liegt bei ca. 110 MW.
Chlorelektrolyse in der Chemieindustrie (Membran- und
Amalgam-Verfahren)
Lastmanagementpotenzial liegt bei ca. 10 MW.
Roh- und Zementmühlen in der Zementindustrie
Lastmanagementpotenzial liegt bei ca. 20 MW.
Die Prozesse weisen im Allgemeinen eine hohe installierte Leistung auf, können aufgrund von Speichermöglichkeiten zeitlich flexibel betrieben oder zeitweise in Teillast gefahren werden.
Die regionalen Lastmanagement-Potenziale wurden standortscharf für die einzelnen Branchen bestimmt. Diese
ergeben sich aus den Produktionsmengen je Standort und dem spezifischen Stromverbrauch, der pro
produzierter Tonne Produkt aufgewendet werden muss. Unter Berücksichtigung der unterschiedlichen
Benutzungsstunden der Prozesse wird auf die mittlere Last der Produktionsanlagen zurückgeschlossen. Die
meisten Anlagen können aufgrund von technischen Einschränkungen oder produktionsbedingt nicht zu 100 %
flexibel betrieben werden, weshalb nur ein unterschiedlich hoher Anteil letztendlich als LastmanagementPotenzial zur Verfügung steht. Die ausgewiesenen regionalen Lastverschiebungspotenziale ergeben eine Basis,
um zu berechnen, welchen Beitrag die energieintensive Industrie in Österreich zur Verbesserung der
Netzstabilität zukünftig leisten kann.
Zum jetzigen Zeitpunkt kann davon ausgegangen werden, dass Lastmanagement bzw. Demand Response einen
Beitrag zur Versorgungssicherheit und einem effizienten Netzbetrieb leisten kann. Eine Aussage zu den
quantitativen Effekten ist jedoch nicht möglich, da das Vorhandensein des technischen Potenzials alleine für die
Beeinflussung des kundenseitigen Verbrauchs nicht ausreichend ist. Es bedarf einer marktbasierten
Umsetzung, d.h. der Schaffung von Instrumenten wie zum Beispiel Tarifangeboten, die die Endkunden zur
Teilnahme motivieren. Klassische Anreizprogramme basieren auf schaltbaren, unterbrechbaren, begrenzbaren
und direkt kontrollierbaren Lasten. Diese werden, speziell über Rundsteueranlagen, heute schon, auch im
Kleinkundensegment, angewandt. Marktbasierte Programme dürften, so ist zu erwarten, für Kleinkunden
mittelfristig eher uninteressant und damit den Großkunden vorbehalten bleiben. Dies trifft v.a. für industrielle
Großkunden zu, die hohe Einsparpotenziale aufweisen.
3.7 Netzentwicklungsprojekte der APG mit Einfluss auf die Energieeffizienz
Laut ElWOG (Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz) wird von der APG seit 2011 gesetzlich
verpflichtend ein Netzentwicklungsplan (NEP) erstellt. Der jährlich aktualisierte NEP enthält alle in Österreich in
den zehn Folgejahren geplanten Kraftwerksprojekte sowie die in diesem Zeitraum dringend erforderlichen
Netzinfrastrukturmaßnahmen. Der aktuelle Netzentwicklungsplan 2013 (NEP 2013) umfasst die erforderlichen
Netzausbauprojekte im Übertragungsnetz der APG auf den Netzebenen 1, 2 und 3 im gesetzlich festgelegten
50
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
zehnjährigen Planungszeitraum von 2014 bis 2023. Im Rahmen der Studie ergab sich, dass die im NEP
angeführten Projekte bis 2020 ebenfalls die ökonomisch sinnvollsten Maßnahmen zur Minimierung der
Netzverluste darstellen. Die Projekte werden dabei in folgende Kategorien unterteilen:

Projekte von nationalem bzw. europäischem Interesse

Netzanschluss- bzw. Netzverbundprojekte

Spezifische Erweiterungsprojekte
Bis 2023 sind umfangreiche Netzverstärkungen und Netzausbauten in Österreich erforderlich. Die im APG
Netzentwicklungsplan 2013 dargestellten Projekte der kommenden zehn Jahre umfassen (NEP 2013):

Neue Leitungsprojekte im Ausmaß von rd. 260 km.

Umstellung von rd. 330 km Leitungen auf eine höhere Spannungsebene bzw. Auflage noch freier
Leitungssysteme auf bestehenden Gestängen.

Neubau und Erweiterungen von zahlreichen Umspannwerken mit einem Ausbauumfang von rd.
190 Schaltfeldern in den Spannungsebenen 380/220/110 kV.

Für die Kupplung der Netzebenen sowie zur Versorgung der Verteilnetze ist der Neubau von etwa
50 Transformatoren mit einer Gesamtleistung von rd. 18.000 MVA geplant (beinahe Verdopplung der
bestehenden Summenleistungen der Transformatoren).

Im Rahmen von Großprojekten wie z.B. der 380-kV-Salzburgleitung (Neubau von rd. 128 km) erfolgen
umfangreiche Leitungskoordinierungen und Optimierungen der Leitungstrasse, dabei können rd.
256 km alte, kapazitätsschwache Leitungen demontiert werden.

Darüber hinaus sind umfangreiche weitere Verstärkungsmaßnahmen von Umspannwerken und
Leitungen geplant.
Insgesamt werden davon im Zeitraum 2015–2020 bezogen auf die 380-kV- und 220-kV-Ebene 22 Einzelprojekte
sowie das Optimierungsprogramm Transformatoren (mit drei Transformatorprojekten) umgesetzt. Darin
enthalten sind vier 380-kV-Leitungs-Neubauprojekte, eine 220-kV-Leitungsverstärkung, zehn Transformatorenaustauschprojekte und 14 Transformatorenneubauprojekte.
Bei allen diesen zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit getroffenen Umsetzungsprojekten kann von
einem positiven Einfluss auf die Netzverluste ausgegangen werden, wobei eine quantitative Ermittlung der
konkreten Auswirkungen eine detailliertere Untersuchung erfordern würde, als sie im Rahmen dieser Studie
möglich ist. Die wichtigsten Projekte aus dem NEP 2013, die planmäßig im Zeitraum 2015–2020 umgesetzt
werden, sind:
Projekte im nationalen/europäischen Interesse

Netzraum Kaprun: 380-kV-Ausbau UW Kaprun – NK Tauern

UW Obersielach: 3. 380/220-kV-Umspanner

380-kV-Salzburgleitung NK St. Peter – NK Tauern

380-kV-Leitung St. Peter - Staatsgrenze DE (Isar/Ottenhofen)

UW Westtirol: 2. 380/220-kV-Umspanner

Zentralraum Oberösterreich

Umstellung Westtirol – Staatsgrenze DE (Memmingen) auf 380 kV

Reschenpassleitung 380-kV-Neubau
51
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Netzverbundprojekte für Verteilernetzbetreiber

UW Kainachtal: 4. 380/110-kV-Umspanner SNG

UW Landschütz: 380/110-kV-Netzabstützung TIWAG Netz

UW Bisamberg: 3. 380/110-kV-Umspanner EVN Netz (Anschluss Windkraft)

UW Bisamberg: 4. 380/110-kV-Umspanner EVN Netz (Anschluss Windkraft)

UW Leonding: 110/10-kV-Netzabstützung LINZ STROM Netz

UW Jochenstein: 220/110-kV-Netzabstützung EAG Netz

UW Villach Süd: 220/110-kV-Netzabstützung KNG

UW Groß-Enzersdorf: 220/110-kV-Netzabstützung WES (Anschluss Windkraft)

UW Großraming: 110/30-kV-Netzabstützung EAG Netz (Anschluss Windkraft)

UW Wien Südost: Einbindung 380-kV-Leitung nach Simmering WES

UW Neusiedl/Zaya: 220/110-kV-Netzabstützung für EVN Netz (Anschluss Windkraft)

UW im Raum südlich von Wien: 380/110-kV-Netzabstützung WES (Anschluss Windkraft)

13-9 UW Zurndorf: 4. 380/110-kV-Umspanner NBS (Anschluss Windkraft)

UW Hadersdorf/Mürztal: 220/110-kV-Netzabstützung SNG
Netzanschlussprojekte für Kraftwerke und Merchant Lines

UW Dürnrohr: 380-kV-Einbindung KW Dürnrohr EVN (Anschluss Windkraft)

UW Molln: 220-kV-Einbindung KW Energiespeicher Bernegger
Spezifische Erweiterungsprojekte

Optimierungsprogramm Transformatoren



Ernsthofen
Obersielach
Ternitz RHU
Auf folgende Infrastrukturprojekte bezogen auf NE1-NE3 wurde ebenfalls durch die Netzbetreiber innerhalb
des Fragebogens explizit hingewiesen:

Netzabstützung im Raum Villach (UW-Villach Süd), NE2 – KNG Kärnten Netz GmbH

110-kV-Anbindung des Mittelkärntner Raumes, NE3 – KNG Kärntner Netz GmbH

Errichtung einer 380kV Doppelleitungsverbindung von 8,1km Länge, NE1 – Wiener Netze GmbH

Erweiterung des 380/110-kV UW Kainachtal/Zwaring, NE2 – Stromnetz Steiermark GmbH

Neubau des 220/110-kV UW Hadersdorf, NE2 – Stromnetz Steiermark GmbH

Ausbau und Verstärkung des 110-kV Kabelnetzes im Großraum Graz, NE2 – Stromnetz Steiermark
GmbH

Laufende Erneuerung und Verstärkung von 110-kV Freileitungen, NE2 – Stromnetz Steiermark GmbH
Auf Verteilernetzebene (NE4-NE7) wurden durch die Netzbetreiber keine spezifischen Infrastrukturprojekte
genannt. Grundlage für Investitionsentscheidungen in das Verteilernetz sind primär exogene Faktoren wie die
Last- und Bedarfsentwicklung, Entwicklung der Erzeugungsstruktur, das Abnahmeverhalten der Verbraucher
52
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
sowie von technischen Störungen. Im Rahmen der technischen/wirtschaftlichen Prüfung dieser Investitionsentscheidungen werden auch die positiven Auswirkungen auf die Netzverluste mitberücksichtigt.
3.8 Qualitative Beschreibung der Effizienzpotenziale im Verteilernetz
Das österreichische Entgeltsystem für die Nutzung der Stromversorgungsnetze sieht vor, dass Stromerzeuger
sowie Entnehmer unter anderem ein Netzverlustentgelt zahlen. Mit diesem Entgelt werden gemäß § 53 ElWOG
2010 „jene Kosten abgegolten, die dem Netzbetreiber für die transparente und diskriminierungsfreie
Beschaffung von angemessenen Energiemengen zum Ausgleich physikalischer Netzverluste entstehen“. Die
Höhe der Verlustkosten ergibt sich aus der Menge der Verlustenergie und den spezifischen Beschaffungskosten
für die Verlustenergie. Die aktuellen Regelungen sehen vor, dass die bei den Netzbetreibern anfallenden
Kosten zur Deckung der Verlustenergiemengen in voller Höhe über das Netzverlustentgelt erstattet werden,
sofern die Mengen in einem transparenten, diskriminierungsfreien und marktorientierten Verfahren beschafft
werden und die Verlustenergiemengen einen bestimmten prozentualen Anteil des Energieabsatzes eines
Netzes nicht überschreiten. Etwaige über diese Schwelle hinausgehende Verlustkosten werden nur teilweise in
der Kalkulation des Verlustentgelts berücksichtigt, so dass ein Anreiz für Netzbetreiber entsteht, eine
Überschreitung dieser Schwelle zu vermeiden.
Für diese Schwelle wird bisher ein pauschaler Prozentsatz angesetzt, der nicht nach den von einem
Netzbetreiber betriebenen Netzebenen differenziert ist. Die Regulierungsbehörde E-Control strebt an, diese
Schwelle in der Anfang 2014 beginnenden dritten Regulierungsperiode nach Netzebenen zu differenzieren, um
physikalisch bedingten prinzipiellen Unterschieden zwischen den Netzebenen Rechnung tragen zu können. Dies
gab den Anlass zu einem von der Energie-Control Austria und Oesterreichs Energie beauftragten Gutachten zur
„Ermittlung von Verlustanteilen je Netzebene“ (NE3-NE7), das 2013 von dem Unternehmen Consentec GmbH
finalisiert wurde. Im Folgenden werden die wesentlichen Ergebnisse der Studie zusammengefasst.
3.8.1 Methodik
Die verwendete Untersuchungsmethodik beruht auf der Modellierung typischer und aktueller Netzstrukturen
und Betriebsmittel der betrachteten Netzebenen und der Ermittlung und Hochrechnung der
Netzverlustmengen für diese modellhaften Netzkonstellationen unter Berücksichtigung typischer
Belastungsprofile („bottom up“ Modell). Die dafür notwendigen Basisdaten wurden aus der jährlichen
Bestandsstatistik der E-Control sowie den Ergebnissen eines an 20 Netzbetreiber versendeten Fragebogens
generiert. Es wurden sämtliche Verluste, die in den betrachteten Betriebsmitteln (Transformatoren,
Freileitungen, Kabel, Isolatoren, Sicherungen, Lastschaltern etc.) anfallen, berücksichtigt. Ebenso wurden
basierend auf den Gegebenheiten des Geschäftsjahres 2011 für jede zu betrachtende Leitungsebene typische
Formen von Leitungsabgängen definiert, die sich nach Leitungslänge und Verzweigungsgrad unterscheiden.
3.8.2 Annahmen
Die Strukturen von Verteilernetzen weisen naturgemäß starke Unterschiede auf. Die verwendeten
Grundformen von Leitungsabgängen sind dennoch meist ähnlich. Daher konnten die für die Höhe der
Netzverluste relevanten Eigenschaften durch eine Einteilung der Netze in „Cluster“ von Strukturformen relativ
genau modelliert werden. Die in der Studie verwendeten Einteilungen der Netze in Strukturformen sind jeweils
für städtische und ländliche Mittelspannungs- und Niederspannungsnetze durchgeführt worden. Abbildung 19
zeigt exemplarisch die angenommenen Strukturformen des städtischen Niederspannungsnetzes.
53
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Ohne Verzweigung
Anteil 70 %
Leitungslänge 150-300m
2-fach Verzweigung
Anteil 25 %
Leitungslänge 200-350m
3-fach Verzweigung
Anteil 5 %
Leitungslänge 300-500m
Abbildung 19: Netzstrukturen des städtischen Niederspannungsnetzes (Consentec 2013)
Für die Leitungen der betrachteten Netzebenen wurden jeweils standardisierte Leitungstypen und einheitliche
Verteilungen der Leitungsquerschnitte zugrunde gelegt. Die verwendeten Angaben sind Tabelle 18 zu
entnehmen. Bei den Nieder- und Mittelspannungskabeln wurde baujahrabhängig nach Isolations-Technologien
differenziert. Als Niederspannungskabel wurde für das Baujahr vor 1980 ein Aluminiumkabel mit Papier-MasseIsolierung festgelegt. Für das Baujahr nach 1980 ein Aluminiumkabel mit Kunststoffisolierung. Für den Bereich
2
der Mittelspannung wurde für die Querschnitte größer 185 mm Kupfer als Leitermaterial festgelegt. Für
2
Querschnitte kleiner 185mm Aluminium. Im Bereich der Hochspannung wurde für Freileitung Al/St 265/35
2
festgelegt und für Kabel N2XS2Y 400 mm .
Tabelle 18: Parameter zu Leitungsmaterialien und -querschnitten (Consentec 2013)
Leitungsquerschnitte Kabel Nieder- und Mittelspannung
mm2
<=50
95
150
>=185
NS
10 %
30 %
50 %
10 %
MS
10 %
30 %
50 %
10 %
Leitungsquerschnitte Freileitung Nieder- und Mittelspannung
mm2
<=35
50
>=95
NS
20 %
50 %
30 %
MS
10 %
60 %
30 %
Die für Transformatoren angesetzten Parameter zu Leistungsklassen und technischen Kenndaten sind Tabelle
19 für Netzebene 6 (Mittel-/Niederspannung) und Tabelle 20 für Netzebene 4 (Hoch-/Mittelspannung)
54
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
aufgeführt. Die Auswertung der Fragebögen an die Netzbetreiber zeigte, dass für MS-/NS Transformatoren im
städtischen Bereich Leistungsklassen von ca. 500kVA und im ländlichen Bereich ca. 300 kVA eingesetzt werden.
Für das Modell wurden für den städtischen Bereich die Leistungsklassen 400 kVA, 630 kVA, 800 kVA mit der
Verteilung 60 %, 35 %, 5 % gewählt. Für den ländlichen Bereich wurden die Leistungsklassen 100 kVA, 250 kVA,
400 kVA mit der Verteilung 20 %, 30 %, 50 % festgelegt.
Tabelle 19: Parameter zur Dimensionierung von Transformatoren Mittel-/Niederspannung (Consentec 2013)
Eisenverluste von MS-/NS Transformatoren
Baujahr
<=100kVA
250kVA
400kVA
630kVA
>=800kVA
1960
380
680
1200
2100
2800
1965
280
500
900
1500
2400
1970
240
500
800
1100
1500
1975
240
440
700
920
1300
1980
240
380
600
780
1100
1985
200
340
600
730
1100
1990
180
320
600
730
1100
1995
150
300
470
700
1000
2000
160
310
470
600
1000
2005
160
350
530
650
800
2010
160
350
530
650
800
Kupferverluste von MS-/NS Transformatoren
Baujahr
<=100kVA
250kVA
400kVA
630kVA
>=800kVA
1960
1700
3300
5500
10400
12500
1965
1700
3500
5800
7800
12000
1970
1700
3600
5800
7800
10000
1975
1700
3200
5000
6600
8000
1980
1700
3000
4600
6500
7500
1985
1700
2900
4300
6400
7500
1990
1400
2700
4000
6400
7500
1995
1000
2600
3100
4300
7500
2000
1100
2500
3500
5500
7500
2005
1000
2400
3700
5500
7500
2010
1000
2500
3700
5500
7500
Die Auswertung aus den Erhebungsbogen liefert einheitlich 30 MVA als Leistungsklasse der Mittelspannungsebene. Die Verluste für 32-MVA-Transformatoren wurden in Tabelle 20 festgelegt.
55
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Tabelle 20: Parameter zur Dimensionierung von Transformatoren Hoch-/Mittelspannung (Consentec 2013)
Baujahr
Eisenverluste [kW]
Kupferverluste [kW]
1960
30
150
1965
25
120
1970
25
120
1975
20
120
1980
20
100
1985
15
100
1990
12
100
1995
12
100
2000
15
120
2005
15
120
2010
15
120
Auch für die sonstigen berücksichtigten Betriebsmittel wurden standardisierte Kenndaten zugrunde gelegt, so
z.B.

für Elektrizitätszähler in der Netzebene 7 eine mittlere jährliche Verlustmenge von 25 kWh (ermittelt
aus Zählerdatenblättern, die von Oesterreichs Energie bereitgestellt wurden) und

für Blindleistungs-Kompensationselemente in Netzebene 3 ein spezifischer Verlustanteil von 0,2 % bei
einer Einschaltdauer von 1/3 der Stunden eines Jahres.
3.8.3 Ergebnisse
Angaben zu den Verlustmengen je Netzebene gehen auch aus den an die Netzbetreiber versendeten
Erhebungsbögen hervor. Die aus diesen Angaben ermittelten Verlustanteile für die 20 betrachteten
Netzbetreiber gibt Tabelle 21 wieder.
Tabelle 21: Verlustanteile gemäß Netzebenen-spezifischen Verlustangaben aus den Erhebungsbögen der 20 detailliert
betrachteten Netzbetreiber (Consentec 2013)
Minimum
Mittelwert
Maximum
NE3
0,0 %
0,7 %
1,5 %
NE4
0,1 %
0,4 %
1,2 %
NE5
0,2 %
1,0 %
2,1 %
NE6
0,3 %
1,4 %
3,3 %
NE7
1,3 %
3,3 %
5,8 %
Es zeigt sich, dass die Verlustanteile in allen Netzebenen eine erhebliche Streuung aufweisen. Bei Summation
über alle betrachteten Netzebenen (3–7) ergibt sich naturgemäß eine geringere Streuung, aber auch hier liegt
der Maximalwert noch ungefähr beim 2,5-fachen des Minimalwerts. Die Mittelwerte liegen meist ungefähr in
56
BEWERTUNG DER STROMINFRASTRUKTUR
der Mitte zwischen Minimal- und Maximalwert, was auf eine näherungsweise symmetrische Verteilung der
Einzelwerte hindeutet.
Es wurde ermittelt, welche Verlustanteile sich bei Annahme eines „Idealnetzes“ bezogen auf die
Betriebsmitteldimensionierung und -altersstruktur ergeben würden. Diese Untersuchung ist auf die Frage
ausgerichtet, welche Verlustabsenkung (theoretisch) durch konsequente Umsetzung verlustreduzierender
Maßnahmen bei der Auswahl der verwendeten Betriebsmittel erzielt werden könnte. Die für diese
Untersuchung abgestimmten Parameterwerte sind in Tabelle 22 angeführt.
Tabelle 22: Parameter für Untersuchung „Idealnetz“ (Consentec 2013)
Netzebene 3
Unverändert gegenüber Referenz
Netzebene 4
Größenverteilung gemäß Referenz
Ausschließlich neue Transformatoren
Netzebene 5
2
Kabelquerschnitt 250 mm , kunststoffisloliert
Ländlich 70 % Kabelanteil Freileitung gemäß Referenz
Städtisch 100 % Kabelanteil
Netzebene 6
Größenverteilung gemäß Referenz
Ausschließlich neue Transformatoren
eigenschaften gemäß EN 50464-1, Klasse A
Netzebene 7
mit
Verlust-
2
Kabelquerschnitt 150 mm , kunststoffisoliert
Ländlich 80 % Kabelanteil, Freileitung gemäß Referenz
Städtisch: 100 % Kabelanteil
Die Ergebnisse sind in Tabelle 23 dargestellt und zeigen dass mit den hier unterstellten Maßnahmen (langfristig
und unter sonst unveränderten Bedingungen) signifikante Verlustabsenkungen erreicht werden, die sich
allerdings von Netzebene zu Netzebene deutlich unterscheiden.
Tabelle 23: Ergebnis der Untersuchung „Idealnetz“ (Consentec 2013)
Minimum [%]
Mittelwert [%]
Maximum [%]
Standardabweichung [%]
NE3 Referenz
0,3
0,7
2,7
0,7
NE3 Idealnetz
0,3
0,7
2,7
0,7
NE4 Referenz
0,2
0,3
0,5
0,1
NE4 Idealnetz
0,1
0,3
0,4
0,1
NE5 Referenz
0,2
0,9
1,7
0,5
NE5 Idealnetz
0,1
0,5
1,0
0,3
NE6 Referenz
1,0
1,6
2,1
0,3
NE6 Idealnetz
0,7
1,1
1,4
0,2
NE7 Referenz
1,2
3,1
6,0
1,4
NE7 Idealnetz
1,1
2,6
5,7
1,2
57
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
4 Bewertung der Erdgasinfrastruktur
4.1 Kurzdarstellung des österreichischen Erdgasmarktes
Der österreichische Erdgasmarkt, welcher gemäß den diesbezüglichen gesetzlichen Regelungen liberalisiert ist,
kann als hoch entwickelt angesehen werden. Aufgrund der Lage Österreichs im europäischen Kontext hat sich
Österreich zu einem bedeutenden Transitland entwickelt. Die Transportkapazität wurde im Jahr 2012 zu ca.
3
23
100 Mrd. Nm /Jahr vermarktet. Die tatsächliche Transitmenge liegt niedriger, da die Rohrleitungen nicht zu
100 % ausgelastet werden. Die Auslastung der Rohrleitungen hängt, neben den saisonalen und stündlichen
Auslastungsunterschieden, von den Temperaturbedingungen und den wirtschaftlichen Aktivitäten in den
versorgten Ländern ab.
Die Bedeutung des österreichischen Erdgasmarktes wird durch den Central European Gas Hub noch verstärkt.
3
In Österreich werden pro Jahr ca. 8–9 Mrd. Nm Erdgas verbraucht. Der stündliche Spitzendbedarf liegt bei
3
etwa 2,5 Mio. Nm /h.
Die charakteristischen Größen der Leistung sind in der folgenden Grafik dargestellt.
Abbildung 20: Charakteristische Größen der Leistung; Quelle: E-Control http://www.econtrol.at/de/statistik/gas/betriebsstatistik/betriebsstatistik2013; entnommen am 5.8.2014
23
Gas Connect Austria: Factsheet S. 1; Stand April 2013; http://www.gasconnect.at/de/News-And-Press/Factsheet; entnommen am
5.8.2014
58
BEWERTUNG DER ERDGASINFRASTRUKTUR
Die Hauptversorgungsleitungen für die Inlandsversorgung und den Transit sind aus der folgenden Abbildung ersichtlich.
Abbildung 21: Erdgasinfrastruktur in Österreich; Georeferenzierte Darstellung nach Netzebenen; Quelle: AGGM; http://www.aggm.at/netzinformation/infrastruktur; entnommen am
5.8.2014
59
BEWERTUNG DER ERDGASINFRASTRUKTUR
Die installierten Rohrleitungslängen auf der Ebene 1 – inkl. Fernleitungen – betrugen mit Ende 2012:

≤ DN 300: 501 km

DN 300 – DN 600: 746 km

> DN 600: 1.963 km.
Die Länge der installierten Verteilerleitungen auf der Ebene 2 betrug mit Ende 2012:

≤ DN 300: 3.277 km

DN 300 – DN 600: 395 km

> DN 600: 3 km.
Die Länge der installierten Verteilerleitungen auf der Ebene 3/Ortsnetze betrug mit Ende 2012:

Ortsnetze: 18.532 km

Ebene 3 ohne Ortsnetze: 15.512 km.
4.2 Informationen der Netzbetreiber sowie des Markt- und
Verteilergebietsmanagers
Im Zuge der vorliegenden Studie wurden alle Erdgasnetzbetreiber, der Marktgebietsmanager und der
Verteilergebietsmanager mittels eines Fragebogens kontaktiert, um relevante Informationen über die
jeweiligen Erdgasnetze einzuholen.
Die Themenbereiche des Fragebogens umfassten:

Angabe der Netzverluste unterteilt in Verluste bedingt durch Undichtigkeiten und Reparaturen

Netzverluste-Ermittlungsmodelle

Transportbedingte Druckverluste (Rohrreibungsverluste in Abhängigkeit des Betriebsdruckes und der
Betriebstemperatur)

Angaben zu Kompressorantrieben (E-Motor oder Erdgasturbine)

Angaben zu Erdgasvorwärmstationen

Angaben zu Smart Grids (Smart Meter, Laststeuerung)
Die wesentlichen Ergebnisse der Befragung wurden in allen Kapiteln der vorliegenden Studie eingearbeitet. Im
Folgenden werden die Informationen zu den ausgewiesenen Netzverlusten in aggregierter Form dargestellt.
Der Fragebogen wurde von den relevanten Netzbetreibern – sowohl auf Fernleitungs- regionaler
Verteilerleitungs- und Verteilerleitungsebene in ausreichender Anzahl und Qualität beantwortet.
4.3 Betrieb des Rohrleitungssystems aus dem Blickwinkel der Energieeffizienz
4.3.1 Technische Grundlagen
Obwohl Erdgas sehr oft mit Strom verglichen wird und zweifelsohne Gemeinsamkeiten vorhanden sind, ist
Erdgas in vielen maßgeblichen Kriterien unterschiedlich.
61
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Ein Großteil des in Österreich verbrauchten Erdgases wird über große Distanzen nach Österreich transportiert.
Somit hängen die Einspeisepunkte in das österreichische Erdgasnetz von den geologischen Gegebenheiten in
Österreich (Inlandsproduktion sowie Erdgasspeicheranlagen) sowie von den Import- bzw. Transitrouten ab.
Eine logistische Optimierung – wie teilweise bei der Anordnung von Kraftwerken – ist im Erdgassektor meistens
nicht im vollen Umfang möglich, andererseits ist Erdgas speicherbar.
Erdgas wird in den Fernleitungen – inklusive der regionalen Verteilerleitungen – mit einer Geschwindigkeit von
ca. 5 – 10 m/s transportiert.
Erdgas muss beim Kunden mit

einer spezifizierten Qualität

einem spezifizierten Druck

einer verbrauchsentsprechenden Menge – bis zur maximalen Abnahmemenge
angeliefert werden.
Bei einem Greenfield-Investment in Rohrleitungen dimensioniert man die entsprechende Leitung, indem man
das betriebswirtschaftliche Optimum (Summe aus den Kapital- und Betriebskosten) – somit unter
Berücksichtigung der Energieeffizienzkriterien – bestimmt.
Bei einem bestehenden Rohrleitungssystem stellen sich die Fragen:

der Verfügbarkeit von Transportkapazitäten

bzw. bei verfügbarer Kapazität des optimalen Betriebsdruckes, um die Betriebskosten gering zu
halten.
Die nachstehende Formel von Darcy/Weisbach (1)– in einer simplifizierten Form – und deren Ableitungen (2)24
(8) zeigen die Zusammenhänge der technischen Parameter, wie Rohrleitungsdurchmesser, Druckabfall, Länge
der Rohrleitung, Temperatur und Rohrreibungskoeffizient etc. auf.
24
Gas Transmission Europe: Definition of available capacities at cross-border points in liberalized markets, July 2003, P. 12
62
BEWERTUNG DER ERDGASINFRASTRUKTUR
Diese Formel bezieht sich auf einen stationären Strömungszustand, welcher aber ausreichend genaue
Näherungswerte liefert. Für Berechnungen in den Verteilernetzen wird üblicherweise als Temperaturwert die
Bodentemperatur eingesetzt, während für Fernleitungen eine Temperaturerhöhung – bedingt durch die
Kompression – berücksichtigt wird.
Im Falle von zu überwindenden Höhenunterschieden sind diese auch zu berücksichtigen.
Die abgebildete Formel basiert auf einer quadratischen Funktion betreffend Druckabfall. D.h., dass eine
Geschwindigkeitsänderung sich im Hinblick auf den Druckabfall zum Quadrat auswirkt, während
Dichteänderungen als auch Temperaturänderungen linear einfließen.
Unter der Annahme des maximal möglichen Betriebsdruckes als Einspeisedruck und der Voraussetzung der
Einhaltung des minimalen Entnahmedruckes lässt sich die Kapazität wie folgt kalkulieren:
Ableitend aus der obigen Formel, lässt sich der Zusammenhang zwischen der Kapazität, dem Durchmesser und
dem Rohrreibungskoeffizienten wie folgt ausdrücken:
Weil der Rohrreibungskoeffizient eine implizite Funktion des Durchmessers ist, kann der Zusammenhang
zwischen Kapazität und Durchmesser – wie nachstehend abgebildet – ausgedrückt werden.
63
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Der Rohrreibungskoeffizient beträgt:

2.595 für eine Rohrrauigkeit k von 0,07 mm (die typischen Werte für Stahlrohre ohne EpoxidharzLining bewegen sich im Bereich zwischen 0,02 – 0,07 mm)

2,580 für eine Rohrrauigkeit k von 0,006 mm (die typischen Werte für Stahlrohre mit Epoxidharz-Lining
bewegen sich in einem Bereich von 0,006 – 0,02 mm)
Der Zusammenhang zwischen den Kapazitäten von Rohren unterschiedlichen Durchmessers kann wie folgt
ausgedrückt werden:
Die Durchmesser d1 und d2 sind die zu vergleichenden Rohrleitungsdurchmesser.
3
Die Kapazitäten q0,1 und q0,2 in Nm /h ergeben sich unter Normalbedingungen.
Aus den dargestellten Zusammenhängen wird ersichtlich, dass der Effekt des Rohrleitungsdurchmessers sich
mit einem Exponenten von ca. 2,6 auswirkt. D.h., dass eine Verdoppelung des Durchmessers eine fast
sechsfache Kapazitätserhöhung bewirkt.
Aus der folgenden Abbildung sind die beschriebenen Wirkungszusammenhänge ersichtlich – wobei ein
Durchmesser von DN 300 als Ausgang (Bereich DN 300 – DN 1100) angenommen wurde. Der Einspeisedruck
wurde mit 52 bar, der Ausgangsdruck mit 40 bar beispielhaft festgelegt. Die angenommene Länge der
Rohrleitung beträgt 80 km.
Abbildung 22: Transportation capacity as a function of pipeline diameter for the selected example of an 80 km pipeline.
Quelle: Gas Transmission Europe: Definition of available capacities at cross-border points in liberalized markets, July 2003,
P. 8
In Ableitung der Formel (2) kann der Zusammenhang zwischen Kapazität und Druckabfall wie folgt dargestellt
werden:
64
BEWERTUNG DER ERDGASINFRASTRUKTUR
Der Einspeisedruck wird entweder durch die Vorgaben des Versorgers oder durch technische
Rahmenbedingungen spezifiziert. Der minimale Entnahmedruck ergibt sich aus den technischen Anforderungen
des Kunden. Aufgrund unterschiedlicher Auslastungsanforderungen kann sich der Einspeisedruck stark ändern.
Um den Effekt des Rohrleitungsdruckes auf die Kapazität auszudrücken, ist es anwenderfreundlich, die Formel
(6) wie folgt umzuformen
Der Druckabfall zum Quadrat ist gleich dem Produkt des linearen Druckabfalls, multipliziert mit dem doppelten
mittleren Betriebsdruck.
Somit ergibt sich die Kapazität als Funktion der folgenden Art:
Ausgehend von einem konstanten Druckabfall erhöht sich die Kapazität mit der Quadratwurzel aus dem
verfügbaren Druckabfall, multipliziert mit der Quadratwurzel aus dem mittleren Betriebsdruck. In der Praxis
werden die Rohrleitungen auf einen Druckabfall von 0,1 – 0,2 bar pro Kilometer ausgelegt.
Wie aus den generellen Gleichungen (1) und (2) ersichtlich, sind auch andere Faktoren – welche die Kapazität
beeinflussen – zu berücksichtigen. Diese sind:

Die mittlere Gastemperatur

Die physikalischen Eigenschaften von Erdgas (Dichte, Gaskoeffizient)

Der Rohrleitungskoeffizient – welcher vorwiegend durch die Rohrrauigkeit determiniert wird.
Generell kann gesagt werden, dass sich diese Faktoren entweder in einem sehr engen Bereich (wie
beispielsweise die Erdgastemperatur) bewegen oder einen geringen Effekt im Vergleich zum Durchmesser und
mittleren Betriebsdruck haben. Falls ein maximaler Druckabfall pro Längeneinheit angesetzt wird, sind die
Auswirkungen der Rohrleitungslänge vernachlässigbar.
Auslegung der Kompressoren
Der erforderliche Druckaufbau in der Rohrleitung – als Konsequenz des durch den Transport bewirkten
Druckabfalles – erfolgt durch Kompressoren.
65
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Abbildung 23: Design parameters for the calculation of the technical capacity: compressor stations. Quelle: Gas
Transmission Europe: Definition of available capacities at cross-border points in liberalized markets, July 2003, P. 10
Die erforderliche Kompressorleistung berechnet sich entsprechend der folgenden Formel:
Der polytropische Druck wird wie folgt berechnet:
66
BEWERTUNG DER ERDGASINFRASTRUKTUR
Die polytropische Effizienz wird überschlägig mit der nachstehenden Gleichung ermittelt:
k: Isentropenexponent
4.3.2 Gesetzliche Vorgaben für den Netzbetrieb
Aus den obigen Ausführungen wird ersichtlich, dass der optimale Betrieb des Erdgasnetzes – aus der Sicht der
Druckverlustoptimierung und dem daraus resultierenden geringeren Kompressionsenergiebedarf – einen
wesentlichen Einfluss auf die Energieeffizienz hat.
Der sichere und leistungsfähige Betrieb der Fernleitungsanlagen obliegt den jeweiligen Fernleitungsnetzbetreibern. Dem Marktgebietsmanager ist gemäß § 14 (1) Z 3 GWG IV die Koordinierung der Netzsteuerung
und der Einsatz des Netzpuffers sowie der Abruf der physikalischen Ausgleichsenergie im Zusammenwirken mit
dem Verteilergebietsmanager übertragen.
Die Gasflusssteuerung in den Verteilerleitungen gemäß Anlage 1 des GWG IV wird durch den Verteilergebietsmanager bewerkstelligt.
Einerseits muss der Verteilergebietsmanager die relevanten Rohrleitungen im Rahmen der systemtechnischen
Kriterien steuern, andererseits muss der Verteilergebietsmanager auch darauf achten, dass der Einsatz von
Regelenergie effizient erfolgt wie auch der Abruf von physischer Ausgleichsenergie minimiert wird.
Ebenfalls hat der Marktgebietsmanager, in enger Zusammenarbeit mit den Fernleitungsnetzbetreibern und
dem Verteilergebietsmanager, dafür Sorge zu tragen, dass die ausweisbaren festen frei zuordenbaren
25
Kapazitäten – in Abhängigkeit des Betriebszustandes, also auch des Betriebsdruckes – optimiert werden . Bei
Bedarf sind Maßnahmen, welche wirtschaftlich zumutbar sein müssen, einzuleiten, um die ausweisbare feste
frei zuordenbare Kapazität zu erhöhen.
Ebenso haben der Marktgebietsmanager und der Verteilergebietsmanager, in enger Zusammenarbeit, die
Pflicht, die Netze so zu koordinieren bzw. zu steuern – unter Einbeziehung der Nominierungs- und ReNominierungsregeln – dass den Anforderungen des Ausgleichsenergieregimes Genüge getan wird. D.h., dass es
möglich sein muss, die Netznutzer mit einer vertraglichen Höchstleistung von ≤ 10.000 kWh/h sowie die
Netznutzer, deren vertragliche Höchstleistung > 10.000 kWh/h und ≤ 50.000 kWh/h beträgt und die für eine
Tagesbilanzierung optieren, pro Gastag zu bilanzieren. Diese Anforderung bedeutet, dass eine hohe Nutzung
des Netzpuffers – unter Berücksichtigung der Netzkopplungsverträge sowie der Operational Balancing
25
Die Anforderung der Tagesbilanzierung und die Nutzung des Netzpuffers zum Lastausgleich reduziert Leitungskapazitäten und erhöht
folglich den Eigenverbrauch der Kompressoren
67
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Agreements – im Vordergrund steht, selbstverständlich unter Einhaltung der Kriterien eines sicheren und
zuverlässigen Netzbetriebes.
4.3.3 Potenzielle Auswirkungen der gesetzlichen Rahmenbedingungen auf die
Energieeffizienzziele
Diese Anforderungen – wie beispielsweise die Nutzung des Netzpuffers – bewirken, dass das System nicht
immer nach Energieeffizienzgesichtspunkten geführt wird, sondern dass übergeordnete, systemimmanente
Anforderungen erfüllt werden müssen.
Dies bedeutet allerdings nicht, dass der energieeffiziente Betrieb vernachlässigt wird, sondern dass es
26
systembedingt zeitweise notwendig ist, die Energieeffizienzkriterien unterzuordnen . In anderen Worten, die
Systeme werden so nahe wie möglich am optimalen Betriebspunkt – aus der Energieeffizienzperspektive –
betrieben, solange keine übergeordneten Anforderungen auftreten. Da die Kosten für die
Kompressorantriebsenergie aus Sicht des Netzbetreibers eine – bedingt durch die Tarifierungsmethode und die
damit verbundene Aufrollung – zeitlich versetzte Durchlaufposition darstellt, somit mit keinem Gewinnanteil
behaftet ist, hat der Netzbetreiber inhärent kein Interesse an hohen Kompressorantriebsenergiekosten, zumal
diese Kosten der Netzbetreiber von der Energieregulierungsbehörde als selbständige Kostenposition geprüft
und anerkannt werden.
Die Netzbetreiber haben aufgrund des Wettbewerbs von Erdgas zu anderen Energieträgern Interesse daran,
dass die Preise für den Bezug von Erdgas – also die Summe aus den Tarifen für die Netznutzung und dem Preis
für die Ware Erdgas – bei Abdeckung ihrer berechtigten Kosten für die Erdgasnetze, samt angemessenem
Gewinn – aus der Konsumentensicht vertretbar sind. Dies insbesondere vor dem Hintergrund eines in den
27
letzten Jahren sinkenden Erdgasverbrauchs – welcher sich ohne Gegenmaßnahmen, bedingt durch die
gesetzlichen Vorkehrungen betreffend Energieeffizienz, noch verringern könnte. Die sinkende Erdgasnachfrage
führt – bei festgestellten Kosten – aufgrund der sinkenden Anzahl der Kostenträger zu höheren spezifischen
Tarifen und damit zu einer Verschlechterung der Wettbewerbsfähigkeit des Energieträgers Erdgas.
Fernleitungsnetzbetreiber haben aufgrund des methodischen Zuganges bei der Festlegung der Entry-Exit-Tarife
ein zusätzliches Interesse, die Fernleitungsnetze zu niedrigen Kosten zu betreiben. Da die Entry-Exit-Tarife –
basierend auf einer neuerlichen vorhergehenden Kostenfestsetzung – erst im Jahre 2017 aktualisiert werden,
erhöhen Produktivitätssteigerungen – bei gleichbleibenden Erlösen – den Gewinn bis zur nächsten
Kostenfeststellung. Dieser Zugang stellt sicher, dass für die Fernleitungsbetreiber Anreize bestehen, die
28)
Effizienz zu steigern, um notwendige Investitionen durchführen zu können .
Oberste Priorität hat – wie bereits erwähnt – der sichere und zuverlässige Betrieb der Erdgassysteme.
4.3.4
Kapazitätsengpässe
Gemäß den Vorgaben des Gaswirtschaftsgesetzes musste der Regelzonenführer im Rahmen der langfristigen
Planung die jährliche Berichterstattung an die Energie-Control GmbH über das Verhältnis zwischen Angebot
und Nachfrage, die erwartete Nachfrageentwicklung und das verfügbare Angebot, in der Planung und im Bau
befindliche zusätzliche Kapazitäten sowie über Maßnahmen zur Bedienung von Nachfragespitzen und zur
26
Das vorher im Einsatz befindliche Modell der Stundenbilanzierung war – theoretisch – aus der Sicht der Energieeffizienzoptimierung
vorteilhafter im Vergleich zur teilweisen Tagesbilanzierung.
27
E-Control, Betriebsstatistik Jahresreihen: http://www.e-control.at/de/statistik/gas/betriebsstatistik/jahresreihen
28
Die Setzung von Anreizen wird im § 82 des GWG IV vorgegeben.
68
BEWERTUNG DER ERDGASINFRASTRUKTUR
Bewältigung von Ausfällen eines oder mehrerer Versorger durchführen. Die langfristige Planung (LFP) wurde
auf rollierender Basis für die nächsten fünf Jahre erstellt und diente als Basis für die Errichtung bzw. den Zukauf
von zusätzlich erforderlichen Kapazitäten.
Im Rahmen der LFP im Jahr 2004 wurden gravierende Kapazitätsengpässe in der Regelzone Ost (nunmehr
Verteilergebiet Ost) festgestellt. Um die gesamte Regelzone Ost umfassend zu analysieren und daraus
resultierend Projekte zu eruieren, wurde die Feasibility Study 07 ausgearbeitet, welche in einem integrierten
Planungsprozess die Kapazitätsengpässe sowohl im Süden wie im Westen in der Regelzone Ost simultan
berücksichtigt. Der Planungszeitraum wurde bis zum Jahr 2030 erweitert, wobei sämtliche Absatzanforderungen für Kraftwerke, Großverbraucher und Haushalte berücksichtigt wurden und durch die
Errichtung der neuen Leitungen abgedeckt werden sollten. Als Hauptziel für die Feasibility Study 07 wurde
festgelegt, die effizienteste und zeitgerecht umsetzbare Lösung zur nachhaltigen Bedienung des festgestellten
Kapazitätsbedarfs unter Berücksichtigung der zeitlichen Bedarfsentwicklung zu ermitteln.
Die priorisierte Variante sollte folgende weitere Unterziele erfüllen:

Geringe Kosten für die Regelzone Ost – dadurch Deckung der Kosten durch akzeptable Tarife

Realisierung muss gewährleistet sein.

Der Kapazitätsaufbau muss bedarfsgerecht erfolgen und

Erweiterungsmöglichkeiten für künftige Bedarfszuwächse sollten gegeben sein.
Die Realisierung der in der Feasibility Study ermittelten Projekte führte dazu, dass keine Kapazitätsengpässe im
Verteilergebiet Ost mehr auftreten. Aufgrund der derzeitigen Unwirtschaftlichkeit der gasbefeuerten
Kraftwerke ist der Kapazitätsbedarf bedeutend niedriger als im Planungszeitraum angenommen. Aus dem
Blickwinkel der Energieeffizienz führen nicht voll ausgelastete Rohrleitungen zu einem niedrigeren Druckverlust
– somit zu einem geringeren Energieinputbedarf für die Kompressorantriebe. Ebenso sinkt der Vorwärmbedarf
des Erdgases vor der Druckreduktion, da in der vorgeschalteten Rohrleitung teilweise mit einem etwas
geringeren Druck operiert werden kann.
4.4 Betrieb der Druckreduzierstationen aus dem Blickwinkel der
Energieeffizienz
4.4.1 Technische Beschreibung
Bei der Übergabe des Erdgases aus vorgelagerten Rohrleitungen – welche mit einem höheren Druck betrieben
werden – in nachgelagerte Rohrleitungen mit geringerem Betriebsdruck, wird der Druck – entsprechend den
Vorgaben der relevanten technischen Regelwerke – reduziert. Durch diesen Druckabfall sinkt aufgrund des
Joule-Thomson-Effektes auch die Temperatur des Erdgases (≈ 0,5°C/bar Druckverlust). Um die Drucktaupunkttemperatur nicht zu unterschreiten – somit das Ausscheiden von Kondensaten aus dem Erdgas zu verhindern –
wird das Erdgas – bei Bedarf – vor der Druckreduzierung erwärmt. Um die Energieeffizienz hoch zu halten bzw.
zu steigern, ist eine optimale Auslegung – unter Berücksichtigung der sich möglicherweise ändernden
Fahrweisen – sowie ein optimaler Betrieb der Druckreduzierstationen erforderlich.
Um die Menge der für die Erwärmung benötigten Wärmeenergie so niedrig wie möglich zu halten, ist
sicherzustellen, dass:
69
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR

die Gastemperatur nach der Druckentspannung – unter Einhaltung des technischen Regelwerkes – so
niedrig wie möglich liegt. Der Temperaturabsenkung sind insofern Grenzen gesetzt, als der
Drucktaupunkt des Erdgases keinesfalls unterschritten werden darf, als auch das „Schwitzen“
(Kondensation der warmen Umgebungsluft an der äußeren kälteren Rohrleitungsoberfläche) von frei
verlegten Erdgasleitungen unterbunden werden soll (dieses „Schwitzen“ tritt üblicherweise „nur“ auf
der Netzebene 3 auf). Somit wird bei weit ausgedehnten Netzen und bei stark schwankenden
Netzauslastungen üblicherweise ein Temperatursicherheitszuschlag berücksichtigt.

der Wirkungsgrad der Wärmebereitstellungsvorrichtung und

der Wirkungsgrad des Wärmetauschers hoch ist.
Aufgrund der teilweise stark schwankenden Gasabnahme ist es relativ schwierig, über den gesamten
Einsatzbereich einen sehr guten Wirkungsgrad – insbesondere der Wärmebereitstellungsvorrichtung – zu
erreichen. Um einen guten Wirkungsgrad zu erzielen, wird bei den meisten betroffenen Netzbetreibern eine
gleitende Wärmebereitstellung durchgeführt und der Einsatz der Brennwerttechnologie (falls die
dementsprechenden Brennstoffe für die Wärmeerzeugung verwendet werden) forciert.
4.4.2 Potenzielle Auswirkungen der Anlagenkonfiguration bzw. der technischen
Regelwerke auf die Energieeffizienzziele
Die bestehende Anlagenkonfiguration, die übergeordneten Systemziele wie beispielsweise die Minimierung des
Ausgleichsenergiebedarfs, die technischen Regelwerke und die Erfahrungswerte – inklusive
Sicherheitszuschläge – engen eine Effizienzverbesserung betreffend erforderlicher Vorwärmenergiemenge sehr
stark ein.
Eine Energieeffizienzverbesserung wird durch die Netzbetreiber, gemäß Angaben der Netzbetreiber in den an
die AEA retournierten Fragebögen, mittels Einsatz der Brennwerttechnologie erreicht.
Da die Kosten für den Eigenverbrauch aus Sicht eines entflechteten Netzbetreibers– bedingt durch die
Tarifierungsmethode und die damit verbundene Aufrollung – eine zeitlich versetzte Durchlaufposition
darstellen, somit mit keinem Gewinnanteil behaftet sind, hat ein entflechteter Netzbetreiber – insbesondere
29
Fernleitungsnetzbetreiber – inhärent kein Interesse an hohen Eigenverbrauchskosten, zumal diese Kosten der
Netzbetreiber von der Energieregulierungsbehörde als selbständige Kostenposition geprüft und anerkannt
werden.
Aufgrund der restriktiven Handhabung:

des Eigenverbrauchs nach Zif. 36. SoMaGas

der Messdifferenzen nach Zif. 102. SoMaGas sowie

der Netzverluste nach Zif. 116 SoMaGas
30
durch die Energieregulierungsbehörde im Zuge von Kostenfeststellungsverfahren, hat sowohl ein entflechteter
als auch ein vertikal integrierter Netzbetreiber einen zusätzlichen Anreiz, den Eigenverbrauch gering zu halten,
folglich seine Druckreduzierstationen energieeffizient – soweit betriebswirtschaftlich sinnvoll – zu betreiben.
29
Siehe Anreizmechanismus gemäß § 82 GWG-IV
E-Control, Sonstige Marktregeln Gas-Kapitel 1 Begriffsbestimmungen: http://www.econtrol.at/portal/page/portal/medienbibliothek/recht/dokumente/pdfs/SoMaGa_1_Begriffsbestimmungen_MRV_Sept2013.pdf
30
70
BEWERTUNG DER ERDGASINFRASTRUKTUR
4.5 Netzverluste durch Netzundichtigkeiten bzw. Reparaturarbeiten
Erdgas, welches durch Netzundichtigkeiten, Reparaturarbeiten und Molchungen verloren geht, muss mit
zusätzlicher Energie wieder ins Netz gebracht werden – somit haben diese Netzverluste einen Einfluss auf die
Energieeffizienz des Erdgasnetzes.
Obwohl die Höhe der Netzundichtigkeiten wie auch die Verluste durch Reparaturen vom Alter des Netzes, den
verwendeten Materialien und dem Verwendungszweck des Netzes (Fernleitungen, regionale Verteilerleitungen
oder Verteilerleitungen) abhängt, kann – unter anderem – aufgrund von behördlichen Vorgaben selbst bei
relativ alten Netzen die Aussage getroffen werden, dass die Netzundichtigkeiten und die durch Reparaturen
und Molchungen hervorgerufenen Verluste – in relativen Zahlen ausgedrückt – sehr gering sind.
Im Hinblick auf Verteilerleitungen kann die Aussage getroffen werden, dass eine Energieeffizienzsteigerung –
bedingt durch die Reduktion der Netzundichtigkeiten und durch die Verminderung der durch
Reparaturarbeiten hervorgerufenen Erdgasverluste - aus wirtschaftlichen Gründen eher unwahrscheinlich ist.
Dies auch unter dem Aspekt, dass Erweiterungsarbeiten mittels „Hot Tapping“ bereits derzeit bei laufendem
Betrieb durchgeführt und dadurch Erdgasverluste reduziert werden. Es ist davon auszugehen, dass
Sanierungsprogramme – welche aus Sicherheitsgründen und zur Vermeidung von Störungsunterbrechungen,
insbesondere in alten Netzen, erforderlich sind (sein werden) – eine Energieeffizienzsteigerung als
„Nebeneffekt“ nach sich ziehen werden. Ebenso wird als wichtiger Nebeneffekt die Emission von
Treibhausgasen vermindert.
In Fernleitungen werden schon derzeit folgende Maßnahmen zwecks Netzverlustreduktion gesetzt:

Ersatz von gasbetriebenen Armaturen durch elektrohydraulisch angetriebene Armaturen

Einschließen von Stationen ohne automatische Druckentlastung

Ersatz von Gasturbinen durch E-Motoren oder durch effizientere Gasturbinen

Leitungsanbindungen mittels „Hot Tapping“, d.h., dass das System nicht komplett entleert, sondern
der Druck soweit abgesenkt wird, dass eine Einbindung unter Druck erfolgen kann.

Vor der Durchführung von Wartungsarbeiten wird eine Druckreduktion mittels optimierter
Schaltvorgänge erreicht.

Im Falle von Reparaturarbeiten an Fernleitungen bzw. Leitungen wird eine mobile Verdichtereinheit
(siehe Skizze) zwischengeschaltet, um die Ausblasemenge auf ein Minimum zu reduzieren.
71
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Abbildung 24: Darstellung der Funktionsweise einer Mobile Pipeline Evacuation Unit. Quelle: AEA.
Da sich der Einsatz der sogenannten „Mobile Pipeline Evacuation Units“ nur bei großen Ausblasemengen
wirtschaftlich darstellen lässt – unter Berücksichtigung der durch den Einsatz dieser Units eventuell
verlängerten Transporteinschränkungen –, wäre zu prüfen, ob der Einsatz dieser mobilen Verdichtereinheiten
auch in den Leitungen gemäß Anlage 1 GWG IV wirtschaftlich sinnvoll realisiert werden kann.
4.6 Kompressorantriebe bzw. Kompressorstationen aus der
Energieeffizienzperspektive
Erdgas verliert während des Transportes durch die Rohrleitungen aufgrund der Reibungsverluste an Druck
(siehe oben). Deswegen wird in gewissen Abständen der relevanten Erdgasrohrleitungen der Erdgasdruck
mittels Erdgaskompressoren auf das erforderliche Niveau erhöht. Die Erdgaskompressoren werden entweder
mittels Gasturbinen, E-Motoren oder Erdgasmotoren angetrieben.
4.6.1 Beschreibung der Auswahlkriterien betreffend Kompressorantriebsart
Ehemals fiel die Entscheidung fast immer zu Gunsten einer Gasturbine bzw. eines Gasmotors als
Kompressorantrieb aus, und zwar aus folgenden Gründen:

Erdgas war im Vergleich zu Strom wesentlich günstiger und somit konnte die Mehrinvestition in
Gasturbinen/Erdgasmotoren durch niedrigere Betriebskosten der Erdgasturbinen bzw. Erdgasmotoren
kompensiert werden.

Die hohen Kompressorleistungen erfordern eine teure E-Kabelverlegung über relativ große Distanz.
Darüber hinaus müsste die gesamte vorgeschaltete Stromtrasse die erforderlichen Zusatzkapazitäten
aufnehmen können. Erdgas wurde/wird de facto in der Erdgasleitung mittransportiert und war/ist
somit „vor Ort“ vorhanden.
Aufgrund des relativ sinkenden Strompreises, der bedeutend günstigeren Investitionshöhe eines E-Motors
31
sowie der geringeren Wartungsanforderungen eines E-Motors samt zugehörigen Nebeneinrichtungen , fällt
die Entscheidung – insbesondere im Falle eines Green-Field-Investments – oft zu Gunsten eines E-Motors als
Kompressorantrieb aus. Ebenso sind der Vor-Ort-Wirkungsgrad, die Vor-Ort-Emissionen betreffend Lärm wie
auch Abgasemissionen des E-Motors als vorteilhaft im Vergleich zu einer Gasturbine/einem Erdgasmotor
anzusehen.
Im Falle von Brown-Field-Investments wird geprüft, ob zum Zeitpunkt des Gasturbinengeneralüberholung bzw.
-tausches (die Gasturbine – muss in Abhängigkeit des Fabrikats alle 40.000–60.000 Betriebsstunden einer
Generalüberholung unterzogen oder als Ganzes getauscht werden; Anmerkung: ein Kaltstart entspricht dem
Mehrfachen einer Volllastbetriebsstunde im laufenden Betrieb) die Umstellung auf einen E-Motorantrieb
betriebswirtschaftlich sinnvoll dargestellt werden kann.
In diesem Zusammenhang wird vom Netzbetreiber auch oft überprüft, ob eine Wärmerückgewinnungsanlage
zur Elektrizitätserzeugung oder zur Fernwärmebereistellung sinnvoll eingesetzt werden kann, um die
Wirtschaftlichkeit zu verbessern. Hierbei spielen die Distanz zu den Abnehmern, das Abnahmepotenzial wie
auch die realistische Auslastung der Gasturbine eine Rolle, um die Wirtschaftlichkeit zu erreichen. Zu
berücksichtigen sind auch der erhöhte Druckverlust im Abgaskanal der Erdgasturbine – somit ein
31
Unter Nebeneinrichtungen sind Stromrichtertrafos, Frequenzumrichter, Kompensationsanlagen, E-Filter, Schaltanlagen und eventuell ein
gesamtes Umspannwerk zu verstehen.
72
BEWERTUNG DER ERDGASINFRASTRUKTUR
Leistungsabfall der Erdgasturbine –, der durch einen höheren Brennstoffeinsatz kompensiert werden muss
(falls nicht schon an der Leistungsgrenze operiert wird) und auch die Modifikationserfordernis von
bestehenden Erdgasturbinen; teilweise sind auch Platzmängel in Betracht zu ziehen.
Ebenso sei angemerkt, dass die Energieeffizienz von Gasturbinen sinken kann, wenn die Reinigungsintervalle
der Gasturbinen nicht eingehalten werden und falls im Verbrennungsluftansaugtrakt wie auch im Abgastrakt
unnötige Druckverluste – auch geringeren Ausmaßes – vorhanden sind.
Da die behördlichen Auflagen betreffend Abgasemissionen sehr strikt sind, ist der Netzbetreiber auch aus
diesen Gründen daran interessiert, die Erdgasturbine energieeffizient einzusetzen. D.h. dass die vom Werk
vorgegebenen Einstellungen (Mapping) – abgestimmt auf den Einsatzort – befolgt werden. Dies auch vor dem
Hintergrund, dass die Abgastemperaturen von Erdgasturbinen sehr nahe an den Verzunderungstemperaturen
des eingesetzten Materials betrieben werden. Bei einer Abweichung des Mapping könnte Verzunderung des
Materials eintreten und sich dadurch die Lebensdauer der Erdgasturbine verkürzen.
Im Hinblick auf eine hohe Energieeffizienz und unter dem Aspekt einer langen Lebensdauer wird auch versucht,
die Hilfssysteme wie die Drucklufterzeugung etc. am oder so nahe wie möglich am optimalen Betriebspunkt
laufen zu lassen.
Falls sich ein E-Motor als betriebswirtschaftlich sinnvoll erweist, hat der Netzbetreiber – insbesondere der
32
Fernleitungsnetzbetreiber – ohnehin einen Anreiz, den Kompressor mittels E-Motor antreiben zu lassen. Hier
sei angemerkt, dass die betriebswirtschaftliche Sinnhaftigkeit nicht ausschließlich nach monetären Kriterien
bewertet wird, sondern auch eine Nutzwertanalyse als Bewertungsinstrument zur Anwendung gelangen kann.
Abschließend lässt sich festhalten, dass die Realisierung einer Vor-Ort-Energieeffizienzsteigerung, bedingt
durch die Umrüstung von Gasturbinenantrieb auf E-Motorantrieb, von folgenden Voraussetzungen abhängt:

Die Kapazität der vorgeschalteten Stromtrasse reicht aus, um die erforderliche Zusatzkapazität zur
Verfügung stellen zu können.

Die Verlegung des Kabels von der vorgeschalteten Stromtrasse bis zum Anschluss an den E-Motor wird
nicht durch Anrainereinwendungen verhindert;

Die Schwarzstartfähigkeit des Leitungssystems ist gegeben; diese erfordert – in Abhängigkeit der
Rahmenbedingungen – ein Notstromdieselaggregat mit der dementsprechenden Leistung - welches in
die Investitionskosten Eingang finden muss.

Die Umrüstung ist betriebswirtschaftlich sinnvoll oder wird durch gesetzliche Regelungen bewirkt.
Da die Umrüstung unter Gesamteffizienzgesichtspunkten zu betrachten ist, sind:

Stromerzeugungseffizienz,

Stromtransportverluste sowie

durch die Frequenzumrichter generierte Verluste
in der Gesamtbewertung zu berücksichtigen.
32
Siehe Anreizmechanismus gemäß § 82 GWG-IV
73
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
4.6.2 Darstellung betriebswirtschaftlicher Entscheidungsprozesse
Eingangs sei festgehalten, dass solide Kostenfeststellungsverfahren wie auch die darauf aufbauende
33
Tarifgestaltung – insbesondere für Fernleitungsnetzbetreiber – einen umsichtigen und vorausschauenden
Zugang erfordern. D.h., dass signifikante Abweichungen der Regulated Asset Base vom vorgesehenen Pfad
ungeplante Kostenänderungen nach sich ziehen könnten, welche durch die gültigen Tarife nicht korrekt
abgedeckt werden würden. In anderen Worten, es ist der Status quo des Fernleitungsnetzes und der geplante
Pfad der Änderung der Regulated Asset Base zum Zeitpunkt der erstmaligen Tarifherleitung zu berücksichtigen.
Gemäß Angaben von Gas Connect Austrias sind alle Verdichter – ausgenommen die Verdichter in
34
35
Neustift/Oberkappel (Penta West) sowie in Baumgarten (VS OGG für das PVS Leitungssystem) welche mit EMotoren angetrieben werden – mit Gasturbinen ausgerüstet. Ein Austausch der Erdgasturbinen durch EMotoren – vor Ablauf der vorgesehenen Gasturbineneinsatzzeit – würde die Regulated Asset Base und die
daraus resultierenden Kapitalkosten erhöhen (Ceteris-paribus-Annahme).
Die nachstehenden, sehr simplifizierten Beispiele sollen die Aufgabenstellung veranschaulichen und verdeutlichen, warum eine Betrachtung auf einer „Case by Case“-Basis unumgänglich ist. Die Beispiele beziehen sich
ausschließlich auf den Status quo, der einen Ersatz von funktionsfähigen Gasturbinen durch E-Motoren aus der
betriebswirtschaftlichen Perspektive betrachtet. Der Umbau von Gasturbinenantriebe auf E-Motorantriebe,
welcher am Ende der Gesamteinsatzzeit der Gasturbinen erfolgt (sowohl niedrigere Betriebs- und
Investitionskosten des E-Motors im Vergleich zur Gasturbine), wird hier nicht betrachtet.
Um einen Vergleich mit Erdgasturbinenantrieben abschätzen zu können, wurden als Kompressorantriebe
einmal ein E-Motor mit 5 MW und einmal ein E-Motor mit 10 MW Leistung angenommen. Welche
Leistungsklasse tatsächlich eingesetzt wird, hängt hauptsächlich ab von:

der tatsächlich erforderlichen Leistung der jeweiligen Kompressorstation

der Ausfallrisikostrategie (wie viele Standby-Aggregate werden installiert)

den Auswirkungen der Economies of scale bzw. Economies of size

der Ersatzteilstrategie

den Umbauanforderungen (Platzverhältnisse in der Kompressorhalle)
Zusätzliche Annahmen:
E-Motor

Einsatz eines Frequenzumrichters (FU)

E-Motor Jahresgesamtwirkungsgrad 80 % (Wirkungsgrad E-Motors + Wirkungsgrad FU)

Strompreis € 43/MWh (da alle Risiken, wie Ausgleichsenergieanfall und Fahrplanunsicherheiten im
Preis abgedeckt werden müssen, könnte dieser auch höher ausfallen)

Anschluss an die Mittelspannungsebene (Ebene 5) der ausgewählten Bundesländer Niederösterreich,
Steiermark und Kärnten, somit Entrichtung des relevanten Leistungspreises und des gemittelten
(Sommer-, Winter-, sowie Nieder- und Hochtarif) – nicht gewichteten – Arbeitspreises
Erdgasturbine
33
Siehe Anreizmechanismus gemäß § 82 GWG-IV und die darin unterstellten Produktivitätssteigerungsannahmen
http://www.gasconnect.at/de/Das-Netz/Verdichterstationen/Neustift-Oberkappel; entnommen am 4.9.2014
35
http://www.gasconnect.at/de/Das-Netz/Verdichterstationen/Baumgarten ; entnommen am 4.9.2014
34
74
BEWERTUNG DER ERDGASINFRASTRUKTUR

Erdgasleistung 15 MW (für 5 MW-E-Motor) und 30 MW (für 10 MW E-Motor)

Erdgasverbrauch 15 MWh/h bzw. 30 MWh/h

Preis der Commodity Erdgas: € 27/MWh

Leistungspreis € 0/MWh für Netzbetreiber (entsprechend Gasmarktmodellverordnung)

Arbeitspreis € 0/MWh für Netzbetreiber (entsprechend Gasmarktmodellverordnung)
Die jeweiligen Jahreswirkungsgradannahmen (E-Motor: 80 %; Erdgasturbine: 33 %), bewirken, bei Transportverlusten für elektrischen Strom von ca. 4 % bis zum E-Motoranschluss (Mittelspannungsebene), eine
Einsparung von 0,438 MWh bei Einsatz einer MWhElektrizität gegenüber dem Einsatz einer MWhErdgas. Das
bedeutet, dass bei gleichem Output (=Leistung für den Kompressorantrieb) ca. 57 % weniger Energie vor Ort als
Input erforderlich sind. In anderen Worten, der Vor-Ort-Wirkungsgrad des elektrischen Antriebes ist um ca.
133 % höher als der Vor-Ort-Wirkungsgrad der Erdgasturbine. Bei Abweichung vom angenommenen
Jahreswirkungsgrad kann es zu signifikanten Abweichungen der berechneten Ergebnisse kommen.
Wenn man den erforderlichen Wirkungsgrad der Elektrizitätserzeugungsanlage als Maßstab heranziehen
würde, so müsste bei Vergleich des relevanten Jahresenergiemixwirkungsgrades oder – bei Ansatz des
Grenzkraftwerkes – der Energieeffizienz des Grenzkraftwerkes (in Österreich wird üblicherweise ein Gas-undDampfturbinen-Kraftwerk als Referenzkraftwerk herangezogen) diese(r) zumindest ca. 43 % betragen, damit
die Energieeffizienz des E-Motorantriebes als vorteilhaft gegenüber dem Gasturbinenantrieb angesehen
werden kann.
Weiters wurde in den Berechnungen angenommen, dass die Gesamteinsatzzeit von Erdgasturbinen ca.
10 Gasjahre (bevor diese entweder generalüberholt oder ausgetauscht werden müssen) beträgt. Da die
vorhandenen Erdgasturbinen wahrscheinlich zu unterschiedlichen Zeitpunkten installiert wurden, wurde eine
durchschnittlich verbliebene Resteinsatzzeit von 5 Jahren unterstellt. Die angenommenen 5 Jahre bilden somit
auch die Grundlage für das dynamische Investitionsrechenverfahren.
Der Einfachheit halber wurde von gleichbleibenden Erdgas- und Strompreisen ausgegangen, zumal sich diese
Vereinfachung mit den Future Preisen (Phelix Base Year Future) bis inklusive Kalenderjahr 2020 – also bis zum
Ende der unterstellten Projektdauer von 5 Jahren – annähernd deckt. Für die Commodity Erdgas liegt ein
diesbezüglicher Preis (NCG-Natural-Gas-Year-Future) bis zum Jahr 2017 vor. Gemäß Angaben der IEA (siehe
Abbildung 26) ist aber auch im Gasbereich nicht von einer signifikanten Änderung, beispielsweise bedingt durch
36
LNG-Importe aus den USA, bis zum Ende der Projektlaufzeit auszugehen .
36
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“
75
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Abbildung 25: Entwicklung der regionalen Preise für den „Gas Price Convergence Case“ (GPCC) und das „New Policies
Scenario“ (NPS). Quelle: IEA: WEO 2103 p. 134
Da der Leistungs- und Arbeitspreisanteil bei der E-Motorvariante – in Abhängigkeit der Volllaststundenäquivalente – an den Gesamtkostenenergiekosten des Netzbetreibers relativ gering ist, wird auch für den
Leistungs- und Arbeitspreisanteil von Werten ausgegangen, die sich bis zum Ende der Projektlaufzeit nicht
signifikant verändern werden.
Basierend auf den beschriebenen Annahmen werden die jährlichen Betriebskosten pro Kompressorantrieb der
Leistungsklasse 5 MW in den folgenden Abbildungen für die ausgewählten Bundesländer:

Niederösterreich (Abbildung 8)

Steiermark (Abbildung 9) und

Kärnten (Abbildung 10)
dargestellt.
NÖ - Betriebskostenvergleich E-Motor versus Gasturbine in
Abhängigkeit der Betriebsstunden; Leistung 5 MW
1.750.000
K
o 1.500.000
s 1.250.000
t
e 1.000.000
n
750.000
/
500.000
J
a
250.000
h
r
0
0
1000
Gesamtkosten E
76
2000
3000
Betriebsstunden/Jahr
Gesamtkosten Gas
4000
BEWERTUNG DER ERDGASINFRASTRUKTUR
Abbildung 26: Betriebskostenvergleich Gasturbinenkompressorantrieb versus E-Motorkompressorantrieb 5 MW in
Niederösterreich; Quelle: eigene Berechnungen AEA
Stmk. Betriebskostenvergleich E-Motor versus Gasturbine in
Abhängigkeit der Betriebsstunden; Leistung 5 MW
1.750.000
K
o 1.500.000
s
1.250.000
t
e 1.000.000
n
750.000
/
J
500.000
a
h 250.000
r
0
0
1000
2000
3000
Betriebsstunden/Jahr
Gesamtkosten E
4000
Gesamtkosten Gas
Abbildung 27: Betriebskostenvergleich Gasturbinenkompressorantrieb versus E-Motorkompressorantrieb 5 MW in der
Steiermark; Quelle: eigene Berechnungen AEA
Kärnten - Betriebskostenvergleich E-Motor versus Gasturbine in
Abhängigkeit der Betriebsstunden; Leistung 5 MW
1.750.000
K
o 1.500.000
s
1.250.000
t
e 1.000.000
n
750.000
/
J
500.000
a
h 250.000
r
0
0
1000
2000
Betriebsstunden/Jahr
Gesamtkosten E
3000
4000
Gesamtkosten Gas
Abbildung 28: Betriebskostenvergleich Gasturbinenkompressorantrieb versus E-Motorkompressorantrieb 5 MW in Kärnten;
Quelle: eigene Berechnungen AEA
77
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Aus den Betriebskostenvergleichen ist ersichtlich, dass ab einer bestimmten Anzahl von Volllaststundenäquivalenten (welche üblicherweise pro Gasjahr überschritten werden) die jährlichen Betriebskosten der
Erdgasturbine höher sind als die jährlichen Betriebskosten des E-Motors. Somit stellt sich die Frage, ob die
höheren Betriebskosten der Erdgasturbine einen Umbau auf E-Motorantrieb für die durchschnittlich
verbliebene Gasturbinen-Resteinsatzzeit rechtfertigen würden. In anderen Worten: Können die durch eine
eventuelle Investition in E-Motorantrieb generierten anteiligen zusätzlichen Kapitalkosten [für die verbleibende
Restlaufzeit der Gasturbinen (5 Jahre)] durch die Betriebskostendifferenz kompensiert werden? Die sich aus
den Betriebskostendifferenzen der Leistungsklasse 5 MW ergebenden möglichen Investitionsanteilbereiche pro
Kompressorantrieb, in Abhängigkeit des gewichteten Kapitalkostensatzes (vor Steuern; in Anlehnung an die
Energieregulierungsbehörde), werden für die ausgewählten Bundesländer:

Niederösterreich (Abbildung 11)

Steiermark (Abbildung 12)

Kärnten (Abbildung 13)
nachfolgend dargestellt.
Betriebsstunden/Jahr
NÖ - Möglicher Investitionsanteilsbereich in Abhängigkeit der
Betriebsstunden und WACC; Leistung 5 MW
811.716
833.922
857.106
4000 h
443.342
455.470
468.133
3000 h
74.972
77.023
79.164
2000 h
0
250.000
500.000
750.000
1.000.000
Möglicher Investitionsanteilsbereich €
WACC 7%
WACC 6%
WACC 5%
Abbildung 29: Möglicher Investitionsanteilbereich in Abhängigkeit der Betriebsstunden und des gewichteten
Kapitalkostensatzes in Niederösterreich; Leistung des Antriebes 5 MW; Quelle: AEA, eigene Berechnungen
78
BEWERTUNG DER ERDGASINFRASTRUKTUR
Betriebsstunden/Jahr
Stmk - Möglicher Investitionsanteilsbereich in Abhängigkeit
der Betriebsstunden und WACC; Leistung 5 MW
439869
451902
464466
4000 h
163844
168326
173006
3000 h
2000 h
0
250.000
Möglicher Investitionsanteilsbereich €
WACC 7%
WACC 6%
500.000
WACC 5%
Abbildung 30: Möglicher Investitionsanteilbereich in Abhängigkeit der Betriebsstunden und des gewichteten
Kapitalkostensatzes in der Steiermark; Leistung des Antriebes 5 MW; Quelle: AEA, eigene Berechnungen
Betriebsstunden/Jahr
Kärnten - Möglicher Investitionsanteilsbereich in Abhängigkeit
der Betriebsstunden und WACC; Leistung 5 MW
528803
543269
558373
4000 h
212091
217893
223951
3000 h
2000 h
0
250.000
500.000
Möglicher Investitionsanteilsbereich €
WACC 7%
WACC 6%
WACC 5%
750.000
Abbildung 31: Möglicher Investitionsanteilbereich in Abhängigkeit der Betriebsstunden und des gewichteten
Kapitalkostensatzes in Kärnten; Leistung des Antriebes 5 MW; Quelle: AEA, eigene Berechnungen
Wenn man die möglichen Investitionsanteilbereiche in den jeweiligen Bundesländern betrachtet, wird ersichtlich, dass in Niederösterreich – aufgrund der relativ hohen Betriebskostendifferenz – die Rahmenbedingungen
für den Umbau des Gasturbinenantriebs auf E-Motorantrieb – vor Beendigung der Gesamteinsatzzeit der
Gasturbine – am geeignetsten erscheinen. Der maximal mögliche Investitionsanteil für den Umbau auf EMotorantrieb pro Kompressor beträgt für den Zeitraum von 5 Jahren und bei einem gewichteten Kapitalkostensatz (vor Steuern) von 5 % ca. 0,86 Mio. Euro. Die maximal möglichen Umbaukosten pro Kompressor, bezogen
auf eine Gesamteinsatzzeit von 10 Jahren, beliefen sich daher auf ca. 1,53 Mio. Euro.
Ein eventueller Umbau des Kompressorantriebes (von Erdgasturbine auf E-Motorantrieb) setzt sich zumindest
aus folgenden Kostenpositionen zusammen:

E-Motor (explosionssichere Ausführung)

Installation des E-Motors
79
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR

Frequenzumrichter

Stromrichtertrafos

Einrichtungen betreffend Netzrückwirkung

Erweiterung der Schaltanlagen

Erhöhung der Leistung eines Notstromdiesels für Schwarzstartfähigkeit

Zwischengetriebe, um die E-Motordrehzahl auf die Verdichterdrehzahl abstimmen zu können

Eventuelle Verstärkung Fundament (Gewicht des 10 MW E-Motors ca. 21 Tonnen)

Änderung der Kompressorhalle (aufgeteilt auf die Anzahl der E-Motor-Kompressorantriebe)

Abbau des Abgaskamins

Umbau der Gasturbinenzuluft

Kabelverlegung für E-Motoranschluss

Installation des Frequenzumrichters in einem separaten Raum - bedingt durch die Anforderungen
betreffend Explosionssicherheit

Eventuelle Installation eines E-Motorkühlwasserkreislaufs

Eventuelle Errichtung eines Umspannwerkes (aufgeteilt auf die Anzahl der E-MotorKompressorantriebe)

Installation eines Hochspannungstrafos

Verlegung von Erdkabeln bis zur Kompressorstation; die Kosten bestimmen sich vorwiegend durch die
Entfernung zur nächstgeeigneten Stromführungstrasse (aufgeteilt auf die Anzahl der E-MotorKompressorantriebe)

Bau- und Betriebsgenehmigungsprozesskosten (aufgeteilt auf die Anzahl der E-MotorKompressorantriebe)

Kauf oder Pacht der Grundstücke für die Erdkabelverlegung (aufgeteilt auf die Anzahl der E-MotorKompressorantriebe)

Inbetriebnahmekosten (aufgeteilt auf die Anzahl der E-Motor-Kompressorantriebe)
Die geschätzten Umbaukosten (5 MW) pro Kompressor belaufen sich – bei Berücksichtigung tendenziell
optimistischer Rahmenbedingungen – auf ≥ 2,0 Mio. Euro. Bei dieser Schätzung wird davon ausgegangen, dass:

kein Umspannwerk erforderlich ist;

die Distanz zw. einer geeigneten Stromtrasse und der Kompressorstation < 10 km beträgt;

die Grundstücke (Pacht oder Kauf) reibungsfrei zur Verfügung gestellt werden;

der Genehmigungsprozess friktionsfrei verläuft;

die Equipment-Preise sich aufgrund eines wirtschaftlichen Aufschwunges nicht gravierend erhöhen.
Für die Leistungsklasse 10 MW werden die jährlichen Betriebskosten pro Kompressorantrieb in den folgenden
Abbildungen für die ausgewählten Bundesländer:

Niederösterreich (Abbildung 14)

Steiermark (Abbildung 15) und

Kärnten (Abbildung 16)
dargestellt.
80
BEWERTUNG DER ERDGASINFRASTRUKTUR
NÖ - Betriebskostenvergleich E-Motor versus Gasturbine in
Abhängigkeit der Betriebsstunden; Leistung 10 MW
3.500.000
K
o
s
t
e
n
/
J
a
h
r
3.000.000
2.500.000
2.000.000
1.500.000
1.000.000
500.000
0
0
1000
Gesamtkosten E
2000
3000
Betriebsstunden/Jahr
4000
Gesamtkosten Gas
Abbildung 32: Betriebskostenvergleich Gasturbinenkompressorantrieb versus E-Motorkompressorantrieb 10 MW in
Niederösterreich; Quelle: eigene Berechnungen AEA
Stmk. Betriebskostenvergleich E-Motor versus Gas-turbine in
Abhängigkeit der Betriebsstunden: Leistung 10 MW
3.500.000
K
o
s
t
e
n
/
J
a
h
r
3.000.000
2.500.000
2.000.000
1.500.000
1.000.000
500.000
0
0
1000
2000
3000
Betriebsstunden/Jahr
Gesamtkosten Gas
Gesamtkosten E
4000
Abbildung 33: Betriebskostenvergleich Gasturbinenkompressorantrieb versus E-Motorkompressorantrieb 10 MW in der
Steiermark; Quelle: eigene Berechnungen AEA
81
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Kärnten - Betriebskostenvergleich E-Motor versus Gasturbine
in Abhängigkeit der Betriebsstunden; Leistung 10 MW
3.500.000
K
o
s
t
e
n
/
J
a
h
r
3.000.000
2.500.000
2.000.000
1.500.000
1.000.000
500.000
0
0
1000
2000
Betriebsstunden/Jahr
Gesamtkosten E
3000
4000
Gesamtkosten Gas
Abbildung 34: Betriebskostenvergleich Gasturbinenkompressorantrieb versus E-Motorkompressorantrieb 10 MW in
Kärnten; Quelle: eigene Berechnungen AEA
Die sich aus den Betriebskostendifferenzen (pro Kompressorantrieb) der Leistungsklasse 10 MW ergebenden
möglichen Investitionsanteilbereiche, in Abhängigkeit des gewichteten Kapitalkostensatzes (vor Steuern; in
Anlehnung an die Energieregulierungsbehörde), werden für die ausgewählten Bundesländer:

Niederösterreich (Abbildung 17)

Steiermark (Abbildung 18)

Kärnten (Abbildung 19)
nachfolgend dargestellt.
82
BEWERTUNG DER ERDGASINFRASTRUKTUR
Betriebsstunden/Jahr
NÖ - Möglicher Investitionsanteilsbereich in Abhängigkeit der
Betriebsstunden und WACC; Leistung 10 MW
1.623.432
1.667.843
1.714.213
4000 h
886.688
910.945
936.271
3000 h
149.944
154.046
158.329
2000 h
0
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
Möglicher Investitionsanteilsbereich €
WACC 7%
WACC 6%
WACC 5%
Abbildung 35: Möglicher Investitionsanteilbereich in Abhängigkeit der Betriebsstunden und des gewichteten
Kapitalkostensatzes in Niederösterreich; Leistung des Antriebes 10 MW; Quelle: AEA, eigene Berechnungen
Betriebsstunden/Jahr
Stmk - Möglicher Investitionsanteilsbereich in Abhängigkeit
der Betriebsstunden und WACC; Leistung 10 MW
879738
903805
928933
4000 h
327688
336652
346011
3000 h
2000 h
0
250.000
500.000
750.000
1.000.000
Möglicher Investitionsanteilsbereich €
WACC 7%
WACC 6%
WACC 5%
Abbildung 36: Möglicher Investitionsanteilbereich in Abhängigkeit der Betriebsstunden und des gewichteten
Kapitalkostensatzes in der Steiermark; Leistung des Antriebes 10 MW; Quelle: AEA, eigene Berechnungen
83
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Betriebsstunden/Jahr
Kärnten - Möglicher Investitionsanteilsbereich in Abhängigkeit
der Betriebsstunden und WACC; Leistung 10 MW
1057605
1086537
1116745
4000 h
424186
435790
447906
3000 h
2000 h
0
250.000
500.000
750.000
1.000.000
1.250.000
Möglicher Investitionsanteilsbereich €
WACC 7%
WACC 6%
WACC 5%
Abbildung 37: Möglicher Investitionsanteilbereich in Abhängigkeit der Betriebsstunden und des gewichteten
Kapitalkostensatzes in Kärnten; Leistung des Antriebes 10 MW; Quelle: AEA, eigene Berechnungen
Wie bei der 5-MW-Leistungsvariante sind auch in der 10-MW-Leistungsklasse – aufgrund der relativ hohen
Betriebskostendifferenz – die Rahmenbedingungen für den Umbau des Gasturbinenantriebs auf EMotorantrieb – vor Beendigung der Gesamteinsatzzeit der Gasturbine – in Niederösterreich am geeignetsten.
Der maximal mögliche Investitionsanteil für den Umbau auf E-Motorantrieb beträgt für den Zeitraum von
5 Jahren und bei einem gewichteten Kapitalkostensatz (vor Steuern) von 5 % ca. 1,7 Mio. Euro. Die maximal
möglichen Umbaukosten, bezogen auf eine Gesamteinsatzzeit von 10 Jahren, beliefen sich daher auf ca.
3,05 Mio. Euro pro Kompressor.
Die geschätzten Umbaukosten (10 MW) belaufen sich – unter Berücksichtigung tendenziell optimistischer
Rahmenbedingungen – auf ≥ 3,2 Mio. Euro pro Kompressorumbau. Bei dieser Schätzung wird davon
ausgegangen, dass:

kein Umspannwerk erforderlich ist;

die Distanz zw. einer geeigneten Stromtrasse und der Kompressorstation < 10 km beträgt;

die Grundstücke (Pacht oder Kauf) reibungsfrei und kostengünstig zur Verfügung stehen;

der Genehmigungsprozess friktionsfrei verläuft;

die Equipment-Preise sich aufgrund eines wirtschaftlichen Aufschwunges nicht gravierend erhöhen.
Aus den Beispielen wird ersichtlich, dass ein Umbau von den sich derzeit in Betrieb befindlichen Kompressoren
mit Gasturbinenantrieb nicht betriebswirtschaftlich darstellbar ist. Eine Realisierbarkeit ist hauptsächlich
abhängig von der durchschnittlichen jährlichen Auslastung des Kompressorantriebs, den Energieantriebskosten
und den Umbaukosten. Eine „Case by Case“ Analyse ist unerlässlich um die jeweils spezifischen
Rahmenbedingungen, wie beispielsweise die in Bezugnahme der wirtschaftlich sinnvollen Betriebszeit der
Gasturbine, berücksichtigen zu können. Da der Netzbetreiber – insbesondere der Fernleitungsnetzbetreiber –
unter der Voraussetzung der betriebswirtschaftlichen Sinnhaftigkeit des Umbaus – ohnehin einen Anreiz hätte,
den Kompressor mittels E-Motor antreiben zu lassen, würde der Umbau bei dementsprechenden
Rahmenbedingungen aus Eigeninteresse durchgeführt werden.
84
LITERATURVERZEICHNIS
5 Literaturverzeichnis
APG. Geschäftsbericht. Austrian Power Grid AG, 2013.
APG. 13. 11 2014. http://www.apg.at/de/markt/netzverluste (Zugriff am 13. 11 2014).
APG. Umweltverträglichkeitserklärung - 380-kV-Salzburgleitung, Netzknoten St. Peter – Netzknoten
Tauern, Fachbeitrag Energiewirtschaft. Salzburg: Salzburg Netz, 2012.
Consentec. Kurzgutachten zur Ermittlung von Verlustanteilen je Netzebene. Studie, Wien: EnergieControl Austria und Oesterreichs Energie, 2013.
DENA. Übersicht Stromübertragungstechnologien auf Höchstspannungsebene. dena - Deutsche
Energieagentur, 2012.
E-Control. Bestandsstatistik, Trassen- und Systemlängen zum 31. Dezember 2012. Wien: E-Control,
2012.
—. Bilanz der elektrischen Energie in Österreich. 2013. www.e-control.at (Zugriff am 15. 01 2014).
efzn. Ökologische Auswirkungen von 380-kV-Erdleitungen und HGÜ-Erdleitungen. Berlin: BMU-Studie,
2012.
ElWOG. „Elektrizitätswirtschafts-und-organisationsgesetz (ElWOG).“ 2014.
ERGEG. Treatment of Losses by Network Operators. European Regulators Group for Electricity & Gas,
2008.
„ERP-Richtlinie Transformatoren.“ mplementing Directive 2009/125/EC of the European Parliament
and of the Council with regard to small, medium and large power transformers.
COMMISSION REGULATION (EU) No 548/2014, 2014.
ETG-Fachtagung. "Freileitungen und Kabel". Zürich: Energietechnische Gesellschaft von Electrosuisse,
2009.
europacable, entsoe &. „Machbarkeit und technische Aspekte der Teilverkabelung von
Höchstspannungsfreileitungen.“ Brüssel, 2011.
Fickert, Lothar et al. „Strategien zur Minimierung von Netzverlusten.“ Internationale
Energiewirtschaftstagung an der TU Wien - IEWT. Wien, 2009.
Gas Transmission Europe. Definition of available capacities at cross-border points in liberalized
markets. 2003.
Gruber, A. et al. Regionale Lastmanagementpotentiale stromintensiver Prozesse. Studie, München:
Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH, 2014.
85
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Haubrich, Hans-Jürgen, und Peter Swoboda. „Grundlagen für Systemnutzungs-/tarif/-regelungen im
Bereich der öffentlichen Elektrizitätsnetze.“ Achen/Graz, 1998.
Kollmann, A. et al. LOADSHIFT - Lastverschiebung in Haushalt, Industrie, Gewerbe und kommunaler
Infrastruktur – Potenzialanalyse für Smart Grids. Studie, Linz: Energieinstitut an der JKU Linz,
e7 Energie Markt Analyse GmbH, TU Graz,4ward Energy Research GmbH, 2014.
NEP. Netzentwicklungsplan. Austrian Power Grid, 2013.
Nipkow, Dipl.Ing. Jürg. Verminderung der Verluste von Netztransformatoren. ETH, Zürich: ARENA
Arbeitsgemeinschaft Energie-Alternativen im Auftrag des Bundesamtes für Energiewirtschaft,
1997.
Önorm 7102. Begriffe der Energiewirtschaft ― Elektrizitätswirtschaft. Wien: Austrian Standards
Institute, 2011.
Oswald, B.R. 380-kV-Salzburgleitung - Auswirkungen der möglichen (Teil)Verkabelung des Abschnittes
Tauern-Salzach neu. Hannover: Energie-Control GmbH Wien, 2007.
Oswald, B.R. Wirtschaftlichkeitsvergleich unterschiedlicherÜbertragungstechniken im
Höchstspannungsnetz anhand der 380-kV-Leitung Wahle-Mecklar. Hannover: Gutachten im
Auftrag der transpower stromübertragungs gmbh , 2010.
Schäfer, M. Thermisches Verhalten und Überlastbarkeit von Leistungstransformatoren. Stuttgart:
Siemens AG, 2006.
Schlabbach, Jürgen. Elektroenergieversorgung - Betriebsmittel, netze, kennzahlen und Auswirkungen
der elektrischen Energieversorgung". VDE-Verlag, 2009.
smart grids.at. 2015. www.smartgrids.at (Zugriff am 16. 01 2015).
Stanic-Maruna. „Klima- und Energiekonzept.“ Umweltverträglichkeitserklärung 380-kVSalzburgleitung Netzknoten St. Peter – Netzknoten Tauern. VERBUND Umwelttechnik GmbH,
01 2013.
UVP-G. Umweltverträglichkeitsgutachten für die Umweltverträglichkeitsprüfung nach UVP-G 2000 für
das Vorhaben 380 kV Freileitung von St. Peter am Hart zum Umspannwerk Salzach Neu
(Salzburgleitung) der Verbund Austrian Power Grid AG. Amt der Salzburger Landesregierung
und Amt der Oberösterreichischen Landesregierung, 07 2006.
Zebisch, M. Netzverluste - Die Verluste in elektrischen versorgungsnetzen, ihre Ursachen und
Ermittlung. Berlin: VEB Verlag Technik Berlin, 1959.
86
ABBILDUNGSVERZEICHNIS
6 Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1: Übersicht Kategorisierung der Netzverluste.................................................................... 12
Abbildung 2: Netzverluste und Inlandsstromverbrauch in Österreich, nach (E-Control, Bilanz der
elektrischen Energie in Österreich 2013) .............................................................................................. 15
Abbildung 3: Prozentuelle Aufteilung der Netzverluste auf einzelne Netzebenen, Auswertung des
Fragebogens an Netzbetreiber.............................................................................................................. 19
Abbildung 4: Netzverluste Vergleich europäischer Netzbetreiber, (ERGEG 2008) ............................... 20
Abbildung 5: Der 380-kV-Netzring, Ausbauzustand 2012 (NEP 2013) .................................................. 23
Abbildung 6: Schematische Darstellung eines Maschen- und Strahlnetzes (Schlabbach 2009) ........... 24
Abbildung 7: Gliederung der Drehstrom-Übertragungsverluste (efzn 2012) ....................................... 25
Abbildung 8: Ausführung von Bündelleitern mit Abstandhalter, (efzn 2012) ...................................... 27
Abbildung 9: Donaumast, Ausführung für 2 Drehstromsysteme, (efzn 2012) ..................................... 28
Abbildung 10: Einebenenmast und Tonnenmast, Ausführung für 2 Drehstromsysteme, (efzn 2012). 29
Abbildung 11: 380-kV-VPE-Kabel (Quelle: Brugg Cables)...................................................................... 30
Abbildung 12: 380-kV-Muffe für VPE-Kabel, (ETG-Fachtagung 2009) .................................................. 31
Abbildung 13: 380-kV-Gasisolierter Rohrleiter Kapseldurchmesser außen 517 mm, innen500 mm,
Leiterdurchmesser außen 180 mm, innen 156 mm (Quelle: Siemens) ................................................ 33
Abbildung 14: Querschnitt eines TUMETIC-Dreiphasen-Verteilungstranstransformators
(www.siemens.com) ............................................................................................................................. 35
Abbildung 15: Leistungstransformator bis 1.300 MVA / 765kV (www.siemens.com) ......................... 35
Abbildung 16: Vergleich der 220-kV-Nord-Süd Leitung mit der 380-kV-Salzburgleitung, (APG 2012) . 38
Abbildung 17: Darstellung der Verluste einer 220-kV-Leitung im Vergleich mit einer 380-kV- Leitung
(APG 2012) ............................................................................................................................................ 39
Abbildung 18: Barwerte der Gesamtkosten der Betriebsmittelvarianten in Abhängigkeit von der
Trassenlänge für eine Übertragungsleistung von 3000 MW ................................................................ 44
Abbildung 19: Netzstrukturen des städtischen Niederspannungsnetzes (Consentec 2013) ................ 54
Abbildung 20: Charakteristische Größen der Leistung; Quelle: E-Control http://www.econtrol.at/de/statistik/gas/betriebsstatistik/betriebsstatistik2013; entnommen am 5.8.2014 .......... 58
Abbildung 21: Erdgasinfrastruktur in Österreich; Georeferenzierte Darstellung nach Netzebenen;
Quelle: AGGM; http://www.aggm.at/netzinformation/infrastruktur; entnommen am 5.8.2014 ....... 59
Abbildung 21: Transportation capacity as a function of pipeline diameter for the selected example of
an 80 km pipeline. Quelle: Gas Transmission Europe: Definition of available capacities at cross-border
points in liberalized markets, July 2003, P. 8 ........................................................................................ 64
Abbildung 23: Design parameters for the calculation of the technical capacity: compressor stations.
Quelle: Gas Transmission Europe: Definition of available capacities at cross-border points in
liberalized markets, July 2003, P. 10 ..................................................................................................... 66
Abbildung 24: Darstellung der Funktionsweise einer Mobile Pipeline Evacuation Unit. Quelle: AEA. 72
Abbildung 26: Entwicklung der regionalen Preise für den „Gas Price Convergence Case“ (GPCC) und
das „New Policies Scenario“ (NPS). Quelle: IEA: WEO 2103 p. 134 ...................................................... 76
87
BEWERTUNG DER ENERGIEEFFIZIENZPOTENZIALE DER ÖSTERREICHISCHEN GAS- UND STROMINFRASTRUKTUR
Abbildung 27: Betriebskostenvergleich Gasturbinenkompressorantrieb versus EMotorkompressorantrieb 5 MW in Niederösterreich; Quelle: eigene Berechnungen AEA.................. 77
Abbildung 28: Betriebskostenvergleich Gasturbinenkompressorantrieb versus EMotorkompressorantrieb 5 MW in der Steiermark; Quelle: eigene Berechnungen AEA ..................... 77
Abbildung 29: Betriebskostenvergleich Gasturbinenkompressorantrieb versus EMotorkompressorantrieb 5 MW in Kärnten; Quelle: eigene Berechnungen AEA ................................ 77
Abbildung 30: Möglicher Investitionsanteilbereich in Abhängigkeit der Betriebsstunden und des
gewichteten Kapitalkostensatzes in Niederösterreich; Leistung des Antriebes 5 MW; Quelle: AEA,
eigene Berechnungen ............................................................................................................................ 78
Abbildung 31: Möglicher Investitionsanteilbereich in Abhängigkeit der Betriebsstunden und des
gewichteten Kapitalkostensatzes in der Steiermark; Leistung des Antriebes 5 MW; Quelle: AEA,
eigene Berechnungen ............................................................................................................................ 79
Abbildung 32: Möglicher Investitionsanteilbereich in Abhängigkeit der Betriebsstunden und des
gewichteten Kapitalkostensatzes in Kärnten; Leistung des Antriebes 5 MW; Quelle: AEA, eigene
Berechnungen ....................................................................................................................................... 79
Abbildung 33: Betriebskostenvergleich Gasturbinenkompressorantrieb versus EMotorkompressorantrieb 10 MW in Niederösterreich; Quelle: eigene Berechnungen AEA................ 81
Abbildung 34: Betriebskostenvergleich Gasturbinenkompressorantrieb versus EMotorkompressorantrieb 10 MW in der Steiermark; Quelle: eigene Berechnungen AEA ................... 81
Abbildung 35: Betriebskostenvergleich Gasturbinenkompressorantrieb versus EMotorkompressorantrieb 10 MW in Kärnten; Quelle: eigene Berechnungen AEA .............................. 82
Abbildung 36: Möglicher Investitionsanteilbereich in Abhängigkeit der Betriebsstunden und des
gewichteten Kapitalkostensatzes in Niederösterreich; Leistung des Antriebes 10 MW; Quelle: AEA,
eigene Berechnungen ............................................................................................................................ 83
Abbildung 37: Möglicher Investitionsanteilbereich in Abhängigkeit der Betriebsstunden und des
gewichteten Kapitalkostensatzes in der Steiermark; Leistung des Antriebes 10 MW; Quelle: AEA,
eigene Berechnungen ............................................................................................................................ 83
Abbildung 38: Möglicher Investitionsanteilbereich in Abhängigkeit der Betriebsstunden und des
gewichteten Kapitalkostensatzes in Kärnten; Leistung des Antriebes 10 MW; Quelle: AEA, eigene
Berechnungen ....................................................................................................................................... 84
88
TABELLENVERZEICHNIS
7 Tabellenverzeichnis
Tabelle 1: Gesamtnetzverluste ausgewählter Netzbetreiber ............................................................... 16
Tabelle 2: Verlustanteile pro Netzebene .............................................................................................. 18
Tabelle 3: Systemlängen des österreichischen Stromnetzes (E-Control 2013) .................................... 22
Tabelle 4: Zeitliche Entwicklung des Verkabelungsanteils pro Spannungsebene, (E-Control 2013) .... 22
Tabelle 5: Umspannanlagen des österreichischen Stromnetzes (E-Control 2012) ............................... 24
Tabelle 6: Transformatorstationen des österreichischen Stromnetzes (E-Control 2013) .................... 25
Tabelle 7: Grabenprofile und Trassenbreiten (Bauphase) für 1, 2, 3 und 4 Kabelsysteme, (Oswald
2007) ..................................................................................................................................................... 31
Tabelle 8: Ausgewählte Installationen von Höchst- und Hochspannungskabel in Europa, (europacable
2011) ..................................................................................................................................................... 32
Tabelle 9: Mindestwirkungsgradvorgaben durch ERP-Richtlinie .......................................................... 37
Tabelle 10: Jahresverluste bezogen auf das Lastprofil im Jahr 2012 .................................................... 39
Tabelle 11: Kostenabschätzungen der Drehstrom- und Gleichstromleitungen.................................... 41
Tabelle 12: Parameter der verwendeten Drehstrom- und Gleichstromleitungen ............................... 42
Tabelle 13: Zusammenstellung der Investitionskosten für die Betriebsmittel in Abhängigkeit von der
Trassenlänge bei einer Übertragungsleistung von 2000 MW ............................................................... 43
Tabelle 14: Darstellung der jährlichen Gesamtverlustarbeit Wv und ---kosten Kv für die verschiedenen
Betriebsmittelvarianten in Abhängigkeit von der Trassenlänge für eine Übertragungsleistung von
2000 MVA .............................................................................................................................................. 43
Tabelle 15: Gegenüberstellung der Verlustanteile einzelner Transformatoren typischer
Leistungsklassen, (APG 2014)................................................................................................................ 46
Tabelle 16: Gegenüberstellung der Verlustanteile einzelner Transformatoren typischer
Leistungsklassen, (Siemens 2014) ......................................................................................................... 47
Tabelle 18: Lastmanagementpotenzial stromintensiver industrieller Prozesse, (Gruber, A. et al. 2014)
............................................................................................................................................................... 50
Tabelle 19: Parameter zu Leitungsmaterialien und -querschnitten (Consentec 2013) ........................ 54
Tabelle 20: Parameter zur Dimensionierung von Transformatoren Mittel-/Niederspannung
(Consentec 2013) .................................................................................................................................. 55
Tabelle 21: Parameter zur Dimensionierung von Transformatoren Hoch-/Mittelspannung (Consentec
2013) ..................................................................................................................................................... 56
Tabelle 22: Verlustanteile gemäß Netzebenen-spezifischen Verlustangaben aus den Erhebungsbögen
der 20 detailliert betrachteten Netzbetreiber (Consentec 2013) ......................................................... 56
Tabelle 23: Parameter für Untersuchung „Idealnetz“ (Consentec 2013) ............................................. 57
Tabelle 24: Ergebnis der Untersuchung „Idealnetz“ (Consentec 2013) ................................................ 57
89
INHALTSVERZEICHNIS
ÜBER DIE ÖSTERREICHISCHE ENERGIEAGENTUR – AUSTRIAN ENERGY AGENCY
Die Österreichische Energieagentur ist das nationale Kompetenzzentrum für Energie in Österreich. Sie berät auf Basis
ihrer vorwiegend wissenschaftlichen Tätigkeit Entscheidungsträger aus Politik, Wissenschaft und Wirtschaft. Ihre
Schwerpunkte liegen in der Forcierung von Energieeffizienz und erneuerbaren Energieträgern im Spannungsfeld
zwischen Wettbewerbsfähigkeit, Klima- und Umweltschutz sowie Versorgungssicherheit. Dazu realisiert die
Österreichische Energieagentur nationale und internationale Projekte und Programm e, führt gezielte Informations- und
Öffentlichkeitsarbeit durch und entwickelt Strategien für die nachhaltige und sichere Energieversorgung. Die
Österreichische Energieagentur setzt klimaaktiv – die Klimaschutzinitiative des BMLFUW – operativ um und koordiniert
die verschiedenen Maßnahmen in den Themenbereichen Mobilität, Energiesparen, Bauen & Sanieren und Erneuerbare
Energie. Weitere Informationen für Mitglieder und Interessenten unter www.energyagency.at.
www.energyagency.at

PDF herunterladen

- BET Aachen

where2dig

Versorgungszuverl舖sigkeit im Kontext der Qualit舩s - VDE

Elektroniker/In

Probelesen

Preisblatt - Stadtwerke Barsinghausen GmbH

Frist für den Antrag auf Verlustbescheinigung endet am 15

Flyer zum - Stadtwerke Speyer GmbH

5. Österreichische Pferdefachtagung Aigen/Ennstal 27.02.2016!