Hallo und willkommen zur letzten Lecture for Future in diesem Sommersemester. Und Sommer ist es wirklich, weil wir schwitzen hier ziemlich im Büro und wahrscheinlich auch in Wels. Also hallo, Herr Professor Wilhelm Süßenbacher. Willkommen in der Runde. Hallo. Und bevor wir, ja, ich freue mich sehr. Ich bin sehr gespannt. Also mit das Energiethema begleite ich mich jetzt doch schon seit ein paar Monaten, auch mit Nachhaltigkeit. Also da bin ich jetzt gespannt, was wir alles Neues lernen. Und bevor wir kurz mit der Vorstellung anfangen und die üblichen Details, die ich immer wieder erwähnen muss, falls irgendwelche neuen Leute dabei sind, möchte ich mich nochmal im Ende von diesem Semester bei den Leuten bedanken, die im Hintergrund geholfen haben, dass das Semester so tatkräftig eine schöne Vorlesung geworden ist und entsprechend auch eine nette, interessante Unterhaltung von den verschiedenen Themen geworden ist. Entsprechend also Katharina Kruber vom ÖHK-Klimareferat hat uns sehr stark geholfen, Helga Ludwig und Dominik Kreil auch von der JKU. Und ich habe mich sehr gefreut, dass wir auch öfter beim DurfTV streamen konnten. Da konnten wir alle Vorträge schön übertragen. Das hat super geklappt. Und natürlich am Ende auch die Studierenden, die immer wieder beigetragen haben für spannende Diskussionen im Nachgang und dann auch bei den Beiträgen, wo wir dann Sachen verwenden können, die wir vielleicht auf die Homepage stellen. Da freue ich mich ganz besonders drauf. Und wie üblich die technischen Details. Wir machen also eine Stunde Vortrag, beantworten dann kurz öffentliche Fragen. Da werden wir vielleicht nicht alle schaffen, werden wir sehen. Und entsprechend dann lade ich alle ein, zur Diskussion im Zoom dazuzustoßen und entsprechend Fragen zu stellen. Die Links sind wie immer in der Beschreibung. Unten ist wieder der menti.com-Code für die Fragen. Also da einfach fragen und reinschreiben, wenn es irgendwas gibt. Und entsprechend begrüße ich nochmal den Hauptredner heute, Professor Süßenbacher. Der hat wesentliche Teile seiner Ausbildung erst mal im universitären Bereich an der TU Graz absolviert, also die Doktorarbeit und ein paar Jahre wissenschaftliche Mitarbeiter und war dann im Anschluss seit 2011 bei der Energie Control Austria. Seit 2017 ist er an der FH Oberösterreich am Campus Wels Professor für Erneuerbare Energien und Energiewirtschaft und entsprechend lehrt er dort die Themenbereiche Energiepolitik, Energiemärkte, Regulierung und Modellierung von Energiesystemen, also eigentlich das, was wir definitiv brauchen werden, um entsprechend unsere ganze Gesellschaft eigentlich nachhaltig auszurichten. Entsprechend habe ich gelesen, er ist auch in der pädagogischen Koordination. Und was ich besonders spannend fand, auch Projektleiter bei einem Horizon 2020-Projekt, wo wir vielleicht nochmal in der Diskussion am Ende nochmal drauf zu sprechen kommen. Und außerdem, was ich auch sehr interessant finde, hatte noch 2019 eine Firma extra gegründet und ist Geschäftsführer dort bei ePool Advisory Group. Und vielleicht kann er da nochmal kurz am Anfang erwähnen, worum es da kurz geht, vielleicht mit zwei, drei Sätzen. Entsprechend habe ich aufgeschrieben hier Beratung und wissenschaftliche Begleitung von Projekten in den Bereichen Energietechnik, Energiewirtschaft und Energierecht. Und ja, bevor wir starten, möchte ich noch zwei Sachen erwähnen. Wir sind dann wieder am Ende, also danach im Louis im Gastgarten, falls da uns irgendwer dazustoßen möchte. Wir freuen uns über Gesellschaft. Und am 6.7., also nächsten Dienstag, ist wieder unser Klimastammtisch ebenfalls im Louis und der war beim letzten Mal doch stark besucht. Also freuen wir uns diesmal. Ich hoffe, ich habe dann wieder mein T-Shirt an, sodass man uns erkennt oder wir spannen das Banner auf. Also wir werden uns diesmal hoffentlich besser sichtbar machen und damit freue ich mich auf den Vortrag. Bitte Herr Süßenbacher, können Sie Ihren Bildschirm teilen und dann geht's los. Dankeschön. gestalten zu dürfen. Das Thema meiner heutigen Gastvorlesung ist Strommarkt im Umbruch, erneuerbare Energien und ihre Auswirkungen auf den Strommarkt. Was möchte ich Ihnen im Rahmen dieses Beitrags heute erzählen? Hier ein kurzer Inhaltsüberblick. Zuerst werde ich nochmal kurz auf meinen bisherigen Werdegang eingehen. Ist aber eh schon kurz geschehen, deswegen werde ich mich da wirklich sehr kurz halten. Dann werde ich einleitend auf das heutige Thema zu sprechen kommen. Dann den Weg zum sogenannten ERG, das Erneuerbare-Ausbau-Gesetz, zu sprechen kommen. Das ist das wesentliche Gesetz, das die Rahmenbedingungen für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Österreich vorgibt bis 2030. Wie war der Weg dorthin? Wo ist das Ganze gestartet? Das ist ein bisschen aufzeigender Weg. Dann die wesentlichsten Ziele darstellen, die dort definiert sind für die unterschiedlichen Erneuerbaren Energien, die wir haben in Österreich und die ausgebaut werden sollten. Und wir das dann auch gegenüberstellen mit den Ausbaupotenzialen. Um da ein bisschen ein Gefühl zu bekommen, ist das jetzt wirklich eine große Aufgabe, vor der wir da stehen? Ist es vielleicht nur eine kleine Ergänzung zu dem, was wir eh schon haben an Erneuerbaren, um hier einfach ein Gefühl zu bekommen für die Größenordnung dieser Aufgabe, die hier vor uns liegt? Dann werde ich eingehen auf die wesentlichsten Herausforderungen. Vor allem geht es um die Integration dieser erneuerbaren Energien in ein bestehendes Energiesystem, weil das Energiesystem, und ich spreche immer vorwiegend von, oder in erster Linie vom Stromsystem, ist ja eines, das jetzt über Jahrzehnte entwickelt worden ist. Und die Entwicklung in diesen Jahrzehnten davor, das war nicht immer durch erneuerbare Energien betrieben. Das heißt, dass die Planung ursprünglich vielleicht für einen anderen Zweck erfolgt ist und dass es jetzt die Integration von erneuerbaren Energien pro Woche eine wesentliche Herausforderung darstellt, wesentliche Anpassungen erforderlich macht und auf diese werde ich hier ein bisschen eingehen. Und ich werde dann meinen Beitrag mit einer kurzen Zusammenfassung und einem Ausblick schließen. Ja, nochmal kurz zu meiner Person. Ich bin eh schon kurz vorgestellt worden. Vielen Dank nochmal dafür. Also ich bin Professor für Erneuerbare Energie und Energiewirtschaft an der Fachhochschule Oberösterreich, genauer gesagt am Campus Wels. Das ist die Fakultät für Technik und angewandte Naturwissenschaften. Bereichen Energiemärkte. Das Thema Regulierung ist auch ein Schwerpunkt durch meine Tätigkeit bei der Regulierungsbehörde für den Strom- und Gasbereich in Österreich. Das ist die E-Control, die mehr oder weniger die Rahmenbedingungen für einen funktionierenden Markt vorgibt. Weiterer Schwerpunkt meiner Tätigkeit im Bereich der Forschung ist die Modellierung von Energiesystemen. Da geht es vorwiegend darum, das thema sektorenkopplung auch zu bilden weil es zeigt sich zunehmend dass man mit einem reinen integration erneuerbarer energie in das stromsystem vor allem bei der speicherung an grenzen stößt im stromsystem und das wirklich für eine integration dieser erneuerbaren eine kopplung des stromsystems mit anderen energiesystem wie mit dem gas system mit mehr mit netzen und dergleichen erforderlich ist. Und das versuchen wir modelltechnisch abzubilden. Wir machen in diesem Rahmen auch langfristige Vorschau-Rechnungen, wo wir versuchen, einfach die Auswirkungen von energiepolitischen Entscheidungen entsprechend in Modellen abzubilden. Solche energiepolitischen Entscheidungen können sein, bestimmte CO2-Preise, dass man sagt, ein CO2-Mindestpreis von 30 Euro pro Tonne, von 50 Euro pro Tonne, wie wird sich der auf die Stromproduktion und auf die CO2-Emissionen bis ins Jahr 2040, 2050 auswirken? Das ist ein Beispiel dafür, was wir da versuchen zu modellieren und abzuschätzen. Oder wir simulieren auch den Ausbau der erneuerbaren Energien in Österreich, aber auch europäisch, dass man da an verschiedenen Standorten verschiedene Technologien ausbaut. Und wir ermitteln, welche Konsequenzen hat denn das eigentlich? Auch die Strominfrastruktur ist eventuell ein Netzausbau erforderlich, um diese Erzeugung der Erneuerbaren vom Standort der Erzeugung hin zum Standort des Verbrauchs zu bringen. Das sind einmal so grob umrissen diese Forschungsschwerpunkte. Bevor ich mit meinem Beitrag beginne, möchte ich auch noch ein bisschen kurz die FH Oberösterreich speziell in Campus 2S vorstellen. Wie bereits erwähnt, ist das die Fakultät für Technik und angewandte Naturwissenschaften. Wir haben insgesamt 14 Bachelor- und 15 Masterstudiengänge, alle mit dem Fokus auf das Thema Nachhaltigkeit. Das heißt, wenn sich jemand interessiert für diese Thematik und auf der Suche nach einem Bachelor- oder Masterstudium ist, wird er bei uns sicherlich fündig werden. Wir haben an unserem Standort über 300 Expertinnen und Professoren, die in dieser Thematik unterrichten. Wir haben derzeit rund 2.100 Studierende und mittlerweile über 7.000 oder knapp an die 7.000 Absolventen und Absolventinnen. Wir zeigen uns auch durch eine Industrienähe und Forschungsstärke aus. Die FH Oberösterreich ist die forschungsstärkste Fachhochschule in Österreich. Hier nochmal ein kurzer Überblick über das Studienangebot. Das gliedert sich so grob in drei Bereiche. Einerseits der Schwerpunkt Technik, andererseits der Schwerpunkt Wirtschaftsingenieurwesen mit eben einem stärkeren Fokus auf die wirtschaftlichen Themen. Und der dritte Schwerpunkt ist der Themenbereich Life Sciences und Energie, in dem auch ich unterrichte, nämlich im Studiengang Angewandte Energietechnik. Hier gibt es einen Bachelor- und Masterstudiengang und wir haben auch noch einen englischsprachigen internationalen Studiengang Sustainable Energy Systems, das ist ein Masterstudiengang, der sich auch auf diese Thematik Nachhaltigkeit, erneuerbare Energien und Weiterentwicklung des zukünftigen Energiesystems konzentriert. Damit zur Einleitung zum heutigen Vortrag. Der Strommarkt befindet sich definitiv in einem Umbruch. Das heißt, wir bewegen uns weg von dieser alten Welt, wo wir vorwiegend auf fossile Energien zurückgreifen, um unseren Energiebedarf zu decken. Bewegen wir uns weg, hier nach rechts hin. Wo führt dieser Weg hin? Der führt uns hoffentlich dahin, in diese neue Energiewelt von morgen, wo Themen wie Energieeffizienz, erneuerbare Energien, auch ein proaktiver Kunde, der nicht nur Konsument ist, sondern zeitweise auch zum Erzeuger erneuerbarer Energien wird, da führt uns dieser Weg hoffentlich hin. Auf diesem Weg gibt es aber durchaus große Herausforderungen zu bewältigen. Einerseits, wie bereits erwähnt, der Ausbau der erneuerbaren Energien und deren Integration in das bestehende Energiesystem. Dabei bildet vor allem der Ausbau der Netze eine wesentliche Herausforderung, weil auch wie bereits erwähnt, das Netz historisch für andere Zwecke entwickelt wurde. Ursprünglich war es ja so, dass in den einzelnen Städten haben sich lokale Netze gebildet und in weiterer Folge, um sozusagen für einen Ausfall gerüstet zu sein, hat man dann diese städtischen Netze mit anderen Städten verbunden. Das heißt, der ursprüngliche Zweck war eigentlich, hier Versorgungssicherheit zu erhöhen und eine Reservehaltung, um sozusagen Reserven auf diese gleichzeitig zurückgreifen zu können. Jetzt mit dem Umbau des Energiesystems in Richtung erneuerbarer Energien, ergeben sich aber ganz neue Herausforderungen für diese Stromnetze. Wir haben sehr oft die Erzeugung aus diesen erneuerbaren Energien recht weit entfernt von den Ballungszentren, von den Industrieregionen, wo dieser Strom verbraucht werden sollte. Und deswegen wird das Stromnetz immer mehr zum Transportnetz. Das ist aber, wie gesagt, nicht die ursprüngliche Funktionsweise, für die es konzipiert wurde. Und deswegen ergeben sich da schon wesentliche Herausforderungen. Und auf eine dieser Problematiken, die dadurch entstehen, werden wir dann eh im Laufe des Beitrags zu sprechen kommen. Wesentliche Herausforderung ist auch, dass der Strommarkt diese Erneuerbaren aufnehmen kann. Wir haben hier vor allem diese Thematik der Kurzfristigkeit. Die Erzeugung aus erneuerbaren Energien, wenn wir es nehmen, Photovoltaik und Windkraft, ist durchaus durch eine Volatilität gekennzeichnet. Das heißt, es können starke Schwankungen auftreten, die teilweise schwer vorhersagbar sind. Und man muss diese Energie, Energie ist ein Gut, ein Commodity, wie viele andere Commodities, wird auch entsprechend gehandelt. Das heißt, es gibt einen Strommarkt mit einer Strombörse, über die dieses Gut, elektrische Energie gehandelt werden kann. Man muss diese Märkte dann darauf vorbereiten, dass es so kurzfristig erforderlich ist, dort zu handeln, weil es eben sein kann, dass eine Prognose vom Vortag am nächsten Tag dann nicht mehr stimmt, dass mehr Energie verfügbar ist und dieses Mehr an Energie, das muss irgendwo hin verkauft werden zu den Kunden. Das heißt, dass sowohl diese Erzeuger erneuerbarer Energien kurzfristiger reagieren müssen, aber es muss auch ein Markt bereitgestellt werden, auf dem die Kunden, die Verbraucher dann kurzfristig diese Energie zukaufen können, zumindest die Energieversorger im Auftrag der Endkunden, um dann diese Energie aufnehmen zu können. Das heißt, auch diese Märkte müssen entsprechend auf erneuerbare Energien vorbereitet werden, angepasst werden. Das Thema Digitalisierung wird eine wesentliche Rolle spielen, wie bereits erwähnt. Der Kunde soll nicht mehr nur Kunde im Sinne von Verbraucher sein. Er sollte auch zum Erzeuger werden. Er sollte vielleicht durch sein E-Auto entsprechend Speicherkapazitäten zur Verfügung stellen und im weitesten Sinne damit Flexibilität in diesem Energiesystem. Flexibilität wird in der Zukunft etwas sehr, sehr Wesentliches sein, weil durch diese schwankende Erzeugung der erneuerbaren Energien ist es zeitweise auch erforderlich, dass sich die Kunden in ihrem Verbraucherverhalten an die momentane Erzeugungssituation anpassen. Sprich, sind wenig erneuerbare Energien im System, sollten die Kunden auch entsprechend ihren Verbrauch etwas reduzieren. Und das versteht man unter Flexibilität, dass der Kunde hier immer stärker auf die Erzeugungssituation reagiert und seinen Verbrauch anpasst. Das betrifft aber nicht nur Haushaltskunden, sondern das sollte in weiterer Folge auch in den Bereich Gewerbes angewendet werden. Das sollte auch im Bereich der Industrie angewandt werden. Also generell geht die Richtung und die Bestrebungen seitens der EU-Kommission und auch im National in Richtung einer Flexibilisierung der Verbraucherseite. In diesem Sinne werden auch neue Geschäftsmodelle entstehen. Das wird auch sozusagen ein weiterer Schritt sein. Energieeffizienz wird eine wesentliche Rolle spielen, spielt es auch derzeit schon, aber auch hier wird es dann weitere Maßnahmen geben. Aber was natürlich auch sichergestellt sein muss, wenn man an diesem System sozusagen an so vielen Stellschrauben dreht, dass dieses Gesamtsystem trotzdem funktioniert. Weil eine der wesentlichen Herausforderungen, die wir ja haben bei diesem Energiesystem, ist, dass es eigentlich im Betrieb umgebaut werden muss. Das heißt, man kann es jetzt nicht einfach außer Betrieb setzen, dann passt man es an und schaltet es wieder ein, sondern es muss wirklich im Betrieb ein hohes Maß an Versorgungssicherheit gewährleistet werden, während man dieses System fundamental umbaut. Und das stellt eine zusätzliche Herausforderung dar. Ja, deswegen ist es sehr wichtig, da immer den Überblick zu behalten, sicher zu gewährleisten, dass die einzelnen Schrauben, wenn man die dann dreht, nichts zu einem kollabierenden Systems führen, dass die Versorgungssicherheit einfach gewährleistet ist. Und das muss eigentlich durch die Regulierung, durch die Politik gewährleistet werden. Und bei all dem natürlich nicht zu vergessen, ohne die Gesellschaft wird es nicht möglich sein, so eine fundamentale Änderung, Anpassung dieses Systems durchzuführen. Man muss hier die Gesellschaft auf jeden Fall mitnehmen. Nehmen wir nur den Ausbau der erneuerbaren Energien, wir werden ja gleich auf die Ziele, die wir hier definiert haben, im Gesetz zu sprechen kommen, kann man nur das schon mal vorausschicken, um diese zu erreichen, wird es auf jeden Fall erforderlich sein, auch die Bevölkerung, die Gesellschaft mitzunehmen. Ja, das ist einmal so ein kurzer Umriss, um hier ein bisschen dieses Projekt, diesen Umbruch des Stromsystems besser verstehen zu können. Damit kommen wir zum Weg des ERG, dieses Erneuerbaren Ausbaugesetzes, das, wie gesagt, die wesentlichen Rahmenbedingungen festlegt für den Ausbau des Energiesystems bis 2030. Wie ist das Ganze gestartet? Begonnen hat diese Entwicklung im März 2015. Da hat sich der Europäische Rat dazu verpflichtet, eine Energieunion aufzubauen. Diese Energieunion hat im Wesentlichen fünf Dimensionen. Diese Dimensionen sind die Energieversorgungssicherheit weiter zu erhöhen, dann die Erreichung eines vollständig integrierten Energiebinnenmarktes. Was bedeutet das? Der Energiebinnenmarkt bedeutet, wir haben innerhalb Europas einen Markt, wo Handel auch über die Grenzen funktioniert. Historisch gewachsen haben wir in den einzelnen Mitgliedsländern unterschiedliche Regeln gehabt, wie Strom gehandelt wird. Und damit war es manchmal schwer, von Markt A damit sicherzustellen, dass Produkte aus Österreich, auch nach Deutschland, auch nach Tschechien, auch nach Ungarn, auch nach Italien gehandelt werden können. Das ist sukzessive passiert, ist aber, muss man sagen, ein langfristiger Prozess. Und das noch weiter voranzutreiben und damit wirklich einen vollständig integrierten Binnenmarkt zu erreichen, ist eines der wesentlichen Ziele dieser Energieunion. integrierten Binnenmarkt zu erreichen, ist eines der wesentlichen Ziele dieser Energieunion. Natürlich auch das Thema Energieeffizienz weiter voranzutreiben, die Verringerung der CO2-Emissionen ist ein wesentliches Ziel und auch unsere Anstrengungen im Bereich Forschung, Innovation und Wettbewerbsfähigkeit hier weiter zu verstärken. Basierend darauf ist dann im November 2016 ein Maßnahmenpaket durch die Europäische Kommission vorgelegt worden, nämlich das Maßnahmenpaket Saubere Energie für alle Europäer. Und mit dem sollte diese Energieunion eben entsprechend umgesetzt werden, sowie auch die europäischen Klima- und Energieziele. Wesentliche Punkte dieses Saubere Energie für alle Europäer Maßnahmenpakets oder wie es im Englischen auch heißt, das Clean Energy Package, sind eine Neufassung der erneuerbaren Energienrichtlinie. Diese Richtlinie gibt auf europäischer Ebene vor, wie eben die erneuerbaren Ziele in der Union erreicht werden sollten. Die müssen dann noch entsprechend auf nationale Ziele heruntergebrochen werden und in nationales Gesetz umgesetzt werden. Aber sozusagen auf europäischer Ebene wird es mit dieser Richtlinie vorgegeben. Wesentliche Ziele dann auch noch dieses Maßnahmenpakets ist die Senkung der Treibhausgasemissionen um mindestens 40 Prozent gegenüber dem Niveau von 1990. Dann ein Anteil der erneuerbaren Energien am Endenergieverbrauch, dass man den auf mindestens 32 Prozent bis 2030 hebt. Und eine Steigerung der Energieeffizienz um mindestens 32,5 Prozent gegenüber einem Referenzprämierenergieverbrauch bis 2030. Das heißt, es hat hier ein Referenzszenario gegeben, wie sich der Prämierenergieverbrauch bis 2030. Das heißt, es hat hier ein Referenzszenario gegeben, wie sich der Primärenergieverbrauch bis 2030 und von diesem möchte man eine Absenkung erreichen um mindestens 32,5 Prozent. 20-20-20-Ziele, wenn Ihnen das was sagt. Da war quasi 20% mehr Energieeffizienz, 20% mehr erneuerbare am Endenergieverbrauch. Das heißt, da waren all diese Ziele, die wir jetzt hier auf 40, auf 32, beziehungsweise 32,5% haben bis 2020. Also bis letztes Jahr waren hier 20% jeweils zu erreichen. Das zeigt schon auf, dass innerhalb von zehn Jahren hier wesentliche Fortschritte gemacht werden sollten. Wie hat sich das Ganze dann auf nationaler Ebene entwickelt? Auf nationaler Ebene hat die Bundesregierung im Mai 2018 die Klima- und Energiestrategie, die sogenannte Mission 2030 veröffentlicht, die auch schon diese Entwicklungen auf europäischer Ebene mit berücksichtigt hat, mit dem Ziel, die in dieser Mission 2030 definiert worden ist, den Stromverbrauch innerhalb Österreichs 100 Prozent zu 100 Prozent aus erneuerbaren Energiequellen zu decken, bis 2030 eben. Und das Ganze unter der Klammer national und bilanziell. Das heißt, bilanziell zeitweise werden wir etwas weniger erneuerbare Energien haben und vielleicht doch fossile benötigen, um den Verbrauch zu decken. In anderen Zeiten haben wir vielleicht aber dann wieder mehr erneuerbare Energien und können dann sozusagen diese Erzeugung aus den fossilen kompensieren, sodass wir in Summe trotzdem 100 Prozent erneuerbare zur Stromverbrauchsdeckung haben in unserem System. Dann im Februar 2020 hat dann die aktuelle Bundesregierung ihr Regierungsprogramm veröffentlicht und dort auch weitere Anstrengungen im Bereich des Klimaschutzes definiert, nämlich die Klimaneutralität Österreichs bis 2040. Das ist, muss man sagen, eine wesentliche Herausforderung, weil was bedeutet Klimaneutralität? Das bedeutet ein Gleichgewicht zwischen Kohlenstoffemissionen und Aufnahme aus der Atmosphäre in Kohlenstoffsenken, wie Böden, in Wäldern, in Ozeanen zu erreichen. Also dass wir hier wirklich neutral sind, was diese Kohlenstoffemissionen betrifft. Und ja, die Erneuerbaren sollen wesentlich natürlich zu der Erreichung dieser Ziele beitragen, genauso wie eben Energieeffizienzmaßnahmen. Ja, basierend darauf ist jetzt nochmal dieses Erneuerbare-Ausbau-Gesetz entwickelt worden, das jetzt als Regierungsvorlage einmal vorliegt. Und in diesem Erneuerbare-Ausbau-Gesetz wurden folgende Ziele definiert. Nämlich plus 27 Terawattstunden Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen bis 2030. 27 Terawattstunden ist jetzt vielleicht eine Zahl, generell Terawattstunden, die man schwer greifen kann. Deswegen habe ich versucht, ein bisschen runterzubrechen. Als Beispiel, weil bei uns dieser Bezug zu Oberösterreich gegeben ist, die man schwer greifen kann. Deswegen habe ich versucht, ein bisschen runterzubrechen. Als Beispiel, weil bei uns dieser Bezug zu Oberösterreich gegeben ist, die Stromerzeugung der Energie AG im Geschäftsjahr 2019-2020 hat 3,2 Terawattstunden betragen. Und die Stromerzeugung des Verbundkonzerns im Jahr 2019 hat annähernd 33,1 Terawattstunden betragen. Das heißt, wir sind eigentlich vor der Aufgabe, wenn man es von der Größenordnung her sich ansieht, 33 Terawattstunden und 27 Terawattstunden liegt schon recht nah beieinander. Sinngemäß müssen wir in den nächsten zehn Jahren die Stromerzeugungsinfrastruktur des Verbundkonzerns energetisch noch einmal aufbauen. des Verbundkonzerns energetisch noch einmal aufbauen. Der Verbundkonzern hat aber dafür natürlich wesentlich längere Zeit gehabt. Das heißt, das ist schon eine sehr wesentliche, eine sehr große Herausforderung, die hier vor uns steht. Wenn man das Ganze dann runter bricht, sind auch Ziele definiert worden für die einzelnen erneuerbaren Energien, nämlich plus 11 Terawattstunden im Bereich der Photovoltaik. Das heißt, hier haben wir eigentlich den größten Zubau geplant bis 2030, plus 10 Terawattstunden im Bereich der Windkraft, das zweitgrößte Ausbauziel, plus 5 Terawattstunden im Bereich Wasserkraft und plus 1 Terawattstunde im Bereich der Biomasse. Wenn man sich das jetzt anschaut und vergleicht mit dem derzeitigen Stand, dann sehen wir das in dieser Grafik. Also da haben wir den Status 2019, wie viel Energie wird produziert aus den jeweiligen Erneuerbaren und wie schaut im Vergleich dazu dieses Ausbauziel bis 2030 aus, laut dem Erneuerbaren Ausbaugesetz. Das Ganze in Terawattstunden pro Jahr. Wenn wir hier links anfangen mit der Wasserkraft, sehen wir im Jahr 2019 haben wir gehabt 44 Terawattstunden Stromerzeugung aus Erneuerbaren und diese plus 5 Terawattstunden, die hier als Ausbauziel definiert worden sind, bis 2030, die bringen uns dann auf diese 49 Terawattstunden. Das heißt, wenn man sich das anschaut, das wird kein großer Zubau eigentlich zum Bestand. Im Bereich der Wasserkraft stellt sich doch viel eher die Frage, haben wir denn überhaupt noch ausreichend Potenzial, um mehr zuzubauen? Haben wir noch nicht vielleicht schon die Ausbaugrenzen erreicht? Im Bereich der Windkraft haben wir im Jahr 2019 gehabt 7,4 Terawattstunden und mit diesem Plus 10 landen wir auf 17,4 Terawattstunden. Wenn wir uns das ansehen, kann man schon erkennen, ja, hier ist schon ein erheblicher Zubau erforderlich. Der Bestand an Windkrafterzeugung sollte mehr als verdoppelt werden. Ja, also das ist schon eine wesentliche Herausforderung. Aber vor allem, wenn man sich das ansieht, hier im Bereich der Photovoltaik, da sind wir derzeit bei 1,7 Terawattstunden an jährlicher Stromerzeugung. Und da wollen wir mit diesem Plus 11 dann auf 12,7 Terawattstunden kommen. Also wenn man sich den derzeitigen Status herannimmt und sieht, wo wollen wir hin innerhalb von zehn Jahren, dann ist es schon eine sehr, sehr große Herausforderung, die hier vor uns steht. Herausforderung, die hier vor uns steht. Im Bereich der Biomasse, da haben wir 4,4 Terawattstunden gehabt im Jahr 2019 und bis 2030 wollen wir hier auf die 5,4. Das erscheint jetzt in der Größenordnung durchaus realistisch. So, ich werde jetzt versuchen, anhand einer etwas detaillierteren Untersuchung zu zeigen, wie es denn mit den Ausbaupotenzialen überhaupt aussieht und das zu vergleichen mit diesen ERG-Zielen, die dort definiert sind. Um eben vielleicht hier auch noch ein bisschen mehr zu greifbar zu machen, ob es sich hier um große Herausforderungen handelt oder nicht und in welche Bereiche man hier hineingehen muss, um diese Ziele tatsächlich zu erreichen. Beginnen wir mal mit der größten Herausforderung, dem größten Zubau, nämlich im Bereich der Photovoltaik. Hier lautet das Ausbauziel plus 11 Terawattstunden. Wenn man sich das Ganze für Österreich anschaut, da gibt es entsprechende Potenzialabschätzungen, also PV-Potenzialabschätzungen für Österreich. Das technische Potenzial für PV wird in Österreich geschätzt auf 71,2 TWh pro Jahr. Wenn man sagt, dass das Ziel bis 2030 12,7 ist, sollte das, was jetzt das technische Potenzial anbetrifft, auf jeden Fall erreichbar sein. Dieses technische Potenzial ist aber leider eher eine theoretische Größe. Man muss hier davon ausgehen, dass es eine gewisse Flächenkonkurrenz gibt. Also Photovoltaik wird ja nicht nur zur Stromerzeugung verwendet, sondern Solarthermie auch zur Wärmeerzeugung. Wenn man davon ausgeht, dass ein gewisser Anteil dieser Flächen eben auch zur Wärmeerzeugung verwendet wird, dann ergibt sich hier ein reduziertes technisches PV-Potenzial. Das liegt bei knapp 57,4 Terawattstunden. Der derzeitige Stand, haben wir schon gesagt, im Jahr 2019, da waren wir bei 1,7 Terawattstunden, das Ziel ist 12,7 Terawattstunden. Es gibt aber auch jetzt dann Abschätzungen des tatsächlich realisierbaren BV-Potenzials bis 2030. Und zwar einmal in einem ersten Schritt, ohne dass man auf Freiflächen zurückgreift. Das heißt, dass man eigentlich nur bestehende Gebäude zum Beispiel nutzt. Und hier gibt es eine Abschätzung von Österreichs Energie, die besagt, dass dieses wirklich realisierbare Potenzial ohne Freiflächen lediglich 7 Kerawattstunden beträgt. Das heißt, wenn man jetzt nur auf dieses realisierbare Potenzial zurückgreifen könnte und Freiflächen dabei nicht berücksichtigt, ist es eigentlich relativ schwer, dieses Ziel von 12,7 Terawattstunden zu erreichen. Das heißt, gemäß diesen Untersuchungen von Österreichs Energie geht man davon aus, dass man auf jeden Fall auch auf diese Freiflächen zurückgreifen muss. Gemäß dieser Aufschlüsselung hier sehen wir, dass sogar mehr als die Hälfte eigentlich aus diesen Freiflächen kommen muss, um dieses Ziel von plus 11 Terawattstunden zu erreichen. Die anderen Flächen, die genutzt werden können, sind Industriegebäude mit entsprechenden Hallen, Ein- und Zweifamilienhäuser. Im Verkehrsbereich ist es möglich, in Mehrgeschossbauten eine Fassadennutzung oder auch, dass man Deponien entsprechend mit PV ausstattet. Wie schaut es denn derzeit aus in Österreich? Die installierte PV-Leistung beträgt ca. 1,6 Megawatt. Wie verteilt sich das Ganze auf die einzelnen Bundesländer? Wenn wir uns das ansehen, haben wir vor allem in der Steiermark, in Oberösterreich und Niederösterreich die höchste Leistung installiert. Wir haben zuerst immer von der Energie gesprochen, also plus 11 Terawattstunden. Aber was bedeutet das eigentlich leistungsmäßig? Leistungsmäßig würde das bedeuten, dass man mit der installierten Leistung von 1,7 Gigawatt Peak, die wir eben gehabt haben im Jahr 2019, hier ungefähr 11 Gigawatt Peak zubauen müsste, also 1,7, 11 Gigawatt Peak dazubauen, um hier ungefähr auf 13 Gigawatt Peak zu kommen, soweit die Abschätzungen von PV Austria, die Interessensvertretung eben der PVv branche um dieses ziel zu erreichen das heißt hier sind sicherlich große anstrengungen erforderlich kommen zum nächsten erneuerbaren energieträger nämlich die windkraft dort das ausbauziel plus zehn terawattstunden ja hier sehen sie auch bezeichnet die unterschiedlichen windpotenziale und Windkraft-Eignungsflächen in Österreich. Und zwar die Güteklasse A sind Standorte mit einer sehr hohen Windgeschwindigkeit und entsprechend auch einer sehr hohen Leistungsdichte in Watt pro Quadratmeter, die man mit den Windturbinen dann nutzen könnte. Sprich, die rot eingefärbte Fläche sind einfach die besten Windstandorte, die wir in Österreich haben. Hier in diesen grün eingefärbten Flächen, die sind mittelmäßig gut geeignete Flächen. Da haben wir eine Windgeschwindigkeit von 6,5 Meter pro Sekunde bzw. 280 Watt pro Quadratmeter und die Flächen C sind die drittbeste Güteklasse, sind auch noch geeignet für den Ausbau von Windkraft, aber eben im Vergleich dazu deren wenigsten geeigneten Flächen. Wenn man sich das Ganze ansieht hier auf der Landkarte, sieht man schon, dass sich die besten Windflächen eigentlich sehr stark auf Ostösterreich konzentrieren und speziell hier das ostöstliche Niederösterreich und das nördliche burgenland das heißt eine sehr starke konzentration auf einen bestimmten geografischen bereich in österreich wenn man sich das anstatt normal runtergebrochen auf die bundesländer wie schaut's da aus also insgesamt könnten wir in österreich eine leistung installieren von knapp 33 Gigawatt, die hier möglich wären. Wie teilt sich das Ganze auf die Bundesländer auf? Die besten Eignungsflächen haben wir, wie bereits gesagt, in Niederösterreich, gefolgt vom Burgenland und in der Steiermark. Wir werden uns jetzt nur einmal die besten Flächen anschauen, wenn wir dann auch noch die weniger gut, aber trotzdem noch geeigneten Flächen mit dazu nehmen, haben wir das größte Potenzial eben auch noch nach wie vor in Niederösterreich, dann gefolgt von der Steiermark und wiederum das Burgenland. Ja, die Frage ist nun, nutzt man nur diese besten, am besten geeigneten Flächen oder muss man eventuell auch in Flächen mit weniger Güte hineingehen? Da gibt es eine Abschätzung dafür von einer Studie, die durchgeführt worden ist, ich muss noch kurz schauen, von der Energiewerkstatt war das, zusammen mit IG Windkraft, die davon ausgegangen ist, dass wir, um dieses Ziel von 10 Terawattstunden bis 2030 erreichen zu können, müssen wir ungefähr 4000 MW, sprich 4 Gigawatt an Leistung zubauen. Die Frage ist, kann man wirklich diese 4 Gigawatt in nur diesen Güteklasse A Flächen dazubauen? Wenn man sich das Ganze anschaut, wo man denn eigentlich die größten freien Potenziale noch haben in Österreich, das sind hier in dieser Darstellung, das sehen wir hier unten, die österreichische Bezirke aufgetragen. In Dunkelrot, das ist der Bestand, also wo schon Windkraft zugebaut worden ist. In Orange der Zubau im Jahr 2019 und hier in diesem rosa, da haben wir noch technisches Restpotenzial, das noch nicht ausgebaut worden ist. Wenn man jetzt betrachtet, wo sind denn hauptsächlich diese Standorte, diese Potenziale, die noch nicht ausgebaut worden sind an Güterklasse A Standorten, dann konzentriert sich das sehr stark auf nur acht Bezirke in Österreich. Also 90 Prozent dieses Potenzials liegt in acht Bezirken. Das heißt, wir haben eine sehr starke Konzentration noch einmal auf sehr wenige Bezirke. Und hier gibt es auch wiederum eine Abschätzung, was denn tatsächlich realistisch ist, dass man erreichen kann. Das ist eine Abschätzung eben von der Interessensgemeinschaft Windkraft und der Energiewerkstatt, die davon ausgehen, dass real bis 2030 in diesen Bezirken mit Klasse A Flächen rund 1350 MW zugebaut werden könnten. Wir haben aber gerade vorhin gesagt, wir müssten eigentlich 4000 MW zubauen, um tatsächlich diese 10 Terawattstunden zu erreichen. Das bedeutet als Schlussfolgerung, wir können eigentlich nicht nur diese Güteklasse A Standorte nutzen, sondern wir müssen auch auf jeden Fall in andere Bereiche hineingehen, in Standorte, die eben weniger Windkraftpotenzial eigentlich haben. Das hat zwei Effekte, die durchaus gegenläufig sind. Einerseits, wenn ich sozusagen das Ganze nicht so stark konzentriere auf diese wenigen Bezirke, sondern etwas weiter streue, da hat es den Vorteil, dass so etwas wie Effekte wie Windflauten, die ja meistens lokal auftreten, sich weniger stark auf die Produktion der Windkraftanlagen auswirken. Das heißt, verteile ich die Windkrafterzeuger und diese Anlagen geografisch weiter, dann habe ich eine stetigere, gleichmäßigere Winderzeugung, weil sich diese Flauten auf die Produktion nicht auswirken. Auf der anderen Seite habe ich den nachteiligen Effekt, dass wenn ich in diese weniger geeigneten Windflächen hineingehe, die Windproduktion steigt mit der Windgeschwindigkeit zum Faktor 3. Das heißt, dass ich an diesen schlechter geeigneten Windstartorten schon erhebliche Erzeugungseinbußen habe. Und bedeutet in weiterer Folge, wenn ich diese 10 Terawattstunden erreichen möchte, muss ich wesentlich mehr an Leistung dazu bauen. Das heißt, gehe ich in schlechter geeignete Flächen, dann werden wir nicht mit diesen 4000 MW auskommen an installierter Windkraftleistung, sondern wird das entsprechend mehr sein müssen, dass ich dann auf diese 10 Terawattstunden Energieerzeugung komme. plus 5 Terawattstunden als Ziel vorgegeben. Wir wissen, Österreich ist ja ein Wasserkraftland, deswegen ist es hier nicht die Herausforderung, jetzt noch etwas dazu zu bauen im Sinne von, es gibt noch viel ungünstiges Potenzial. Hier ist eher die Frage, haben wir denn noch ausreichend Potenzial, das wir nutzen können? Und das sehen wir in dieser Darstellung hier. Es gibt ein sogenanntes Abflusslinienpotenzial, das sind wir ganz links dargestellt. Da haben wir 75,1 Terawattstunden pro Jahr. Abflusslinienpotenzial wäre einfach aufgrund der Höhenlagen und des abfließenden Wassers. Welche Energie steckt denn in diesem abfließenden Wasser drinnen, die man theoretisch nutzen könnte? Ist aber, wie ich schon gesagt habe, eigentlich eine theoretische Größe. Relevanter ist dieses technisch-wirtschaftliche Potenzial. Das wäre das Potenzial, das sowohl technisch als auch aus wirtschaftlicher Sicht sinnvoll nutzbar wäre. Und da liegen wir in Österreich bei 56,1 TWh doch schon ein erheblicher Teil ausgebaut ist. Also wir haben hier 35,7 TWh schon ausgebaut mit Anlagen größer 5 MW, also vor allem die großen Anlagen. Und wir haben hier auch dann ein erhebliches Potenzial von 4,4 TWh ausgebaut mit kleineren Anlagen, sodass hier eigentlich nur dieses Potenzial verbleibt von ca. 16 Terawattstunden pro Jahr. Und auch diese 16 Terawattstunden pro Jahr muss man nochmal aufschlüsseln. Eine Terawattstunde entfällt dabei nämlich auf Optimierungspotenzial, sprich, dass man bestehende Anlagen noch einmal optimiert. Und 15 Terawattstunden, das wären tatsächlich Neuerschließungen. Das heißt, neue Standorte, auf die man hier zurückgreift. Aber in diese 15 Terawattstunden sind auch ökologisch sensible Bereiche drin. Also durchaus Naturschutzgebiete, in denen man natürlich diese Anlagen nicht errichten kann und soll. durchaus Naturschutzgebiete, in denen man natürlich diese Anlagen nicht errichten kann und soll. Und wenn man dann nochmal das Ganze reduziert um diese Bereiche, landen wir dann schlussendlich bei 10 Terawattstunden an Potenzial, das man tatsächlich in nicht sensiblen Bereichen, ökologisch eben nicht gefährdeten Bereichen erschließen kann, sodass man in Summe eben auf circa 11 Terawattstunden an verbleibendem Potenzial kommt in Österreich, das man nutzen könnte. Das Ziel, wie gesagt, lautet 5 Terawattstunden. Das heißt, es wäre möglich, aber wenn man sich anschaut, wie viel da noch an Restpotenzial gegeben ist, ist es eigentlich nicht mehr viel. Wie teilt sich das Ganze auf, auf die einzelnen Bundesländer? Wenn man es sich hier ansieht? Jetzt bei uns ist eben wieder der Fokus auf Oberösterreich hier auch gelegt. Da sehen wir, in Oberösterreich haben wir eigentlich im österreichischen Vergleich ein sehr hohes technisch-wirtschaftliches Potenzial, aber das ist auch schon sehr gut ausgeschöpft. Das Restpotenzial ist hier mit 1,1 Terawattstunden im österreichischen Vergleich relativ niedrig. Ja, hier sehen wir das Ganze nochmal grafisch dargestellt, wo denn eigentlich in Österreich diese Gebiete liegen, wo es noch großes Restpotenzial gibt. Das ist vor allem hier in Tirol der Fall. Das ist hier in Osttirol, teilweise in Kärnten, Salzburg und das südliche Oberösterreich. Und hier auch noch, wenn man es sich anschaut, im Bereich der Donau in Niederösterreich. Kommen wir damit zum letzten Punkt, zur Biomasse. Da haben wir das Ausbauziel von einer Terawattstunde definiert. Wenn man es sich wieder anschaut, gibt es auch entsprechende Abschätzungen des technischen Potenzials. Das liegt bei 85,6 Terawattstunden pro Jahr, also wirklich ein sehr hohes Potenzial, das liegt bei 85,6 TWh pro Jahr, also wirklich ein sehr hohes Potenzial, das wir haben in Österreich. Wenn man aber wiederum die Flächenkonkurrenz, alternative Nutzungsmöglichkeiten berücksichtigt, dann landen wir bei einem reduzierten technischen Biomassepotenzial von 46,1 TWh pro Jahr. Das Ziel bis 2030 lautet 2,6, haben wir gesagt, Terawattstunden. Derzeit haben wir 1,6. Und es gibt auch hier wieder entsprechende Abschätzungen, was denn realistisch möglich ist, auszubauen bis 2030, nämlich eine Abschätzung vom österreichischen Biomasseverband. Der sagt, dass das realisierbare Potenzial bis 2030 bei 6,5 Terawattstunden liegt. Das heißt, dass das durchaus im Bereich des Möglichen ist. 6,5, das ist immer deutlich über diesen 2,6. vor allem eben holzbasierte Biomasse inklusive Laugen, das wäre Biogas, das eingesetzt werden kann, dann die sonstigen biogenen festen Brennstoffe und auch Hausmüll mit Bioanteil, der hier genutzt werden könnte zur Stromerzeugung. Da sehen wir das Ganze nochmal aufgeteilt, der derzeitige Stand der installierten Anlagen. Wir haben ungefähr 500 MW in Österreich installiert an geförderten Biomasseanlagen. Und wenn man es sich leistungsmäßig ansieht, dann bedeutet diese plus eine Terawattstunde leistungsmäßig einen Zubau von circa 150 MW. Das heißt, von 500 MW, die wir derzeit haben an geförderten Anlagen, sollte man dann irgendwo bei 650 MW landen. Und das wäre dann ein Zubau von circa 30 Prozent des Bestandes. Damit kommen wir zu einem ersten Zwischenfazit zum Ausbau der Erneuerbaren und den Potenzialen. Die Analyse zeigt, dass wir eigentlich ausreichend Ausbaupotenzial haben, um diese 20, 30 Ziele erreichen zu können. Es zeigt sich aber auch, dass ein großer Zubau zum derzeitigen Bestand in den einzelnen Bereichen erforderlich ist. Vor allem, wenn wir uns anschauen, die Photovoltaik und wenn wir uns anschauen, die Windkraft. Und was eine wesentliche Herausforderung auch darstellt, ist, dass wir wahrscheinlich schon gesellschaftlich kritisch gesehene Standorte nutzen müssen, um dieses Ziel zu erreichen. Zum Beispiel eben diese Freiflächen-BV. Anderes Problem wäre eben diese doch starke Konzentration, wenn man nur diese Fläche A, die Klasse A-Flächen nutzt im Bereich der Windkraft. Deswegen eine gesellschaftliche Akzeptanz all dieser Maßnahmen, die wird wesentlich sein oder ist ein wesentlicher Faktor in der Erreichung dieser 2030-Ziele. Das heißt, man muss die Bevölkerung auf jeden Fall bei diesem Projekt mitnehmen, weil es doch ein erheb Umbau des Energiesystems wirklich, wirklich ein sehr kurzer Zeitraum. Ich habe das Ganze, verfolge das jetzt doch schon einige Jahre und maßt einen im Bereich der Energiewirtschaft, Stromwirtschaft, vor allem Infrastrukturmaßnahmen mit all den begleitenden regulatorischen Auflagen und dergleichen, die sind zeitintensiv. Als Beispiel nur die Steiermarktleitung, das ist eine Leitung auch vom Südburgenland Richtung Steiermark, hat von der Beschlussfassung bis zur tatsächlichen Betriebnahme 22 Jahre benötigt. Ja, also so lange können Infrastrukturprojekte dauern. Das nur, um das ein bisschen aufzuzeigen, wie sportlich auch aus dieser Sicht diese Aufgabe ist, die hier vor uns liegt. Ich komme damit eh schon zu den Herausforderungen, die hier vor uns liegen. Wie gesagt, der Fokus hier einmal vorwiegend auf den Herausforderungen in der Integration dieser erneuerbaren Energien in das bestehende Energiesystem. Wir sehen hier dargestellt die Wertschöpfungskette im Bereich der Stromwirtschaft. Das heißt, wir haben hier zu Beginn die Erzeugung, die aus verschiedenen Primärenergieträgern erfolgen kann. Das macht ja auch gerade den Strom als Medium so interessant als Energieträger, weil er in der Vergangenheit vorwiegend aus fossilen Energien erzeugt hat. Das hat funktioniert. Wir können ihn aus den erneuerbaren Energien erzeugen. Wir haben auch gezeigt, dass das funktioniert. Das heißt, wir können hier sehr viele verschiedene Energieträger verwenden, die in Strom umwandeln und schlussendlich dann den Strom in unseren Anwendungen zu Hause nutzen. Dann der nächste Schritt natürlich, wir müssen den Strom vom Ort der Produktion entsprechend übertragen über Hochspannungsleitungen. Wenn erforderlich, müssen wir diesen Strom auch zwischenspeichern. Das ist deswegen erforderlich, weil Erzeugung vor allem in den Abendstunden schon weniger und in der Nacht wird keine Photovoltaik-Stromerzeugung erfolgen. Entsprechend, wenn wir aber trotzdem einen Stromverbrauch in der Nacht haben, müssen wir das irgendwo zwischenspeichern, damit wir dann zum Zeitpunkt des Verbrauchs darauf zugreifen können. Das heißt, Speicherung ist ein wesentlicher Bestandteil und eine wesentliche Herausforderung auch im Umbau dieses Energiesystems und vorhin habe ich es schon erwähnt, Flexibilisierung der Nachfrage ist eine weitere Möglichkeit hier, die Aufgabe ein bisschen zu erleichtern und vielleicht den Speicherbedarf etwas zu verringern den notwendigen. Dann schlussendlich müssen wir das Ganze auch nochmal verteilen. Also sprich, das wäre jetzt sozusagen die Übertragung über lange Distanzen und die Verteilung ist dann nochmal lokal, dass man das zu den Haushalten hinführt. Und schlussendlich haben wir in unseren Haushalten dann die Nutzung der elektrischen Energie. Und entlang dieser gesamten Wertschöpfungskette ergeben sich aber jetzt Herausforderungen durch den Umbau des Energiesystems. Wir müssen natürlich einmal die erneuerbaren Energieanlagen, Erzeugungsanlagen bauen. Wir müssen das entsprechende Transportsystem ausbauen, das eben den Strom Da werden wir jetzt gleich ein Beispiel sehen, dass das durchaus eine große Herausforderung ist. Wir müssen auch auf der Verteilernetzebene, also dort, wo wir es zu den Kunden hinbringen, Anpassungen durchführen, weil das ist jetzt auch vermehrt natürlich der Ort, an dem diese verteilten Erzeugungsanlagen, sprich Photovoltaik, teilweise auch die Windkraftanlagen zugebaut worden sind in den letzten Jahren. Und in der Vergangenheit war es so, man hat gehabt ein zentrales Großkraftwerk, das hat in den Strom, der ist dann übertragen worden, hin zu den Verbrauchern im Verteilernetz. Dort waren eben hauptsächlich Verbraucher angesiedelt. Jetzt baut man dort aber natürlich auch die erneuerbaren Energieanlagen hin, Erzeugungsanlagen, und plötzlich fließt dann teilweise der Strom dann aus dem Verteilnetz zurück in das Hochspannungsnetz. Das war eine Stromflussrichtung, die hat man in der Vergangenheit nicht gehabt. Und die stellt dann vor allem technische Herausforderungen dar, wie Spannungshaltung und dergleichen. Geht ja nicht auf die Details ein. Aber hier gibt es große technische Herausforderungen, die es zu bewältigen gibt. Und auf der Verbraucherseite auch darauf jetzt Anpassungsbedarf geben, wie bereits erwähnt, dass die Kunden vermehrt berücksichtigen, wie schaut es auf der Erzeugungsseite aus. Das ist nicht gemeint, dass jeder die ganze Zeit schaut, haben wir jetzt gerade viel Stromerzeugung aus Erneuerbaren oder nicht, soll ich jetzt konsumieren oder nicht. Das sollte eigentlich der Markt bewerkstelligen. Der Markt sollte den Kunden zeigen, jetzt ist viel erneuerbare Erzeugung im System. Erneuerbare Energien benötigen keine Brennstoffe. Deswegen sind sie in der Stromerzeugung relativ günstig. Das heißt, auch durch den Preis für den Kunden, das ist ein Ziel, das man auch mit diesen Smart Mietern zeitveränderlichen Preisen erreichen möchte, dass Kunden dann konsumieren, Strom verbrauchen, wenn Strom günstig ist. Und das sollte dann sein, wenn eben Erneuerbare in das Energiesystem, in das Stromsystem einspeisen. Einen Faktor, den man da noch mitdenken muss, der bis jetzt ein bisschen untergegangen ist, ist auch die Auslastung des Verteilernetzes, also die Netzanschlüsse zu ihren Haushalten hin. des Verteilernetzes, also die Netzanschlüsse zu ihren Haushalten hin, weil nur als Beispiel, wenn fünf Haushalte nebeneinander alle ihre Elektroautos dann plötzlich laden, weil gerade viel erneuerbare Energie im System ist, dann ist es natürlich gut, dass man das versucht, dieses E-Auto mit erneuerbarem Strom zu beladen, kann aber ein Problem für das Netz bei Ihnen beim Haushalt darstellen, weil wenn das eben alle gleichzeitig laden, so einen großen Verbraucher hat man in der Vergangenheit nicht gehabt und das System ist eventuell bei Ihnen vor Ort nicht dafür ausgelegt, kann dann wiederum Netzausbau bei Ihnen vor Ort erforderlich machen. Das sind so Sachen, die muss man da auf jeden Fall auch noch mitdenken und da sind auch wieder Anpassungen erforderlich. So Sachen, die muss man da auf jeden Fall auch noch mitdenken. Und da sind auch wieder Anpassungen erforderlich. Ich gehe mal hier auf einen ersten Aspekt ein, der sich da auftut, eine erste Herausforderung, nämlich dieser Verschiebebedarf an Energie. Was meine ich damit? Ich meine damit das Folgende, dass wir zeitweise in der Zukunft zu viel Erzeugung haben werden, weil eben die Erneuerbaren Darm produzieren, wenn Wind zur Verfügung ist, wenn die Sonne scheint, aber quasi nicht berücksichtigen, ist jetzt Verbrauch eigentlich auch entsprechend im System. Das heißt, wir müssen das irgendwo zwischenpuffern. Und hier haben wir ein praktisches Beispiel, eine Simulation vom österreichischen Übertragungsnetzbetreiber Austrian Power Grid. Und zwar sehen wir hier einerseits den Verbrauchsverlauf über die Zeit, über ein Jahr, hier immer den Wochenverbrauch gemittelt. Und wir sehen hier unten die Erzeugung der Erneuerbaren in Österreich. Und zwar das da unten in dunkelblau sind Laufwasserkraftwerke, deren momentane Einspeisung, dann in gelb, das ist die Photovoltaik und in grün, das ist die Windkrafterzeugung. Wir sehen schon, dass diese Wasserkrafterzeugung, die dunkelblaue, da haben wir so einen Anstieg im April. Also wenn die Schneeschmelze eintritt, dann haben wir etwas mehr an Wasserkrafterzeugung. Das nimmt dann über die Sommermonate wieder ab. Generell im Winter haben wir im Normalfall etwas weniger an Wasserkrafterzeugung. Bei der PV sehen wir auch, dass dieser gelbschimmernde Bereich hier im Sommer etwas höher ist, etwas stärker ausgeprägt als in den Wintermonaten. Das heißt, wir haben mehr PV-Erzeugung im Sommer als im Winter. Und bei der Windkraft, das ist im Normalfall umgekehrt, haben wir etwas mehr Erzeugung in den Wintermonaten und etwas weniger in den Sommermonaten, weil im Winter einfach der Wind etwas stärker weht. Ja, das wäre das System im Jahr 2019 und man kann erkennen, dass es hier teilweise noch große Lücken gibt. Sprich, die erneuerbaren Energien, die wir hier unten haben, die den Strom in Österreich produzieren, sind nicht in der Lage, den Stromverbrauch in Österreich zu decken. Und diese Differenz hier, die müssen wir entweder durch Importe aus dem benachbarten Ausland Richtung Österreich decken oder eben durch fossile Erzeugungsanlagen wie Gaskraftwerke, wie in der Vergangenheit Kohlekraftwerke. Ja, das ist der Stand von 2019. Wenn wir jetzt das Ganze aber in die Zukunft weiterspielen und sagen, wir nehmen an, einen erneuerbaren Ausbau mit 12 Gigawatt PV dann und 9 Gigawatt Wind, also ungefähr diese Ausbauziele, die wir definiert haben im Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz, dann schaut die Situation folgendermaßen aus. Und zwar, wir haben noch immer eine ähnliche Saisonalität der Wasserkrafterzeugung. Aber durch diesen hohen Zubau an Photovoltaik und an Windkraft haben wir dann zeitweise Phasen, wo wir deutliche Übererzeugung haben. Vor allem hier während der Sommermonate. Und hier während der Wintermonate haben wir noch immer zeitweise eine Unterdeckung und würden eigentlich fossile Energieträger benötigen, um das hier zu kompensieren. Wenn man das Ganze wirklich zu 100% national, bilanziell überneuerbare decken möchte, dann wäre eigentlich eines erforderlich, nämlich eine wirkliche saisonale Verlagerung und zwar in der Größenordnung von 10 Terawattstunden. Das heißt, 10 Terawattstunden an Energie müssten hier aus den Sommermonaten zeitlich verlagert werden, hier in diese Wintermonate hinein. Das bedeutet, wir würden hier Stromspeichermöglichkeiten benötigen in diesem Umfang von 10 Terawattstunden, um diese Überproduktion, also quasi wo hier zu viel produziert wird im Sommer, das dann zwischenspeichern zu können und den Verbrauchern in den Wintermonaten, Übergangsmonaten zur Verfügung zu stellen. 10 Terawattstunden Speicherkapazität, um das ein bisschen greifbar zu machen, wie viel ist denn das überhaupt? Was würde denn das bedeuten? Wie könnte man das bewerkstelligen? Wenn man das runterbricht auf Batteriekapazität, dann wären das 100 Millionen batteriebetriebene Fahrzeuge vom Typ Tesla S. Circa derzeit 5 Millionen Pkw insgesamt in Österreich. Das heißt, das ist auf diese Art und Weise eigentlich nicht erreichbar. Also rein über E-Mobilität und die Speichermöglichkeit, die man dort vorfindet, wird man dieses Problem nicht lösen können. und die Speichermöglichkeit, die man dort vorfindet, wird man dieses Problem nicht lösen können. Dann wäre es zudem circa das 700.000-fache der Kapazität des aktuell größten alleinstehenden Batteriespeichers in Österreich. Das ist die sogenannte Blue Battery. Das ist ein Speicher des Verbunds am Kraftwerk Wsee. Und es wäre zudem das dreifache Pumpspeicherpotenzial in Österreich, was wir eben am Bestand haben, in der Höhe von circa 3 Terawattstunden. Das bedeutet, eine einzelne dieser Maßnahme wird nicht ausreichen, um diese 10 Terawattstunden an Verlagerungsbedarf in das System zu bekommen. Wir müssen eine Kooperation von diesen Variationen nutzen. Plus wir müssen eventuell auch auf andere Möglichkeiten zugreifen, weil als Beispiel, dass diese 10 Terawattstunden sind nur circa 10 Prozent des bestehenden Gasspeichervolumens in Österreich. Da haben wir circa 90 Terawattstunden an Speicherpotenzial. Das heißt, im Gassystem haben wir eine sehr große Speicherfähigkeit und man könnte dann entsprechend den erneuerbaren Strom verwenden und daraus Wasserstoff erzeugen und diesen Wasserstoff im Gassystem zwischenspeichern und dann bei Bedarf das Ganze wieder umwandeln. Derzeit ist natürlich ein großes Thema die Kosteneffizienz. Es ist noch die Herstellung von Wasserstoff relativ teuer, ist ein weiteres ökonomisches Problem, das wir da zu lösen haben. Aber sozusagen vom Speichervolumen her hätten wir hier auf jeden Fall großes Potenzial im Gasbereich. Das heißt, wenn wir das Ganze lösen wollen und auf diese Art und Weise lösen wollen, ist Sektorkopplung, das sogenannte Power-to-X, ein wesentlicher Bestandteil des zukünftigen Energiesystems und einer erforderlichen Energiewende. Weitere Herausforderungen, die wir sehen, sind vor allem im Bereich der Netze, im Bereich der Übertragungsnetze, im Bereich der Verteilernetze. Ich habe das versucht hier einmal so schematisch nochmal darzustellen. Schaut jetzt zwar, muss ich mich entschuldigen, etwas chaotisch aus, diese Grafik. Wir probieren das gleich aufzulösen, was hier dargestellt ist. dargestellt ist, wir haben einmal so grob die Unterscheidung hier zwischen einerseits dem physikalischen System hier oben und dem wirtschaftlichen System, dem Markt, der hier unten abgebildet ist. Das Ganze gliedert sich in drei Netzbereiche. Das ist diese sogenannte Regelzone C, diese Regelzone A und die Regelzone B. Man könnte sich auch vorstellen, dass das hier zum Beispiel Österreich ist, das hier wäre zum Beispiel Deutschland und das hier könnte Frankreich sein. Und in diesen Ländern haben wir hier unten dargestellt, Erzeugungsanlagen wie Windkraftanlagen, Wasserkraftanlagen. Wenn der Pfeil hier nach oben zeigt, würde das die produzieren Strom und speisen diesen Strom hier in ein Stromnetz ein. Das ist da oben, das wäre Strom hier in ein Stromnetz ein. Das ist da oben, das wäre das Übertragungsnetz, die Hochspannungsleitungen, die Sie kennen. Die verbinden hier beispielsweise eben diese Regeltone C oder das Marktgebiet Österreich mit dem Marktgebiet Deutschland und in weiterer Folge auch mit dem Marktgebiet Frankreich. Wir haben hier verschiedene Erzeugungsanlagen. Wir haben hier auch unterschiedliche Verbraucher. Wenn der Pfeil nach unten zeigt, dann haben wir entsprechend einen Verbraucher. Hier hinten hätten wir auch einen Frankreich-Verbraucher, Haushalte, Industrie. Und wir sehen hier oben, auf das komme ich vielleicht später gleich im Detail zu sprechen, rote Leitungen. Die schauen wir uns dann gleich im Detail an. Wie ist normalerweise der Stromfluss in so einem elektrischen System? Der Stromfluss geht vom Ort der Erzeugung zum Ort des Verbrauchs. Welche Anlagen aber jetzt am Produzieren, welche erzeugen, hängt auch sehr wesentlich von den Kosten, von den Erzeugungskosten ab. Und zwar ist das folgendermaßen, wir sehen das hier unten dargestellt, das ist ein Preismengendiagramm mit hier den Angebotspreisen in violett für die Stromerzeugung aus den Erzeugungstechnologien und hier in rot, das ist die Nachfrage. Und so wie das Sprichwort sagt, Angebot und Nachfrage bestimmen den Preis, ist es so, dass hier in diesem Schnittpunkt dieser beiden Kurven hier haben wir den sogenannten Marke-Clearing-Preis, MCB. Das ist der Strompreis in diesem Marktgebiet, der sich bildet. Wenn wir uns hier jetzt in diesen drei Gebieten sich das anschauen, also das wäre jetzt quasi die Angebotskurve, wo alle österreichischen Kraftwerke angeboten sind und die österreichische Strombedarfsnachfrage, hier bildet sich der österreichische Strompreis, das hier haben wir wieder im Schnittpunkt von Angebot und Nachfrage. Hier bildet sich der Preis für Deutschland. Der wäre hier etwas höher. Und hier hätten wir den höchsten Preis. Das wäre der Preis in Frankreich in unserem Beispiel. Und so wie Märkte funktionieren, normalerweise wird in den Märkten, wo ein Gut billig ist, eingekauft und transportiert in einen Markt, wo das Gut entsprechend teurer ist. In gleicher Art und Weise funktioniert das auch im Strommarkt. Das heißt, hier wäre die Folge so, dass man sagt, okay, in Österreich gibt es günstigen Strom, wir importieren uns diesen Strom aus Österreich Richtung Deutschland. In Deutschland wiederum würde man auch, in Frankreich würde man sagen, okay, bei uns ist der Strom teurer als in Deutschland und in Österreich. Wir importieren uns den Strom aus diesen beiden Ländern. Das bedeutet, dass der Strom physikalisch dann fließen sollte aus diesen billigeren Ländern, die eben vorwiegend auch auf erneuerbare Energie produzieren, weil die keinen Brennstoff haben, ist die Stromproduktion dort günstiger, als bei fossilen Erzeugungsanlagen, die einen Brennstoff benötigen. Stromproduktion wird günstiger als bei fossilen Erzeugungsanlagen, die einen Brennstoff benötigen. Und entsprechend würde der Strom hier fließen von Österreich Richtung Deutschland und auch noch weiter Richtung Frankreich. Das Problem ist aber, deswegen haben wir hier oben diese roten Leitungen, dass hier nicht beliebig transportiert werden kann von diesen Marktgebieten, also Österreich Richtung Deutschland Richtung Frankreich. Man kann sich das so vorstellen wie im Bereich des Straßenverkehrs. Auch dort haben wir an den Grenzen immer wieder Staus, speziell zu Urlaubszeiten, was jetzt hier ansteht, wenn sehr viel von A Richtung B fließt oder sozusagen transportiert wird. Oder von hier, von diesem Ort oder dieser Regelzone in diese Regelzone. Und im Strombereich haben wir genau das Gleiche. Das heißt, wenn hier viel produziert werden sollte, weil es hier günstig zur Verfügung steht und in diese anderen Länder exportiert wird, dann haben wir plötzlich ein Problem mit den Übertragungsleitungen. Die haben nur eine bestimmte Last, die sie vertragen, mit der sie belastet werden können, eine bestimmte Leistung, wird diese überschritten, dann muss man in diesen Kraftwerksbetrieb eingreifen. Und zwar folgendermaßen eingreifen, dass man die Anlagen hier vorne, die eben eigentlich günstig produzieren könnten, dass man die ausschaltet und stattdessen hier hinten lokal produziert. Das heißt hier, weil einfach quasi das nicht transportiert werden kann von diesem günstigen Produktionsstandort zu diesem Verbrauchstandort. Stattdessen müssen wir hier die günstige Anlage abschalten, stattdessen die teure Anlage hier hinten hochfahren, die möglicherweise auch noch mit fossilen Energieprägern betrieben wird. Das ist natürlich nicht etwas, das man haben möchte, aber das ist ein Effekt, der dadurch auftritt, dass der Ausbau der Übertragungsnetze nicht mit dem Zubau der erneuerbaren Energie in Schritt halten kann oder nicht Schritt gehalten hat in der Vergangenheit. Würde man nämlich dieses Übertragungsnetz und Verteilernetz entsprechend ausbauen, dann könnte man ja eigentlich die gesamte Produktion der ökologischsten und ökonomischsten Anlagen zu den Verbrauchern bringen. Funktioniert leider nicht, weil man eben diese Netze, weil der Netzausbau nicht Schritt hält. Und diese Maßnahme, um da entgegenzusteuern und quasi dann lokal zu erzeugen, dass es einfach eine Erfordernis ist, um die Versorgungssicherheit aufrechtzuerhalten, weil wird der Verbraucher hier hinten nicht beliefert, dann kann es im schlimmsten Fall dann zu einem Blackout kommen. Und um das abwenden zu können, muss man dann das stattdessen hier lokal erzeugen. Diese Maßnahme bezeichnet man als Redispatch. Ich werde das gleich nochmal ein bisschen näher erläutern. Dieses Redispatch oder dieses Engpassmanagement, wie es auch genannt wird, das sind kurz-, mittel- oder langfristige Maßnahmen, um genau solche Engpässe im Übertragungsnetz zu vermeiden oder zu beseitigen. Redispatch bedeutet, kommt eigentlich, also abgeleitet von Dispatch. Dispatch ist der geplante Anlageneinsatz, also die geplante Produktion von diesen Erzeugungsanlagen. Wenn ich von dem abweichen muss, aufgrund dieser Engpässe im Übertragungsnetz, dann bezeichnet man das Ganze mit Redispatch. Und das ist eben eine Maßnahme, die muss der sogenannte Regelzonenführer, das ist bei uns in Österreich die Austrian Power Grid, die auf das Übertragungsnetz betreibt, die muss da eingreifen in den Kraftwerksbetrieb und teilweise eben Anweisungen geben, dass bestimmte Kraftwerke runtergefahren werden, andere hochgefahren werden, um diese Netzengpässe zu beheben und damit die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Wir sehen hier so einen Ablauf, wie das Ganze ausschaut praktisch. Wir haben im Normalfall, das ist wirklich eine sehr typische Situation, in Norddeutschland ist sehr viel Windkraft ausgebaut worden. Diese Windkrafterzeugung sollte dann in den Süden transportiert werden, wo wir die Verbrauchsstandorte haben. Auch in Österreich wird diese günstige Windkrafterzeugung eingekauft, um die Verbraucher mit Strom zu beliefern. Jetzt haben wir aber ein Problem, wenn sozusagen so viel dort oben produziert wird und hier nach unten geliefert werden sollte Richtung Süden, nämlich mehr als über diese Übertragungsnetze leistungsmäßig transportiert werden kann. Dann haben wir ein Problem. Dann müssen wir nämlich, wenn diese Leitungen in Überlast gehen, zu stark belastet werden, müssen wir dort oben diese windkraftanlagen eigentlich ab regeln aus dem wind drehen und stattdessen hier in österreich lokal erzeugen das heißt wir müssen hier teilweise im thermische kraftwerke anwerfen thermische kraftwerke deswegen weil eben die bei bedarf momentan hochfahren können ja am Windkraftwerk oder Photovoltaikanlage kann nicht bei Bedarf unmittelbar hochfahren. Können auch Speicherkraftwerke teilweise sein, die aktiviert werden, dann sind wir schon natürlich wieder erneuerbar. Wir haben nur ein Problem in Österreich, dass nämlich diese Verbrauchstandorte, wo wir die großen Verbraucher haben, sich vor allem hier im Osten befinden und im Nordosten. Und diese Speicherkraftwerke befinden sich hier im Westen. Und wir haben auch innerhalb von Österreich beschränkte Übertragungskapazitäten, circa zwei Gigawatt gehen darüber. Das heißt, wir können auch nicht beliebig aus diesen Speichern Richtung dieser Verbrauchstandorte hier beliefern. Das bedeutet in weiterer Folge, wir müssen halt phasenweise, zeitweise tatsächlich hier fossile Anlagen aktivieren, die dann die nicht nach Österreich transportierbare Windkrafterzeugung ersetzen. Und der Hintergrund ist der, dass einfach der Netzausbau mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien nicht Schritt gehalten hat in den letzten Jahrzehnten. Wie oft ist es eigentlich erforderlich, dass hier die Austrian Power Grid eingreift in den Kraftwerksbetrieb? Wenn man sich das ansieht, sind hier aufgetragen die Anzahl der Tage, an denen es erforderlich war in der Vergangenheit. Dass man hier eingreift und wirklich Kraftwerke in Deutschland zum Beispiel zurückregelt und bei uns in Österreich Kraftwerke lokal hochfährt. Und wir sehen, dass das schon in den letzten Jahren zunehmend der Fall war. Im Jahr 2017 haben wir da so eine Spitze gehabt, da war das an 309 Tagen erforderlich, dass man hier eingreift, also 309 von 365, das ist schon sehr wesentlich. Und eine Konsequenz daraus war auch, dass man die importierbare Energie oder Leistung aus Deutschland eingeschränkt hat. Also man hat sowas wie ein Grenzkontrollmanagement eingeführt, das beliebig von Deutschland Richtung Österreich importiert werden darf, um eben die Anzahl der Tage, wo man hier eingreifen muss in den Kraftwerksbetrieb, etwas zu reduzieren. Man sieht aber schon, dass es da nur eine leichte Entspannung das Ganze gebracht hat. Bedeutet, diese Maßnahme hat eigentlich nur ein bisschen eine mildernde Wirkung, ein bisschen eine aufschiebende Wirkung. Auch wenn man sich das Ganze kostenmäßig anschaut, was bedeutet das? Welche Kosten gehen mit diesen Engpass-Management- und Redispatch-Maßnahmen einher? Die Engpass-Management-Kosten belaufen sich, wenn man sie im zeitlichen Verlauf betrachtet, mittlerweile deutlich über 100 Millionen Euro pro Jahr. Also mehr als, wenn man es sich anschaut, 2020, mehr als 133, knapp 134 Millionen Euro pro Jahr sind nur dafür erforderlich, dass man Kraftwerke hochfährt und andere unterregelt, weil das Netz nicht entsprechend ausgebaut ist. Es gibt hier Abschätzungen von der Austrian Power Grid. Hier oben dargestellt sind die Redispatch-Kosten, die jährlichen, dass diese deutlich über den Investitionskosten im Übertragungsnetz liegen. Das heißt, es wäre eigentlich günstiger, das Netz auszubauen. Und was man noch dazu sagen, also wenn man jetzt rein die jährlichen Kosten betrachtet, man muss dazu sagen, Redispatch-Kosten, das, was man da ausgibt, das ist eine Einmalzahlung, die dann aber keinen nachhaltigen Effekt hat, weil nächstes Jahr oder am nächsten Tag es kann die gleiche Situation wieder auftreten. Erst wenn ich tatsächlich das Netz ausbaue, dann habe ich sichergestellt, dass ich mehr Netzinfrastruktur, mehr Leitungen habe und das dann nachhaltig von Erzeugungsort A zum Verbrauchstandort B transportieren kann. Das heißt, dass eigentlich dieser Netzausbau eine sehr wesentliche Maßnahme ist, wenn wir Erneuerbare in das Energiesystem, in das Stromsystem bekommen möchten. Ich komme damit zur Zusammenfassung und zum Ausblick. Also man kann zusammenfassend sagen, wir haben nationale Ausbausziele für erneuerbare Energien, die sehr ambitioniert sind, aber das Potenzial ist auf jeden Fall vorhanden. Sehr wichtig wird es sein, dass wir auch entsprechende gesellschaftliche Akzeptanz haben, weil wir teilweise schon ein bisschen in sensible Bereiche hineingehen müssen. Sprichwort eben diese Freiflächen-PV oder auch diese Standorte für die Windkrafterzeugung. Oder auch diese Standorte für die Windkrafterzeugung. Die Dekarbonisierung, dieser Umbau des Energiesystems, der bringt einige wesentliche Herausforderungen für das bestehende System mit sich. Das ist einmal dieser Verschiebebedarf, den wir gesehen haben, mit 10 Terawattstunden, also diese teilweise saisonale Speicherung der Energie. Dann die Kopplung der Sektoren, dass man halt den Stromsektor immer mehr verzahnen muss mit dem Gassektor, mit dem Wärmesektor, um genau diese saisonale Speicherung zu ermöglichen. Wir brauchen entsprechend regelbare Kraftwerke, die gesicherte Leistung zur Verfügung stellen, solange eben jetzt vor allem einmal das Leitungsnetz nicht ausgebaut ist, dass wir wirklich vor Ort lokal erzeugen können den Strom, wenn er benötigt wird, damit bei uns die Lichter nicht ausgehen. Wir brauchen eine Flexibilisierung des Verbrauchs. Also der Verbrauch wird in der Zukunft, die Flexibilisierung, das wird eine wichtige Rolle spielen, weil wir dadurch einfach weniger Speicherbedarf haben. Wenn die Kunden flexibler auf die Erzeugungssituation reagieren, dann habe ich weniger Speicherbedarf. Und für die Integration des Netzes außer der Erneuerbaren, haben wir gesehen, ist auf jeden Fall eine Optimierung des Netzes und auch ein Netzausbau erforderlich. Das sind wesentliche Schritte, die wir setzen müssen, wenn wir wirklich diese Klimaneutralität erreichen möchten, so wie es eben auch bei uns im Regierungsprogramm steht. Die Dekommunisierung des Stromsystems ist hier ein wesentlicher Beitrag. Wir haben aber natürlich auch noch andere Herausforderungen im Bereich der Mobilität, auf die ich hier heute jetzt gar nicht eingegangen bin. Ja, es ist eine, glaube ich, sehr große Chance für Europa, hier eine internationale Vorreiterrolle einzunehmen und ich glaube, es ist durchaus aus unserer Sicht hier wesentlich, dass wir hier wirklich ein Erfolgsmodell auf den Weg bringen. Weil wenn wir erfolgreich sind mit diesem Projekt in Europa, da bin ich mir sicher, dass wir dann sehr viele Nachahmer in anderen Regionen dieser Erde finden werden. Und dann entsprechend bringen wir diese Energiewende auf den Weg. Damit bin ich am Ende meines Beitrags für heute und stehe Ihnen recht gerne für Fragen zur Verfügung. Vielen Dank. Na, vielen Dank. Das war ja sehr, sehr spannend. Vielen Dank nochmal. Wir haben jetzt von außerhalb, wir können ja nur kurz eigentlich keine fragen. das ist aber gar nicht schlimm, dann würde ich einfach den Stream hier an der Stelle auch beenden erstmal öffentlich und entsprechend alle einladen, die Zuschauer, die jetzt bei YouTube und Facebook noch dabei sind, zum Zoom-Link zu kommen. Wir lassen jeden rein, der dabei ist und bedanke mich nochmal für den Vortrag. Vielen Dank und auch für die Zuschauer und Zuschauerinnen, die die ganzen Vorträge mitverfolgt haben weiter und in diesem Semester. Wir sehen uns dann im Wintersemester wieder mit neuer Energie nach dem Urlaub und nach dem Sommer. Vielen Dank. Tschüss.