Alternde Anlagen und das Streben nach Klimaneutralität stellen Österreichs KWK-Betreiber vor erhebliche Herausforderungen. Zumindest technisch wird aber bereits an Lösungen gearbeitet.

 

Vor allem mit zwei Herausforderungen sehen sich Österreichs Betreiber von Kraft-Wärme-Kopplungen (KWK) konfrontiert: Erstens kommen ihre Anlagen zunehmend in die Jahre und müssen daher zum Großteil im Laufe des kommenden Jahrzehnts ersetzt werden. Doch bis dato fehlen die nötigen wirtschaftlichen Anreize inklusive rechtlich regulatorischer Basis. Seine Überlegungen dazu will der Elektrizitätswirtschaftsverband Oesterreichs Energie demnächst vorlegen.

Die zweite Herausforderung ist die Dekarbonisierung: Die scheidende Bundesregierung aus Konservativen (Österreichische Volkspartei, ÖVP) und Grünen plante, Österreich bis 2040 klimaneutral zu machen. Zwar ist offen, ob die wie immer zusammengesetzte künftige Regierung daran festhält. Weicht sie von dem Plan ab, ist dies jedoch nicht mehr als eine Verschiebung: Auf EU-Ebene ist das Ziel der Klimaneutralität für 2050 rechtlich verankert. Und so beschäftigen sich etliche österreichische KWK-Betreiber mit der Frage der Zukunft ihrer Anlagen sowie jener der Fernwärmeversorgung insgesamt.

Der weitaus größte Betreiber von KWK in Österreich ist der stadteigene Wiener Energiekonzern Wien Energie. Er nennt gasbefeuerte KWK mit insgesamt 1.645 MW elektrischer und 1.470 MW thermischer Leistung sein Eigen. Die leistungsstärkste einzelne Anlage ist das in seiner derzeitigen Form seit 2009 bestehende Kraftwerk Simmering 1 (840 MW elektrisch, 520 MW thermisch), gefolgt von Donaustadt (395 MW elektrisch, 350 MW thermisch) und Simmering 3 (350 MW elektrisch, 450 MW thermisch).

Hinzu kommen mehrere thermische Abfallbehandlungsanlagen, die ebenfalls für die öffentliche Strom- und Wärmebereitstellung genutzt werden. Die größte davon ist die wegen ihrer Gestaltung durch den Künstler Friedensreich Hundertwasser international bekannte Anlage Wien-Spittelau mit 14 MW elektrischer und 58 MW thermischer Leistung. Nur eine Nebenrolle für die Wiener Energieversorgung spielt die am Kraftwerksstandort Simmering situierte Biomasse-KWK, die eine elektrische Leistung von 24,5 MW und eine thermische von 37 MW aufweist.

KWK-Anteil an Fernwärme sinkt massiv

Laut der Geschäftsbereichsleiterin Asset-Dekarbonisierung und neue Technologien bei Wien Energie, Linda Kirchberger, decken die mit Erdgas befeuerten KWK-Anlagen derzeit rund 52 Prozent des Wiener Fernwärmebedarfs. Bis 2040 soll dieser Anteil auf rund 13 Prozent sinken. Das Erdgas möchte Wien Energie „ab den 2030er-Jahren“ zunehmend mit „grünen“ Gasen wie elektrolytisch mit Ökostrom erzeugtem Wasserstoff ersetzen. Etwa 28 Prozent des Wiener Fernwärmebedarfs plant Wien Energie ab 2040 mittels Geothermie und Großwärmepumpen zu decken.

Hinsichtlich der Umstellung der KWK auf grüne Gase verweist Kirchberger auf die Versuche des Versorgers im Kraftwerk Donaustadt 2023, die gemeinsam mit dem größten Energiekonzern Österreichs, dem Verbund, der deutschen Rheinenergie und Siemens Energy erfolgten. An einzelnen Tagen wurden dem Erdgas stundenweise bis zu 15 Volumenprozent grüner Wasserstoff beigemengt.

Das KW Donaustadt wählten die Projektpartner als Standort für den Versuch, weil es über eine Turbine des weltweit verbreiteten Typs SGT5-4000F verfügt. Solche Maschinen sind unter anderem im modernsten Gaskraftwerk Österreichs, Mellach II des Verbunds, installiert, dessen zwei Linien auf 832 MW an elektrischer sowie 400 MW an thermischer Leistung kommen. Laut Kirchberger verliefen die Versuche „sehr positiv“.

Geplant sind in den kommenden Jahren weitere Tests, um auf rund 25 Prozent Wasserstoff und in weiterer Folge auf bis zu 50 Prozent zu kommen. Dass dies binnen der nächsten fünf Jahre erfolgen soll und der Wasserstoffbetrieb länger als stundenweise vorgesehen ist, will Kirchberger nicht bestätigen: „Die nächsten Schritte folgen in den kommenden Jahren. Ich bitte um Verständnis, dass wir derzeit noch keine weiteren Details nennen können.“ Das beziehe sich auch auf die Pläne, im Laufe des kommenden Jahrzehnts eine vollständig mit Wasserstoff „befeuerte“ KWK-Anlage mit 350 bis 400 MW (elektrischer) Leistung zu errichten.

Verbund weiter dabei

Der Verbund bestätigte E&M, sich auch an den künftigen Versuchen in Wien-Donaustadt zu beteiligen. Geplant ist seitens des Konzerns, Mellach II mittel- bis langfristig auf den Betrieb mit grünem Wasserstoff umzurüsten. Wann und wie das erfolgt, hängt von den rechtlichen, regulatorischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen sowie von der Verfügbarkeit des Wasserstoffs ab. Was die Verfügbarkeit betrifft, plant der Verbund, selbst eine wesentliche Rolle zu spielen.

Das Energieunternehmen arbeitet an Projekten zur Erzeugung grünen Wasserstoffs, aber auch zu dessen Import nach Österreich etwa aus Nordafrika. Der mehrheitlich in seinem Eigentum befindliche Erdgasfernleitungsbetreiber Gas Connect Austria (GCA) ist maßgeblich in die Entwicklung der Wasserstoffinfrastrukturen eingebunden.

Bereits wasserstofffähig

Auf die Nutzung von Wasserstoff in gasbefeuerten Kraftwerken bereitet sich auch der niederösterreichische Energieversorger EVN vor. Er installierte in seiner KWK in Theiß etwa 70 Kilometer westlich von Wien bereits 2020 eine 240-MW-Turbine, die grundsätzlich wasserstofffähig ist. „Wann der Betrieb tatsächlich umgestellt wird, hängt von den Rahmenbedingungen und der Verfügbarkeit des Wasserstoffs ab“, hieß es auf Anfrage von E&M.

Ferner läuft seit Ende 2023 ein Bewilligungsverfahren zur Installation zweier schnellstartender wasserstofffähiger Gasturbinen mit je 50 und 75 MW Leistung am Kraftwerksstandort Dürnrohr 40 Kilometer westlich von Wien. Sie dienen allerdings nicht der Wärmeerzeugung, sondern ausschließlich der kurzfristigen Bereitstellung elektrischer Energie zur Stützung des Stromnetzbetriebs. Umgesetzt wird das Vorhaben laut EVN jedoch nur, „wenn es einen entsprechenden Auftrag im Sinne der Versorgungssicherheit seitens des Regulators E-Control gibt“.
 

Wenig Freude hat die EVN wie andere österreichische KWK-Betreiber mit der Erneuerbaren-Richtlinie (RED III) sowie der kommenden Entwaldungsverordnung (EUDR) der EU. Die Umsetzung der Bestimmungen in Österreich könnte Komplikationen für den Betrieb etlicher Biomasse-KWK mit sich bringen, heißt es seitens des Unternehmens. Voraussichtlich werde die EUDR den Verwaltungsaufwand „für die gesamte Lieferkette zusätzlich steigern und damit die Biomassekosten weiter belasten“.

Die RED III wiederum mache die Einrichtung von Lagern für Energierundholz rechtlich komplizierter. Solche Lager sind der EVN zufolge aber „unabdingbar, da im Winter bei schlechten Witterungsverhältnissen die Anlieferung von Waldhackgut direkt aus den Wäldern oft nicht möglich ist. Darüber hinaus dienen die Lager mit Energierundholz als notwendige Vorsorge für Krisenzeiten.“

Erhebliche Vorlaufzeit

Bei der Salzburg AG schließlich decken die beiden mit Erdgas befeuerten KWK-Anlagen „Heizkraftwerk (HKW) Salzburg Mitte“ und „Heizkraftwerk (HKW) Salzburg Nord“ rund 58,3 Prozent des Fernwärmebedarfs der 38.500 Haushalts- und Gewerbekunden. Das HKW Salzburg Mitte (84 MW elektrisch, 127 MW thermisch) besteht in seiner derzeitigen Form seit 2001 und wird das Ende seiner technischen Betriebsdauer zwischen 2035 und 2040 erreichen, das seit 1994 in Betrieb befindliche HKW Salzburg Nord (13,5 MW elektrisch, 49,5 MW thermisch) das Ende seiner „Lebensdauer“ um das Jahr 2035.

„Da ein Neubau, aber auch ein umfassendes Repowering, eine Vorlaufzeit von zehn bis 15 Jahren benötigt, haben wir begonnen, uns mit einem entsprechenden Nachfolgekonzept für beide Anlagen zu beschäftigen“, verlautet die Salzburg AG. Bis zur Entscheidung werde es aber „noch einige Zeit“ dauern. Untersucht würden unterschiedliche technische Varianten sowie Standorte. Und: „Der Brennstoff Wasserstoff spielt definitiv eine wichtige Rolle.“

Geplant sei jedenfalls, die Fernwärmeversorgung bis 2040 vollständig zu dekarbonisieren. Als wesentlichen Schritt hierzu erachtet die Salzburg AG die Inbetriebnahme der Biomasse-KWK Siezenheim II Ende Oktober 2023. Die Anlage mit 4,2 MW elektrischer und 11,7 MW thermischer Leistung kostete rund 46 Millionen Euro und kann bis zu 40 Prozent des Fernwärmebedarfs der Kunden der Salzburg AG decken. Weitere größere Biomasseanlagen plant das Unternehmen derzeit nicht. 


Kraft-Wärme-Kopplungen in Österreich
Wichtige Anlagen und ihre Betreiber