The urgent need for CO${}_2$ reduction is calling upon the industry to contribute. However, changes within local energy supply systems including efficiency enhancement are bound to several economical and technical constraints, which results in interfering trade-offs that make it difficult to find the optimal investment option for CO${}_2$ mitigation. In this article, a new optimization model is presented that allows to optimize the design and operation of a supply and heat recovery system and production scheduling simultaneously. The model was used for retrofitting of a small brewery’s local energy system to identify decarbonization measures for eight potential future scenarios with different technical, economical and ecological boundary conditions. The results show that the proposed cost-optimized changes to the current energy system only slightly reduce carbon emissions if decarbonization is not enforced since the optimal solutions prioritize integration of photo voltaic (PV) modules that mainly substitute electricity purchase from grid, which is already assumed to be carbon free. However, enforcing decarbonization rates of 50% for the assumed future boundary conditions still results in cost savings compared to the current energy system. These systems contain heat pumps, thermal energy storages, electric boilers, and PV. Battery storages are only part of the optimal system configuration if low to moderate decarbonization rates below 50% are enforced. An analysis of marginal costs for units not considered in the optimal solutions shows that solar thermal collectors only require small decreases in collector cost to be selected by the solver.

The need for decarbonization raises several questions. How can renewable energy supply for the industrial sector be realized in the long term? Furthermore, how must the existing energy system be transformed to achieve the ambitious climate targets in place? In Austria, the share of renewable energy supplying industrial energy demand currently accounts for only 45% of final energy consumption. This clearly shows that a conversion of industrial energy systems is necessary. Different ambitious perspectives for a renewable energy supply for the Austrian industrial sector are calculated for three defined scenarios (base, efficiency, transition) in this paper. In addition, corresponding requirements for the energy infrastructures are discussed. The scenario results show a range of industrial final energy consumption from 78 TWh (efficiency) to 105 TWh (transition) through decarbonizing the industrial energy supply (cf. 87 TWh in 2019). Decarbonization requires an increasing shift towards electrical energy, especially in the transition scenario, whereas in the base and efficiency scenarios, biogenic fuels play an important role. Comprehensive decarbonization and the associated substitution of energy carriers in industry pose significant challenges for the existing energy infrastructure, its expansion, and optimization.

Zusammenfassung: Hintergrund: Der Übergang zu einem auf Erneuerbaren Energien basierenden und dezentralen Energiesystem stellt wachsende Herausforderungen für die Netzstabilität dar, insbesondere in Hinblick auf Redispatch-Maßnahmen. Traditionell von großskaligen konventionellen Kraftwerken auf der Übertragungsnetzebene durchgeführt, müssen sich Redispatch-Maßnahmen an die sich verändernden Rahmenbedingungen anpassen, da konventionelle Kapazitäten abnehmen und der Bedarf an Systemflexibilität steigt. Industrieanlagen – insbesondere solche, die auf der Verteilernetzebene angeschlossen sind – bieten ungenutztes Potenzial für eine Beteiligung an der Redispatch-Bereitstellung. Das Projekt Industry4Redispatch, eingebettet in die österreichische NEFI-Modellregion, untersuchte die technischen, regulatorischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für die Integration industrieller Anlagen in den Redispatchprozess, einschließlich der Koordination zwischen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNBs) und Verteilernetzbetreibern (VNBs), sowie der Entwicklung standardisierter Redispatchprozesse. Ansatz: Dieser Artikel fasst die Engpass- und Redispatch-Analyse zusammen, die mit Fokus auf Österreich im Jahr 2030 im Rahmen des Projekts durchgeführt wurde. Unter Berücksichtigung der Unsicherheit hinsichtlich der räumlichen Verteilung zukünftiger Erzeugung, Nachfrage und Flexibilität zeigen die Modellergebnisse eine Übereinstimmung mit realen Redispatch-Ergebnissen verglichen mit den öffentlich verfügbaren Informationen zu Kosten und Aktivierungsvolumina. Neben diesen Unsicherheiten basiert die Modellierung auf dem National Trends+ Szenario des TYNDP 2024 und betrachtet keine Variationen oder Sensitivitäten. Schlussfolgerungen: Die Ergebnisse zeigen, dass die Einbindung industrieller Flexibilität zu moderaten, aber konsistenten Systemvorteilen führt, darunter eine Reduktion der gesamten Redispatch-Kosten um bis zu 1,5 % sowie eine Reduktion der Abregelung von erneuerbarer Erzeugung um etwa 7,5 % in Österreich. Die Ergebnisse zeigen, dass industrielle Flexibilitätspotenziale eine wertvolle Ergänzung zu den bestehenden Redispatch-Ressourcen darstellen und die Effizienz des Engpassmanagements steigern können. Besonders im Bereich des negativen Redispatch leisten sie einen wichtigen Beitrag, da sie die Notwendigkeit zur Abregelung erneuerbarer Erzeugung verringern. Auch wenn der Gesamteinfluss durch örtliche und zeitliche Einschränkungen begrenzt bleibt, unterstützt der gezielte Einsatz industrieller Anlagen bei Redispatch-Aktivierungen und verbessert die Integration Erneuerbarer Energien. Die Ergebnisse verdeutlichen die zentrale Bedeutung eines adäquaten Systemdesigns sowie gezielter regulatorischer Anpassungen, um industrielle Flexibilität zukünftig zuverlässig und kosteneffizient für Redispatch aktivieren zu können.