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Strom in Deutschland - Ist die erzeugungsseitige Versorgungssicherheit bis zum Jahr 2022 gewährleistet?

Masterarbeit 2011 77 Seiten

Energiewissenschaften

Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

1 Einleitung
1.1 Problemstellung
1.2 Methodik und Aufbau

2 Grundlagen der deutschen Stromerzeugung
2.1 Technologien der Stromerzeugung
2.2 Marktstruktur
2.2.1 Eigenschaften der Ware Strom
2.2.2 Marktteilnehmer
2.2.3 Ökonomische Bedingungen
2.2.4 Ökologische Anforderungen
2.3 Politisch-rechtliche Rahmenbedingungen
2.3.1 Europäische Rahmenbedingungen
2.3.2 Nationale Rahmenbedingungen
2.3.3 Energiepolitisches Zieldreieck
2.4 Zusammenfassung

3 Gewährleistung der Versorgungssicherheit
3.1 Versorgungssicherheit entlang der Wertschöpfungsstufen
3.2 Gesetzliche Grundlagen und Verantwortlichkeiten
3.3 Marktdesigns zur Erhöhung der Versorgungssicherheit
3.3.1 Status quo in Deutschland: Regelenergiemarkt
3.3.2 Wandel der Randbedingungen
3.3.3 Weiterentwicklung des Marktdesigns
3.3.4 Internationale Erfahrungen
3.4 Zusammenfassung

4 Entwicklung der gesicherten Kapazitäten bis 2022
4.1 Vorgehensweise
4.2 Gesicherte Kapazitäten bestehender fossiler und nuklearer Kraftwerke
4.3 Gesicherte Kapazitäten durch geplante fossile Kraftwerke
4.3.1 Konservatives Zubauszenario
4.3.2 Progressives Zubauszenario
4.4 Gesicherte Kapazitäten bestehender erneuerbarer Energien
4.5 Gesicherte Kapazitäten durch geplante erneuerbare Energien
4.5.1 Sterbelinie bestehender konventioneller Kraftwerke
4.6 Zusammenfassung und Bewertung

5 Entwicklung der erzeugungs. Versorgungssicherheit
5.1 Vorgehensweise
5.2 Entwicklung der Last
5.3 Kennzahlen zur Bewertung der Versorgungssicherheit
5.4 Zusammenfassung und Bewertung

6 Instrumente zur Erhöhung der Versorgungssicherheit
6.1 Erhöhung der gesicherten Leistung an erneuerbaren Energien
6.1.1 Speichertechnologien
6.1.2 Virtuelle Kraftwerke
6.2 Absenkung der Jahreshöchstlast
6.2.1 Erhöhung der Energieeffizienz
6.2.2 Lastmanagement
6.3 Investitionsanreize für Kraftwerksneubau
6.4 Zusammenfassung

7 Fazit
7.1 Zusammenfassung und Bewertung der Ergebnisse
7.2 Ausblick

8 Literaturverzeichnis

9 Anhang: Zubau an Leistung nach Kraftwerken

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Kraftwerkskapazität und Nettostromerzeugung in Deutschland

Abbildung 2: Einteilung der Lastprofile

Abbildung 3: Marktteilnehmer entlang der Wertschöpfungsstufen

Abbildung 4: Unternehmen auf dem deutschen Markt für Stromerzeugung 2009

Abbildung 5: Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland

Abbildung 6: Merit Order in Deutschland

Abbildung 7: Spezifische CO2-Emissionen der Stromerzeugungstechnologien

Abbildung 8: Versorgungssicherheit entlang der Wertschöpfungsstufen

Abbildung 9: Ermittlung der gesicherten Kraftwerkskapazität

Abbildung 10: Länder mit Kapazitätsmärkten

Abbildung 11: Konservatives Zubauszenario der summierten gesicherter Leistung

Abbildung 12: Progressives Zubauszenario der summierten gesicherter Leistung

Abbildung 13: Zubau der gesicherten Leistung (erneuerbare Energien)

Abbildung 14: Entwicklung der Sterbelinie bis 2022

Abbildung 15: Entwicklung der gesicherten Kapazitäten bis 2022

Abbildung 16: Methodik zur Ermittlung der erzeugungs. Versorgungssicherheit

Abbildung 17: Entwicklung der Stromnachfrage in Deutschland

Abbildung 18: Entwicklung der Jahreshöchstlast

Abbildung 19: Kennzahlen zur Bewertung der erzeugungs. Versorgungssicherheit

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Einsatzbereiche von Kraftwerken

Tabelle 2: Typischer Anteil der gesicherten Leistung von Kraftwerken

Tabelle 3: Installierte und gesicherte Kraftwerkskapazitäten (fossil, nuklear)

Tabelle 4: Kraftwerksprojekte in Bau oder bereits genehmigt bis 2022

Tabelle 5: Kraftwerksprojekte im Genehmigungsverfahren bis 2022

Tabelle 6: Kraftwerksprojekte geplant 2016 bis 2022

Tabelle 7: Typischer Anteil der gesicherten Leistung erneuerbarer Energien

Tabelle 8: Installierte und gesicherte Kraftwerkskapazitäten (erneuerbare Energien) .

Tabelle 9:Zubau der inst. Leistung erneuerbarer Energien bis 2022 (kumuliert) 39 Tabelle 10:Zubau der gesichrt. Leistung erneuerbarer Energien bis 2022 (kumuliert).

Tabelle 11: Typische Kraftwerksnutzungsdauer

Tabelle 12: Sterbelinie fossiler Kraftwerke (installierte Leistung)

Tabelle 13: Sterbelinie fossiler Kraftwerke (gesicherte Leistung)

Tabelle 14: Stilllegungszeitpunkte bestehender Kernkraftwerke

Tabelle 15: Überblick über die Entwicklung der gesicherten Kapazitäten bis 2022

Tabelle 16: Entwicklung der Stromnachfrage und der Jahreshöchstlast

Tabelle 17: Kennzahlen zur Bewertung der erzeugungs. Versorgungssicherheit

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1 Einleitung

1.1 Problemstellung

Das deutsche Energiewirtschaftsgesetz fordert in §1 eine „[...] möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas“.2 Die gesicherte Versorgung mit Elektrizität ist eine der bedeutendsten Voraussetzungen für Wirtschaftswachstum und Wertschöpfung in einer Volkswirtschaft und beeinflusst die Lebensqualität aller Verbraucher entscheidend. Deutschland zeichnete sich in der Vergangenheit, unter anderem bedingt durch die monopolistisch gewachsenen Strukturen, durch Überkapazitäten und ein hohes Maß an Versorgungssicherheit aus.3

Derzeit steht Deutschland vor einem grundlegenden Umbau der Energieversorgung. Die Reaktorkatastrophe in Fukushima führte zu einer Neubewertung der zukünftigen Nutzung von Kernenergie in Deutschland. Die deutsche Bundesregierung hat im Juni 2011 Grundlagen für die zukünftige Energiepolitik beschlossen. Dazu gehören vor allem der Kernenergieausstieg bis zum Jahr 2022 sowie ein schnellerer Ausbau von erneuerbaren Energien. Bis 2020 soll der Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch mindestens 35% betragen, bis 2030 werden 50% angestrebt, und bis 2050 sollen 80% erreicht werden.4

Neben dem Rückgang der Kraftwerkskapazitäten durch den Kernenergieausstieg stellt der Ausbau der erneuerbaren Energien eine besondere Herausforderung für die zu- künftige Versorgungssicherheit dar. Erneuerbare Energien, insbesondere Wind- und Solarenergie, sind aufgrund ihrer meteorologischen Abhängigkeiten unbeständig. Aus Gründen der Versorgungssicherheit muss jedoch gewährleistet sein, dass die Strom- nachfrage zu jedem Zeitpunkt gedeckt werden kann.5 Dazu müssen zu jeder Zeit aus- reichende und angemessene Kapazitäten für die Stromerzeugung und Stromverteilung zur Verfügung stehen.6

Will Deutschland das hohe Niveau der Versorgungssicherheit beibehalten, so muss der Kraftwerkspark unter Berücksichtigung des Ausbaus von erneuerbaren Energien sowie dem Kernenergieausstieg angepasst und ausgebaut werden. Experten zweifeln jedoch daran, dass das derzeitige Marktdesign, das auf einem grenzkostenbasierten Preisbildungsmechanismus beruht, ausreichend Investitionsanreize für den Bau der benötigten Erzeugungskapazitäten bietet.7

Aufgrund dieser Problematik soll die nachfolgende Arbeit folgende Fragen beantwor- ten:

- Wie entwickeln sich die gesicherten Stromerzeugungskapazitäten in Deutschland bis 2022?
- Welchen Einfluss hat diese Entwicklung auf die erzeugungsseitige Versorgungssi- cherheit?
- Welche Maßnahmen können ergriffen werden, um die erzeugungsseitige Versor- gungssicherheit auch zukünftig zu gewährleisten?

1.2 Methodik und Aufbau

Nach der Problemstellung in Kapitel 1 folgt eine theoretische Einführung in das Thema. In Kapitel 2 werden die Grundlagen und Besonderheiten des Stromerzeugungssektors in Deutschland erläutert. Das 3. Kapitel beleuchtet den theoretischen Hintergrund zu den relevanten Aspekten der Versorgungssicherheit. Kapitel 4 beschreibt anschließend die Entwicklungen der gesicherten Stromerzeugungskapazitäten bis zum Jahr 2022. Dazu gehören unter anderem die Betrachtung vorhandener Kapazitäten, die Entwick- lung der Kraftwerksneubauten sowie die Entwicklung der Sterbelinie. Nach der Metho- dik der ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) werden in Kapitel 5 die prognostizierten Stromerzeugungskapazitäten mit der progno- stizierten Jahreshöchstlast verglichen. Die verbleibende Leistung gibt Auskunft über die Entwicklung der erzeugungsseitigen Versorgungssicherheit. Die Entwicklung der Versorgungssicherheit wird anhand von vier Szenarien betrachtet. Die Szenarien un- terscheiden sich durch ein konservatives oder progressives Zubausszenario und eine konstante oder sinkende Entwicklung der Höchstlast. Im 6. Kapitel werden, abgeleitet vom Ergebnis in Kapitel 5, Maßnahmen für eine Erhöhung der erzeugungsseitigen Versorgungssicherheit beschrieben. Die Arbeit schließt mit einem Fazit in Kapitel 7.

2 Grundlagen der deutschen Stromerzeugung

Kapitel 2 gibt einen Überblick über die Stromerzeugung in Deutschland. Es beginnt mit einer Vorstellung und Einteilung der relevanten Stromerzeugungstechnologien. Anschließend werden die Marktstruktur im deutschen Stromerzeugungssektor sowie die politischen und rechtlichen Rahmenbedingungen erläutert.

2.1 Technologien der Stromerzeugung

Die Stromerzeugung in Deutschland besteht aus einem breiten Mix unterschiedlicher Energieträger. Bisher basiert der Kraftwerkspark, mit einer installierten Leistung von 149 GW im Jahre 2010,8 hauptsächlich auf Kohle- und Kernenergienutzung, die zu- nehmend durch erneuerbare Energien ergänzt wird. Die nachfolgende Grafik zeigt die Anteile der Energieträger an der Kraftwerkskapazität und Nettostromerzeugung im Jahr 2010.9

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1:10 Kraftwerkskapazität und Nettostromerzeugung in Deutschland

Die deutschen Kraftwerke werden aus Kosten-, Effizienz- und technischen Gründen unterschiedlich zur Stromerzeugung eingesetzt. Die Anteile der einzelnen Primärenergien an der Kraftwerkskapazität und an der Nettostromerzeugung weichen daher stark von einander ab. Bei erneuerbaren Energien, insbesondere bei Energie aus Wind und Sonne, wird die Abweichung auch durch die Abhängigkeit von Umweltfaktoren verursacht. Windkraftanlagen tragen beispielsweise nur sechs Prozent zur Stromerzeugung bei, machen aber 16% der Kraftwerkskapazität aus.11

Die verschiedenen Kraftwerkstypen in Deutschland sind unterteilbar in ihre Einsatzbereiche Grundlast, Mittellast und Spitzenlast. In der folgenden Abbildung sind die drei Bereiche grafisch dargestellt.

Abbildung 2:12 Einteilung der Lastprofile

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die Grundlast ist die Belastung des Stromnetzes, die während eines Tages oder einer bestimmten Nutzungsdauer nicht unterschritten wird. Die Grundlast macht etwa 60% der Kapazität und 5200h der Gesamtjahresstunden (8.760h) aus.13 Wird die Grundlast überschritten, werden zur Deckung des zusätzlichen Bedarfs Mittel- und Spitzenlast- kraftwerke verwendet. Die normalen periodischen Schwankungen werden von Mittel- lastkraftwerken abgedeckt. Sie lassen sich besser regeln als Grundlastkraftwerke. Die Nachfragen im Bereich bis zu 4000h werden als Mittellast bezeichnet und benötigen 30% der Kapazität. Wenn diese Leistung nicht mehr ausreicht, werden die sehr flexi- blen Spitzenlastkraftwerke eingesetzt, um die kurzfristigen Lastspitzen abzudecken. Für die Spitzenlast mit einer Dauer bis zu 1500h sind etwa 10% der Kapazität erforder- lich.14 Die nachfolgende Tabelle zeigt die verschiedenen Einsatzbereiche der Energieträger und ihre spezifischen Merkmale im Überblick:15

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 1:16 Einsatzbereiche von Kraftwerken

In Deutschland werden derzeit hauptsächlich thermische Kraftwerke zur Stromerzeugung eingesetzt. Bei thermischen Kraftwerken wird durch die Verbrennung fossiler und erneuerbarer Energieträger oder der Fission Wärme hergestellt, die Dampf erzeugt. Der Dampf treibt durch eine Turbine einen Generator an. Das Verhältnis der eingesetzten Primärenergie zur erzeugten Elektrizität ist dabei relativ gering und liegt bei einem durchschnittlichen Wirkungsgrad zwischen 35 und 60%.17

Die in Deutschland hauptsächlich eingesetzten Kraftwerkstypen werden nachfolgend erläutert :18

Grundlastkraftwerke

- Braunkohlekraftwerke sind Dampfkraftwerke und werden für die Grundlast einge- setzt. Sie werden nah an Braunkohlevorkommen gebaut, da der hohe Wasserge- halt im Brennstoff einen Transport sehr unwirtschaftlich macht. Braunkohlekraft- werke laufen mehr als 6000 Volllastbetriebsstunden pro Jahr und zeichnen sich durch hohe Investitionskosten und geringe Brennstoffkosten aus. Bei einem Wir- kungsgrad von ca. 43% liegt die durchschnittliche Leistung bei 1000 MW.19
- Kernkraftwerke funktionieren ebenfalls nach dem Prinzip von Dampfkraftwerken. Durch die Spaltung von radioaktivem Material wird Wärme freigesetzt und Dampf erzeugt. Kernkraftwerke haben sehr lange Anlaufzeiten. Wie bei anderen Grundlastkraftwerken sind die Brennstoffkosten gering und die Investitionskosten als hoch einzustufen. Der Wirkungsgrad beträgt ca. 33%, wobei die durchschnittliche installierte Leistung bei 1200 - 1500 MW liegt.20
- Laufwasserkraftwerke nutzen die Wasserkraft von Flüssen. Der Fluss wird aufge- staut und das vom oberen in das untere Becken strömende Wasser durch Turbinen geleitet. Da Laufwasserkraftwerke keine Brennstoffkosten haben und ununterbrochen Energie liefern können, gehören sie zu den Grundlastkraftwerken.21

Mittellastkraftwerke

- Das Steinkohlekraftwerk ist ebenfalls ein Dampfkraftwerk, welches mit Steinkohle befeuert wird. Bei dem Mittellastkraftwerk liegen die Volllastbetriebsstunden pro Jahr im Bereich von 1500 bis 6000h. Der Wirkungsgrad beträgt in etwa 45%. Die Anfahrtszeiten liegen mit zwei bis vier Stunden ebenso wie die Brennstoff- und Investitionskosten im mittleren Bereich. Die installierte Leistung eines Kohlekraftwerks liegt bei etwa 600-800 MW.22

Spitzenlastkraftwerk

- Bei Gasturbinenkraftwerken wird durch das Verbrennen von Gas Luft erhitzt. Die heiße Luft strömt durch eine Turbine, die dadurch einen Generator antreibt. In Gas- und Dampfkraftwerken (GuD-Kraftwerke) wird die Abwärme zur nachträglichen Dampferzeugung genutzt. Im Vergleich zu reinen Gasturbinenkraftwerken mit ei- nem Wirkungsgrad von ca. 36% kann eine GuD-Anlage bis zu 60% erreichen. Gas- turbinenkraftwerke gehören zu den Spitzenlastkraftwerken und zeichnen sich durch eine sehr gute Steuerbarkeit und kurze Anfahrzeiten aus. Die Volllastbetriebsstun- den liegen unter 1500h im Jahr. Die Investitionskosten sind als gering und die Brennstoffkosten als hoch einzustufen. Die installierten Leistungen betragen für ein Gasturbinenkraftwerk zwischen 150 und 250 MW und für ein GuD zwischen 300 und 400 MW.23

- Pump- und Speicherwasserkraftwerke gehören ebenfalls zu den Spitzenlastkraft- werken. Bei Speicherwasserkraftwerken kann aufgestautes Wasser kontrolliert abgelassen werden. Pumpspeicherwasserkraftwerke sind außerdem in der Lage, Wasser in ein höher gelegenes Reservoir zu pumpen. Dafür kann günstiger Strom in Zeiten geringer Nachfrage verwendet werden. Diese Lageenergie kann bei Spitzenlasten abgerufen werden.24

Fluktuierende erneuerbare Energie

Aufgrund ihrer meteorologischen Abhängigkeiten können die Kraftwerke der Energiequellen Wind und Sonne keinem bestimmten Lastbereich zugeordnet werden.

- Windkraftanlagen werden durch die kinetische Energie des Windes angetrieben, die in einem Generator zu Elektrizität umgewandelt wird. Die installierte Leistung einer Windanlage liegt zwischen 0,8 und 5 MW.25
- Sonneneinstrahlung kann mit Hilfe von Photovoltaikanlagen durch eine elektro- chemische Reaktion direkt in Elektrizität umgewandelt werden. Zum anderen kann Sonnenenergie in Dampfkraftwerken zur Erzeugung von Dampf verwendet wer- den.26

2.2 Marktstruktur

In diesem Kapitel wird die Marktstruktur des deutschen Stromerzeugungssektors untersucht. Dabei werden zunächst die besonderen Eigenschaften der Ware Strom und die Marktteilnehmer vorgestellt und anschließend die relevanten ökonomischen und ökologischen Bedingungen erläutert.

2.2.1 Eigenschaften der Ware Strom

Die Ware Strom weist gegenüber anderen Gütern einige Besonderheiten auf, die in speziellen Anforderungen an die Elektrizitätswirtschaft resultieren. Zu den besonderen Eigenschaften gehört, dass die Ware Strom leitungsgebunden ist und die Verfügbarkeit deshalb ein Transport- und Verteilnetz voraussetzt. Verteil- und Transportnetze unter- liegen den Bedingungen eines natürlichen Monopols und werden reguliert. Eine weite- re Herausforderung des Gutes Strom ist die fehlende großtechnische Speicherbarkeit.

Als Folge muss die Elektrizität zeitgleich mit der Nachfrage erzeugt werden. Tageszeit- liche und saisonale Schwankungen der Nachfrage und des Angebots erschweren dies. Die Verfügbarkeit des Gutes Strom ist die Voraussetzung für eine Reihe darauf basie- render Güter und Leistungen grundlegender Art. Die Betriebsmittel müssen deshalb nach Spitzenlast ausgelegt werden und den Bedarf jederzeit decken. Die geringe Sub- stitutionsfähigkeit von Strom erklärt den starken Interventionsgrad der Politik.27 Die besonderen Eigenschaften des Gutes Strom sind bestimmend für die Marktstruktur.

2.2.2 Marktteilnehmer

Die Wertschöpfungskette des Elektrizitätsmarktes beginnt mit der Exploration und För- derung von Ressourcen, gefolgt von Erzeugung von Elektrizität, dem Transport mit Übertragungsnetzen und der Verteilung über die Verteilnetze bis zum Endverbraucher. Anschließend folgen der Handel mit Elektrizität an der Börse und Over the Counter sowie das Kundenmanagement und der Vertrieb. Die nachfolgende Grafik zeigt ent- lang der Wertschöpfungskette einen Überblick über die Marktteilnehmer in Deutsch- land.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3:28 Marktteilnehmer entlang der Wertschöpfungsstufen

Die Marktteilnehmer sind in alte und neue Teilnehmer unterteilt. Zu den alten Marktteil- nehmern gehören die Verbundunternehmen, Regionalversorger und industrielle Eigen- erzeuger. In Deutschland gibt es vier Verbundunternehmen E.ON, RWE, EnBW und Vattenfall, die über die gesamten Wertschöpfungsstufen integriert sind. Weitere Teil- nehmer sind die Regionalversorger, zu denen ungefähr 25 große Stadtwerke, 700 mitt- lere und kleine Stadt- und Gemeindewerke und ca. 100 kleinere private Lokalversorger gehören. Diese sind auf den Stufen Erzeugung, Verteilung, Handel und Vertrieb tätig. An einer Vielzahl von Stadtwerken und Stromanbietern halten die vier großen Energie- versorgungsunternehmen Beteiligungen. Auf der Stufe der Erzeugung sind außerdem Industrieunternehmen tätig, die für die Eigenversorgung Strom erzeugen.29 Obwohl in letzter Zeit insbesondere E.ON Kapazitäten und Stadtwerksbeteiligungen in nicht uner- heblichem Umfang abgegeben hat, teilen sich die vier Verbundunternehmen gut 80 % des Erstabsatzmarktes.30

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4:31 Unternehmen auf dem deutschen Markt für Stromerzeugung 2009

Mit der Energiemarktliberalisierung von 1998 wurden neue Akteure auf den deregulier- ten Wertschöpfungsstufen aktiv. Zu den deregulierten Wertschöpfungsstufen gehören alle Stufen bis auf Transport und Verteilung. Auf der Erzeugungsstufe ist neben den alten Marktteilnehmern der Independent Power Producer als neuer Marktteilnehmer zu finden. Independent Power Producer sind unabhängige Kraftwerksbetreiber, die Strom und Wärme erzeugen, ohne über ein eigenes Verteilnetz zum Kunden zu verfügen.32 Die Wertschöpfungsstufen Transport und Verteilung unterliegen einem natürlichen Mo- nopol und werden aus diesem Grund weiterhin vom Staat reguliert. Die deutschen Übertragungsnetze (Transport) sind in vier Regelzonen unterteilt. E.ON und Vattenfall haben ihre Übertragungsnetze bereits verkauft. RWE verkaufte die Mehrheit seines Netzes im Juli 2011 an Finanzinvestoren und an Versorgungswerke. RWE selbst ist noch mit 25,1 Prozent an dem Netzbetreiber beteiligt. Die EnBW ist das einzige voll integrierte EVU, das noch im Besitz des Übertragungsnetzes ist. Regulatorische Vorgaben führen dazu, dass die Netze durch Unbundling (Entfelchtung) von den anderen Wertschöpfungsstufen des Unternehmens getrennt werden müssen.33 In der nachfolgenden Grafik ist die regionale Aufteilung der Netze ersichtlich.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5:34 Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland

Auf der Wertschöpfungsstufe Verteilung sind derzeit rund 900 Marktteilnehmer aktiv, welche die Aufgabe haben, den Strom über die Verteilnetze zu den Endverbrauchern zu leiten. Im Bereich Handel sind ca. 120 Unternehmen als Stromhändler oder Broker tätig. Stark wirkte sich die Deregulierung auch auf die Wertschöpfungsstufe Vertrieb aus, wo inzwischen etwa 1050 Unternehmen Strom an Privat-, Gewerbe- und Indu- striekunden verkaufen.35

2.2.3 Ökonomische Bedingungen

Grundlage für alle Elektrizitätsmärkte bildet die Nachfrage durch Kunden nach Dienst- leistungen auf Basis elektrischer Energie und der sich daraus ergebenden Zahlungsbe- reitschaft. Die Nachfrage besteht aus der Summe aller Verbraucher und kann mit Hilfe einer Bottom-Up-Analyse bestimmt werden. Sie ergibt sich aus einer Vielzahl von Ef- fekten:36

- Tages-, Wochenrhythmus
- Temperatur
- Helligkeit
- Energiepreise
- genutzte Industriemaschinen
- Haushaltsgeräte
- Heizungen/ Klimaanlagen
- installierte Lichtleistung
- Preiselastizität der Kunden
- Sondereffekte

Der zeitliche Verlauf der Nachfrage ist weltweit ähnlich und wird hauptsächlich durch einen zeitunabhängigen Grundlastanteil und einen dem menschlichen Tagesrhythmus entsprechenden Mittel- und Spitzenlastanteil bestimmt.37 Aus der Gesamtzahl der von den Nachfragern betriebenen Einrichtungen und deren Intensität wird die Netzbelastung ermittelt. Die Nachfrage weist eine hohe Schwankungsbreite auf, die durch eine gemeinsame Versorgung etwas ausgeglichen wird.38

Wie in Kapitel 2.1 beschrieben, sind die Kraftwerke zur Deckung der Nachfrage in die entsprechenden Lastbereiche eingeteilt. Es können jedoch nur Kraftwerke rentabel sein, bei denen das Verhältnis der Kapitalkosten umgekehrt proportional zum Verhält- nis der Brennstoffkosten ist. Ein Kraftwerk mit hohen Brennstoffkosten muss niedrige Investitionskosten aufweisen. Nur so kann es gegenüber einem Kraftwerk mit hohen Investitionskosten und geringen Brennstoffkosten konkurrenzfähig bleiben. Ein ideales Kraftwerk mit niedrigen Investitions- und Brennstoffkosten existiert nicht, es würde sonst alle anderen Kraftwerke dominieren. Der ideale Kraftwerkspark ergibt sich aus der Kombination der Jahresdauerlinie und der Angebotsseite. Die Jahresdauerlinie zeigt die Last über ein Jahr in absteigender Reihenfolge an. An ihr lässt sich ablesen, welche Leistung für welche Dauer bereitgehalten werden muss.39

Die kurzfristige Angebotsfunktion des Kraftwerksparks wird als Merit Order bezeichnet. Die Kraftwerke werden hierbei aufsteigend nach ihren variablen Kosten angeordnet, da bei einem Einsatz in dieser Reihenfolge die Kosten am niedrigsten sind. Kapitalkosten oder andere Fixkosten sind für den kurzfristigen Einsatz eines Kraftwerks nicht rele- vant. Die nachfolgende Abbildung zeigt die Merit Order beispielhaft für Deutschland.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6:40 Merit Order in Deutschland

Der Angebotspreis des letzten zur Deckung der Nachfrage erforderlichen Kraftwerks bestimmt den Preis. Die erneuerbaren Energien werden aufgrund der gesetzlichen Pflicht zur vorrangigen Einspeisung und der sehr geringen Grenzkosten zuerst einge- setzt. Es folgen die fossilen Energieträger Braunkohle, Steinkohle, Erdgas und Erdöl in der Reihenfolge ihrer Grenzkosten. In der Abbildung ist die Nachfrage so hoch, dass alle Kraftwerke bis zum Erdölbetriebenen Kraftwerk eingesetzt werden. Dieses Kraft- werk wird als Grenzkraftwerk bezeichnet und ist preisbestimmend. Der Strompreis er- gibt sich also je nach Höhe der Nachfrage aus den Grenzkosten des letzten eingesetz- ten Kraftwerks. In der EU ist ein individueller CO2-Zuschlag auf die fossil betriebenen Kraftwerke zu kalkulieren. Veränderungen der Merit Order, wie zum Beispiel der Aus- fall von Grundlastkraftwerken, können große Preisveränderungen zur Folge haben.41

In Deutschland erfolgt der Handel mit Strom auf miteinander verbundenen, aber abgegrenzten Märkten. Der Handel findet an der Börse oder Over the Counter42 über Spotund Terminmärkte statt.43

2.2.4 Ökologische Anforderungen

Bei der Förderung, dem Transport, der Verarbeitung und der Energieumwandlung von Primärenergieträgern entstehen neben der gewünschten Erzeugung von Elektrizität negative Umwelteffekte durch Emission von Schadstoffen und Treibhausgasen.44 Da ein Umweltproblem sehr häufig von externen Effekten und dem Problem des öffentli- chen Gutes gekennzeichnet ist, sind an dieser Stelle staatliche Interventionen nötig.45

Bei der Erzeugung von Elektrizität durch Verbrennung von fossilen Brennstoffen entstehen Schadstoffemissionen in Form von Staub, Schwefeldioxid, Stickoxiden und Kohlenmonoxid. Für deren Menge und Konzentration sind in der Technischen Anleitung zur Reinhaltung der Luft für Anlagen bis zu einer Feuerungswärmeleistung von 50 MW und in der 13. Verordnung zum Bundesimmissionsschutzgesetz entsprechende Grenzwerte festgelegt. Die Höhe der Grenzwerte ist von der Art des Brennstoffes, der Art der Feuerung und der Feuerungswärmeleistung abhängig.

CO2 ist im eigentlichen Sinne kein Schadstoff, kann aber als Treibhausgas den natürli- chen Treibhauseffekt verstärken und sich somit auf die globale Erwärmung und den Klimawandel auswirken.46 Im Jahr 2007 entfielen 42% der in Deutschland emittierten Treibhausgase auf den Sektor Energiewirtschaft, der den mit Abstand größten Anteil ausmacht. Auf die Stromerzeugung entfallen dabei rund 37% der Emissionen.47 Die Erzeugung von Strom verursacht einen wesentlichen Anteil an dem anthropogenen Ausstoß von Treibhausgasen. In Abbildung 7 sind die spezifischen CO2-Emissionen vorhandener Erzeugungstechnologien aufgeführt. Der fossile Energieträger Braunkohle schneidet dabei gefolgt von Steinkohle und Erdgas am schlechtesten ab.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 7:48 Spezifische CO2-Emissionen der Stromerzeugungstechnologien

Zur Reduzierung der Treibhausgase wurde 1992 die Klimarahmenkonvention in Rio de Janeiro angenommen und seither von fast allen Staaten der Weltgemeinschaft ratifi- ziert. Nach diesem Übereinkommen sind alle Unterzeichnerstaaten verpflichtet, natio- nale Programme zur Verringerung der Treibhausgasemissionen auszuarbeiten und regelmäßige Berichte vorzulegen. Das 1997 beschlossene Kyoto-Protokoll sowie die Klimarahmenkonvention sind derzeit die einzigen internationalen Instrumente zur Be- kämpfung der globalen Erwärmung und des Klimawandels. Sie sehen den Emissions- handel, die gemeinsame Umsetzung und den Mechanismus für umweltverträgliche Entwicklung als flexible Mechanismen zur Reduktion der Treibhausgase vor.49 Deutschland hat das Ziel, seine Treibhausgasemissionen von 1990 bis 2050 um 80% zu senken. Dies soll vor allem mit Maßnahmen zur Energieeffizienz und dem Ausbau der erneuerbaren Energien erreicht werden.50

2.3 Politisch-rechtliche Rahmenbedingungen

In diesem Kapitel werden die politischen und rechtlichen Rahmenbedingungen für die deutsche Stromerzeugung untersucht. Dabei wird zwischen den europäischen und den nationalen Rahmenbedingungen unterschieden.

2.3.1 Europäische Rahmenbedingungen

Die wichtigsten energiepolitischen Eingriffe und Vorgaben werden inzwischen zu einem großen Teil von der Europäischen Union (EU) und zu einem kleinen Teil vom deut- schen Gesetzgeber festgesetzt. Die Regelungen der EU sind übergreifend wirksam, wenn gemeinsame europäische Belange betroffen sind. Dies gilt für Wettbewerbsfra- gen, Rahmenvorgaben für die Regulierung leitungsgebundener Energieträger, Um- weltschutzstandards, Rahmenvorgaben der Klimapolitik und die Einführung des CO2- Zertifikatehandels.

Die Betrachtung beginnt mit dem im März 2007 durch die Staats- und Regierungschefs beschlossenen Aktionsplan zur EU-Energiepolitik. Bis zum Jahr 2020 sollen danach der Endenergieverbrauch zu 20 % aus erneuerbaren Energien gedeckt, die Treibhaus- gase um 20 % reduziert und die Energieeffizienz um 20 % gesteigert werden (gemes- sen an 1990). Daraus folgend verabschiedeten der Energieministerrat und das Euro- päische Parlament Regelungen zu den zentralen Themen. Dazu gehört beispielsweise

das Dritte Binnenmarktpaket Strom und Gas, das aktuell umgesetzt wird, das Klimaund Energiepaket und ein Gesetzespaket im Bereich der Krisenvorsorge und Energieeffizienz. Im November 2010 schrieb die EU-Kommission den Energie-Aktionsplan von 2007 fort und entschied sich im Februar 2011 für die künftigen Schwerpunkte Energiebinnenmarkt, Energieeffizienz, Verbraucherschutz, Forschung und Entwicklung sowie die Energieaußenbeziehungen der EU.51

Europäische Vorschriften wie die Richtlinien des Europäischen Parlaments und des Europäischen Rates, welche die Vorschriften für den Binnenmarkt für Elektrizität bzw. den Erdgasbinnenmarkt betreffen, sind von grundsätzlicher Bedeutung.52 Diese EURichtlinien müssen von den Mitgliedsstaaten innerhalb von zwei Jahren in nationales Recht umgesetzt werden.53

2.3.2 Nationale Rahmenbedingungen

Zu den relevanten nationalen Gesetzen bezüglich der Stromerzeugung gehören insbe- sondere das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und das Erneuerbare Energien Gesetz (EEG).

Bis zur Novellierung im Jahr 1998 galt in Deutschland das EnWG von 1935. Das EnWG von 1935 hatte das Ziel, durch staatlichen Einfluss eine sichere und günstige Versorgung zu gewährleisten. Die Direktiven der EU für den europäischen Binnenmarkt für Elektrizität (1996) und Gas (1998) stellten die Weichen für die Deregulierung und Liberalisierung der leitungsgebundenen Energiewirtschaft. Mit der Novelle des EnWG vom 1998 wurden die Ausnahmeregelungen für die Strom- und Gaswirtschaft im Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen aufgehoben. Außerdem integrierte das neue EnWG den Umweltschutz in den Zielkatalog der Energiepolitik und verringerte die staatlichen Aufsichts- und Kontrollrechte auf ein Minimum.

Das EEG trat im März 2000 in Kraft und zielt darauf ab, den Anteil der erneuerbaren Energien zu erhöhen.54 Die für den Ausbauerfolg entscheidenden Elemente des EEG sind:55

[...]


1 Szenario 1: konstante Last und konservativer Zubau; Szenario 2: konstante Last und progressiver Zubau; Szenario 3: sinkende Last und konservativer Zubau; Szenario 4: sinkende Last und progressiver Zubau; Mariana Klaudt II

2 EnWG (2011), §1

3 Vgl. BMWi (2008), S. II

4 Vgl. EEG-Erfahrungsbericht, 2011

5 Vgl. BMWi, (2011), S.9

6 Vgl. BMWi (Mai 2011)

7 Vgl. Kearney (2011)

8 Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien - Statistik (2011), S. 11; Umweltbundesamt (08.04.2011), S.3ff

9 Vgl. Deutsche Energie Agentur (2011)

10 BDEW (Juli, 2011), S. 6, eigene Darstellung

11 Vgl. Winje (WS 2010/2011, EVG-Vorlesung 9), S. 25

12 Deutsche Physikalische Gesellschaft e.V. (2011)

13 Vgl. Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes (2010), S.218 ff.

14 Vgl. Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes (2010), S.218 ff.

15 Vgl. Winje (WS 2010/2011, EVG-Vorlesung 9), S. 25

16 Vgl. Winje (WS 2010/2011, EVG-Vorlesung 9), S. 28

17 Vgl. Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes (2010), S.220

18 Vgl. Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes (2010), S.220; Winje (WS 2010/2011, EVG-Vorlesung 9), S. 28

19 Vgl. Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes (2010), S.220; Winje (WS 2010/2011, EVG-Vorlesung 9), S. 28

20 Vgl. Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes (2010), S.220; Winje (WS 2010/2011, EVG-Vorlesung 9), S. 28

21 Vgl. Deutsche Energie Agentur (Juni 2011)

22 Vgl. Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes (2010), S.220; Winje (WS 2010/2011, EVG-Vorlesung 9), S. 28

23 Vgl. Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes (2010), S.220; Winje (WS 2010/2011, EVG-Vorlesung 9), S. 28

24 Vgl. Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes (2010), S.220; Winje (WS 2010/2011, EVG-Vorlesung 9), S. 28

25 vgl. Deutsche Energie Agentur (Juli 2011)

26 Vgl. Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes (2010), S.220; Winje (WS 2010/2011, EVG-Vorlesung 9), S. 28

27 Vgl. Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes (2010), S.204

28 Winje (SS 2009, EVM-Vorlesung 4), S. 12

29 Vgl. Verbraucherverband Bundeszentrale (2007), S.1

30 Vgl. Bundeskartellamt (2011), S. 7

31 Vgl. Bundeskartellamt (2011), S. 7

32 Vgl. Stadtwerke Hannover GmbH (2011)

33 Vgl. Redaktion weser-ems.business-on.de (2011)

34 Winje (WS 2010/2011, EVG-Vorlesung 8), S. 8

35 Vgl. BDEW (Februar 2011)

36 Vgl. Ehlers (2011), S.7

37 Vgl. Ehlers (2011), S.7

38 Vgl. Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes (2010), S.217

39 Vgl. Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes (2010), S.218

40 Winje (WS 2010/2011, EVG-Vorlesung 10), S. 10

41 Vgl. Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes (2010), S.223ff.

42 außerbörslicher Handel

43 Vgl. Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes (2010), S.223ff.

44 Vgl. Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes (2010), S.66ff.

45 Vgl. Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes (2010), S.66ff.

46 Vgl. Konstantin (2009), S. 249

47 Vgl. Fachinformationszentrum (FIZ) Karlsruhe Gesellschaft für wiss.-technische Information mbH (2011)

48 Raschke (WS 2010/2011, EVT-Vorlesung 8), S. 12

49 Vgl. Konstantin (2009), S. 119

50 Vgl. Presse- und Informationsamt der Bundesregierung (2011)

51 Vgl. BMWi (Juli 2011)

52 Vgl. Bundeszentrale für politische Bildung (2011)

53 Vgl. Bundeszentrale für politische Bildung (2011)

54 Vgl. BMU (2010)

55 Vgl. Bundesregierung (Mai 2011)

Details

Seiten
77
Jahr
2011
ISBN (eBook)
9783656182801
ISBN (Buch)
9783656184782
Dateigröße
1.6 MB
Sprache
Deutsch
Katalognummer
v193261
Institution / Hochschule
Technische Universität Berlin
Note
1,0
Schlagworte
entwicklung versorgungssicherheit strommarkt

Autor

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Titel: Strom in Deutschland - Ist die erzeugungsseitige Versorgungssicherheit bis zum Jahr 2022 gewährleistet?