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2 Grundlagen des Strommarkts in:

PwC Düsseldorf

Regulierung in der deutschen Energiewirtschaft, page 15 - 84

Band II Strommarkt

1. Edition 2017, ISBN print: 978-3-648-09631-4, ISBN online: 978-3-648-09633-8, https://doi.org/10.34157/9783648096338-15

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Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 15 2 Grundlagen des Strommarkts 2.1 Technisch-wirtschaftliche Grundlagen der Stromwirtschaft 2.1.1 Stromerzeugung 2.1.1.1 Konventionelle Stromerzeugung Der Begriff der konventionellen Stromerzeugung umfasst alle thermischen Kraftwerke, in denen als Primärenergieträger Braun- und Steinkohle, Erdgas, Erdöl, Uran oder Abfälle zunächst in Wärme umgesetzt werden, und schließt verschiedene Wasserkraftwerkstypen40 ein. Die technischen Kernprozesse der verschiedenen konventionellen Kraftwerkstypen unterscheiden sich erheblich, obgleich ihre Konstruktionen stets die Bereitstellung mechanischer Energie zum Antrieb elektrischer Generatoren bezwecken. Zu den konventionellen thermischen Kraftwerken gehören Dampfturbinen-, Gasturbinen-, kombinierte Gas- und Dampfturbinen- (sog. GuD-Kraftwerke) sowie Verbrennungskraftwerke auf Basis von Kolbenmaschinen. Zur Erzeugung von Strom finden in diesen Kraftwerksarten mehrere aufeinanderfolgende energetische Umwandlungsprozesse statt. Diese sind ausnahmslos verlustbehaftet41; überwiegend entstehen Wärmeverluste. Demgegenüber erfolgt die Stromerzeugung aus Wasserkraft ohne die Freisetzung von Verbrennungswärme, weshalb die entsprechenden Kraftwerkstypen der konventionellen nicht-thermischen Stromerzeugung zugeordnet werden. Die nachfolgend vorgenommene Typisierung charakterisiert und beschreibt die baulichen und technologischen Wesensmerkmale konventioneller Kraftwerkstypen. 40 Die Technologie zur Verstromung von Wasserkraft im großtechnischen Stil ist seit vielen Jahrzenten verfügbar, sodass Wasserkraftwerke in der hier vorgenommenen Einteilung zu den konventionellen Kraftwerkstypen gezählt werden. 41 Die im Zuge der Stromerzeugung durchgeführten energetischen Umwandlungsprozesse werden häufig als Veredelungsstufen bezeichnet. Von den innerhalb der Erzeugungsprozessketten auftretenden Energieformen hat Strom die höchste energetische Wertigkeit, da sich Strom direkt und mit sehr geringen Verlusten in verschiedene Energieformen umwandeln lässt. Seine konventionelle Erzeugung ist hingegen an mehrere Prozessstufen und insgesamt an bedeutend geringere Wirkungsgrade, d.h. höhere Verluste geknüpft. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 16 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander Typ 1: Dampfturbinenkraftwerke Dampfturbinenkraftwerke bestehen i.d.R. aus vier elementaren Einheiten: einer Dampferzeugereinheit, einer oder mehrerer Dampfturbinenstufe(n), einer Kondensationseinheit und einem Speisewasser- bzw. Prozessdampfkreislauf. Diese bilden zusammen die zentrale Wirkungseinheit eines jeden Dampfturbinenkraftwerks und ermöglichen einen kontinuierlichen thermodynamischen Dampfkraftprozess42, in dessen Verlauf der als Ergebnis kontrollierter exothermer Reaktionen (Verbrennung o.g. Primärenergieträger mit Luftsauerstoff oder Kernspaltung) im Dampferzeuger entstandene Hochdruck-Kreislaufprozessdampf auf die Schaufeln einer Dampfturbine geleitet wird. Die durch die Entspannung und damit einhergehende Abkühlung des Kreislaufprozessdampfes in Rotation versetzte Turbinenwelle treibt wiederum i.d.R. einen Generator an, wodurch elektrische Energie (Strom) erzeugt wird. Der thermische Wirkungsgrad von Dampfturbinenkraftwerken wird maßgeblich durch die Temperatur- und Druckdifferenz des Kreislaufprozessdampfes zwischen Dampfturbineneinlass und -auslass bestimmt. Limitierender Hauptfaktor bei der Erhöhung von Temperatur- und Druckdifferenz sind die physikalischen Belastbarkeits- und Standfestigkeitsgrenzen der für den Kraftwerksbau bisher verfügbaren Werkstoffe und deren Preis. Zur Steigerung des Wirkungsgrads von Dampfturbinenkraftwerken werden häufig mehrere Dampfturbinen in Serie geschaltet. Diese sog. Dampfturbinenstufen sind so ausgelegt, dass sie ihr Wirkungsgradoptimum bei jeweils unterschiedlichen Dampfdrücken entfalten. Sie werden in gängiger Weise nach Hoch-, Mittel- und Niederdruckstufen kategorisiert. Zwischen den Dampfturbinenstufen wird der Kreislaufprozessdampf auf dem auslassseitigen Druckniveau der vorgeschalteten Stufe isobar zwischenüberhitzt und dem Einlass der nachgeschalteten Stufe zugeführt. Nach dem Verlassen der letzten Stufe muss der mit der Turbineneinlassseite massengleiche Kreislaufprozessdampf in seine flüssige Phase kondensiert werden, um erneut als Kreislaufwasser zur Dampferzeugung eingesetzt werden zu können. Die bei der Kondensation freiwerdende Wärme wird, je nach Standortbedingungen, über Kühltürme oder entnommenes Fluss- oder Meereswasser abgeführt. Eine zum Speisewasserkreislauf gehörige Kesselspeisepumpe erzeugt im kondensierten Speisewasser mit Hilfe elektrischer Pumpen den zum Antrieb des Kreislaufs notwendigen Druck. Abhängig vom eingesetzten Primärenergieträger weisen Dampfturbinenkraftwerke spezifische technische Besonderheiten auf, auf die im Folgenden näher eingegangen wird. 42 Sog. Clausius-Rankine-Kreisprozess. Technisch-wirtschaftliche Grundlagen der Stromwirtschaft Abschnitt 2.1 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 17 Typ 1a: Verfeuerung von Braunkohle, Steinkohle und Abfällen Dampferzeugern für den Betrieb mit Braun- oder Steinkohle liegt i.d.R. eine Staubbzw. Wirbelschichtfeuerung zugrunde. Hierbei werden die eingesetzten Kohlen vorgemahlen und gemeinsam mit Luft (und Kalk zur Schwefelbindung) in den Brennraum des Dampferzeugers eingebracht. Ein von heißer Verbrennungsluft durchströmtes Düsenbett liefert neben dem benötigten Sauerstoff für die Verbrennung auch den Auftrieb, um den zerkleinerten Brennstoff während seiner thermischen Verwertung zirkulierend in der Schwebe zu halten. Diese gleichmäßige und weitgehend temperaturkonstante Feuerungstechnik mindert die Bildung von Stickoxiden. Bei der Verfeuerung von anderen Festbrennstoffen, wie bspw. Abfällen, die sich gar nicht oder nur schwer mahlen und in den Brennraum eindüsen lassen, kommt eine Rostfeuerung zum Einsatz. Hierbei fördert und trägt ein Vorschubrost die Festbrennstoffe selbsttätig im Brennraum, während unterseitig die Verbrennungsluft, der sog. Unterwind, zugeführt wird. Bei beiden Bauweisen wird die freigesetzte Verbrennungswärme im oft von mehreren Hundert Rohrkilometern durchzogenen Dampferzeuger an das durch die Rohre strömende Speisewasser übertragen, aus welchem Hochdruck-Kreislaufprozessdampf mit bis zu rd. 600°C bei einem Druck bis zu rd. 300 bar entsteht. Entscheidenden Einfluss auf den Wirkungsgrad dieses Kraftwerkstyps hat auch die Effizienz der Prozesse zur Abgasbehandlung. Zum Einsatz kommen häufig Staubfilter43 sowie Aggregate zur Rauchgasentschwefelung44 und zur Stickoxidminderung45, welche baulich in Serie geschaltet werden. Zusammen mit weiteren stromintensiven peripheren Prozessen der Stromerzeugung, wie bspw. dem Kesselspeisepumpenbetrieb und dem Betrieb der Mühlen zum Zerkleinern des Brennstoffs bei Kohlekraftwerken, ergibt sich daraus der Hauptanteil des Stromeigenverbrauchs 43 Häufig werden Massenkraftabscheider, Gewebefilter sowie elektrische und nassarbeitende Filter eingesetzt, die jeweils besondere Rückhalteeigenschaften in Bezug auf die im Rauchgas enthaltenen Partikel haben. 44 Die Entschwefelung basiert i.d.R. auf chemischen Bindereaktion des im Rauchgas enthaltenen Schwefels mit zusätzlich eingesetzten Bindemitteln (z.B. Kalkstein, Ammoniak oder Natriumsulfit). Die Reaktionsprodukte müssen, abhängig vom angewandten Verfahren, anschließend entweder entsorgt oder regeneriert werden. Kohle und Öl enthalten deutlich mehr Schwefel im Vergleich zu Erdgas. 45 Im Rauchgas enthaltene Stickoxide werden zumeist im SCR-Verfahren (Selektive Katalytische Entstickung) mit Hilfe von Ammoniak und metallischen Katalysatoren chemisch zu elementarem und folglich für die Umwelt unkritischem Stickstoff gewandelt. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 18 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander eines Kraftwerks. Dieser liegt bei einem durchschnittlichen Steinkohlekraftwerk in der Größenordnung von rd. 10 %46 seiner Bruttostromerzeugung. Moderne steinkohlebefeuerte Kraftwerke erreichen elektrische Netto-Wirkungsgrade von bis zu rd. 46 %, braunkohlebefeuerte Kraftwerke bis zu rd. 43 %47. Mit Abfällen befeuerte Kraftwerke48 arbeiten mit niedrigeren Dampftemperaturen und -drücken und erfordern dennoch energieintensive Abgasbehandlungsprozesse, wodurch ihre Netto-Wirkungsgrade i.d.R. hinter denjenigen von kohlebefeuerten Kraftwerken zurückbleiben. Typ 1b: Nutzung des radioaktiven Zerfalls von Uran (Kernspaltung) Im Unterschied zu Typ 1a entstammt die zur Dampferzeugung erforderliche Wärmeenergie beim Typ 1b nicht der Verfeuerung fossiler Primärenergieträger, sondern der Kernspaltung von angereichertem Uran, woran auch die Bezeichnung Kernkraftwerk angelehnt ist. Das Uran befindet sich in Kapseln, die zu sog. Brennstäben zusammengesetzt werden. Von der Leittechnik gesteuert können im Druckreaktor angebrachte Steuerstäbe eine Relativbewegung gegenüber den zwischen ihnen befindlichen Brennstäben vollführen, wodurch die Kernspaltung in ihrer Geschwindigkeit forciert oder verzögert werden kann. Die dadurch innerhalb des Druckreaktors kontrolliert freigesetzte Wärme wird vom Wasser des Primärkreislaufes aufgenommen und in einem nachgelagerten Wärmetauscher kontaktlos an das Wasser des Sekundärkreislaufs abgegeben, um einen Übertrag von Radioaktivität des Primärkreislaufwassers weitestgehend zu unterbinden. Im Primärkreislauf erreicht das Kreislaufwasser Temperaturen von rd. 300°C, wobei es dort zunächst durch den vorherrschenden Druck an der Verdampfung gehindert wird. Diese geschieht im Sekundärkreislauf49. Ein Rohrsystem leitet den Kreislaufprozessdampf, identisch wie bei Kraftwerken des Typs 1a, an die Dampfturbinenstufe(n). Ein tertiärer Wasserkreislauf leitet die abzuführende Wärme anschließend über einen Wärmetauscher aus dem Sekundärkreislauf und ermöglich die Kondensation des Kreislaufprozessdampfes. Die Wärmeabfuhr aus dem Tertiärwasserkreislauf erfolgt analog zu Typ 46 R. Paschotta, Artikel 'Kohlekraftwerk' im RP-Energie-Lexikon, Stand 13.08.2016. 47 RWE Power AG (2016): Beispielwerte der Kraftwerke Westfalen (Steinkohle) und der Kraftwerke BoA 2&3 Grevenbroich-Neurath (Braunkohle). 48 Die herkömmliche energetische Verwertung von Abfällen in thermischen Kraftwerken stellt eine Sonderform der Stromerzeugung dar, da oft wesentliche Anteile des Brennstoffs, v.a. Kunststoffe durch ihre Gewinnung auf Erdölbasis, fossilen Ursprungs sind, weitere Anteile aber eine schnell nachwachsende biogene Zusammensetzung aufweisen. Eine eindeutige Klassifizierung als konventionelle oder erneuerbare Stromerzeugung ist somit kaum möglich. 49 Beschrieben wird das System eines Druckwasserreaktors mit Leichtwasser- Primärkreislauf. Technisch-wirtschaftliche Grundlagen der Stromwirtschaft Abschnitt 2.1 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 19 1a-Kraftwerken über Kühltürme oder Fluss- bzw. Meereswasser. Aufgrund ihrer vergleichsweise niedrigeren Dampftemperatur haben Kernkraftwerke i.d.R. einen thermodynamischen Nachteil gegenüber Typ 1a-Kraftwerken und erreichen geringere elektrische Netto-Wirkungsgrade unterhalb von 40 %. Typ 2: Gasturbinenkraftwerke Bei Gasturbinenkraftwerken entfällt im Gegensatz zu Typ 1-Kraftwerken die Heißdampferzeugung, stattdessen wird das Gas50 bzw. leichtes Heizöl in einem direkten Wärmekraftprozess in mechanische Energie zum Antrieb eines elektrischen Generators umgesetzt. Gasturbinen sind thermische Strömungsmaschinen und besitzen auf ihrer Turbinenwelle, jeweils radial montiert, sowohl die Schaufeln der Verdichterstufen als auch der Gasexpansionsstufen. Dazwischen liegt die Brennkammer, in die das Gas eingedüst wird, um es mit der komprimierten Luft aus dem Verdichter zusammen zu verbrennen. Der dabei entstehende sehr heiße Abgasstrom wird über die nachgelagerten Turbinenschaufeln geleitet. Die so erwirkte Rotationsbewegung der Turbinenwelle treibt sowohl den Verdichter als auch den Generator an. Die Abgasbehandlungsprozesse von Gasturbinenkraftwerken des Typs 2 sowie des nachfolgenden Typs 3 sind weniger energieintensiv im Vergleich zu Typ 1-Kraftwerken, u.a. weil das Gas vorgereinigt werden kann. Moderne Gasturbinenkraftwerke erreichen Netto-Wirkungsgrade von rd. 40 %51. Typ 3: Kombinierte Gas- und Dampfturbinenkraftwerke Kraftwerke dieses Typs realisieren eine kombinierte Nutzung der Wärmekraftprozesse des Typs 1 und des Typs 2, indem sie den am Auslass einer Gasturbine immer noch heißen Abgasstrom (häufig rd. 600°C) in einem Wärmetauscher (sog. Abhitzekessel) zur Heißdampferzeugung für den Betrieb von nachgeschalteten Dampfturbinenstufen nutzen und somit die Stromausbeute gegenüber dem singulären Einsatz beider Turbinentechnologien deutlich erhöhen. Neueste Vertreter dieser GuD- Kraftwerke erzielen elektrische Nettowirkungsgrade bis oberhalb von 61%52. Typ 4: Verbrennungskraftwerke auf Basis von Kolbenmaschinen In konventionell betriebenen Verbrennungskraftwerken auf Basis von Kolbenmaschinen werden flüssige Otto- oder Dieselkraftstoffe oder Erdgas mit Luft vermischt und unter hohem Druck in deren Zylinderbrennräumen verbrannt. Durch die explo- 50 Zumeist wird Erdgas verfeuert, es kommen aber auch Industriekuppelgase, Grubengase und in bisher kleineren Mengen Biogase zum Einsatz. 51 Bundeszentrale für politische Bildung (BPB) (2016): Energiequellen und Kraftwerke, Stand: 24.09.2013. 52 Stadtwerke Düsseldorf (2016): Kennzahlen und Daten zum Block „Fortuna“. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 20 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander sionsartige Freisetzung der zuvor im Kraftstoff chemisch gebundenen Energie und die damit einhergehende Ausdehnung des Verbrennungsgemischs werden die den Brennraum unterseitig abschließenden Kolben in Bewegung versetzt. Eine Kurbelwelle überführt die Linearbewegungen der Kolben in eine Rotationsbewegung, die auch hier einen elektrischen Generator antreibt53. Die elektrischen Nettowirkungsgrade von Typ 4-Kraftwerken steigen tendenziell mit zunehmender Leistung und erreichen Werte von bis zu rd. 49 %54. Exkurs: Kraft-Wärme-Kopplung Bei konventionellen thermischen Kraftwerken ist die Rentabilität ihres Betriebs unmittelbar und besonders stark an die Wirkungsgrade ihrer Prozesse geknüpft. Sie bestimmen die zur Erzeugung einer identischen Strom-Output-Menge notwendige spezifische Brennstoff-Input-Menge, wodurch sich im Zuge des technischen Fortschritts bei den variablen Kosten i.d.R. ein wirtschaftlicher Vorteil für neuere Kraftwerke ergibt. Der Großteil der Differenz zwischen der chemisch gebundenen Primärenergie der verfeuerten Brennstoffe und dem daraus gewonnenen elektrischen Strom fällt am Ende des thermodynamischen Verstromungsprozesses zunächst als Verlustwärme an. Das residuale Temperatur- und Druckniveau des Kreislaufprozessdampfes schwächt sich beim Durchlaufen der Dampfturbinenstufen zunehmend auf ein für eine weitere Verstromung unwirtschaftliches Niveau ab. Dies gilt in ähnlicher Weise auch für die Verbrennungsabgase in Kraftwerken mit Gasturbinenbetrieb. Anstelle der nicht vergüteten Abgabe dieser Abwärme an die Atmosphäre kann diese ausgekoppelt und u.a. zur (Fern-)Wärmeversorgung von Gebäuden oder für industrielle Produktionsprozesse eingesetzt oder in Braunkohlekraftwerken zur Vortrocknung des Brennstoffs genutzt werden. Dieser Prozess der gleichzeitigen Nutzung von Strom und Wärme wird als Kraft-Wärme-Kopplung bezeichnet. Die Wirtschaftlichkeit eines konventionellen thermischen Kraftwerks kann sich durch den optimierten Absatz oder die Eigennutzung seiner Abwärme i.d.R. erheblich verbessern, insb. wenn die Bedarfe an Strom und Wärme über lange 53 Moderne Vertreter dieser Bauart wurden bisher mit bis zu 10 MW elektrischer Nettoleistung dimensioniert und sind unter der Bezeichnung „Blockheizkraftwerk“ (kurz: BHKW) bekannt, da sie neben Strom gleichzeitig eine vergleichbar große Wärmeverlustleistung erbringen. Sie werden daher häufig wärmegeführt an Orten betrieben, an denen primär Wärme benötigt wird. Ihr Strom kann vor Ort verbraucht oder ins öffentliche Stromnetz eingespeist werden. BHKW können grds. auch mit erneuerbarem Biogas oder mit Heizöl betrieben werden. 54 Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch e.V. (ASUE e.V.): ASUE-BHKW-Kenndaten 2014–2015, S. 7. Technisch-wirtschaftliche Grundlagen der Stromwirtschaft Abschnitt 2.1 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 21 Zeiträume zusammenfallen55 und die Wärmelieferwege möglichst kurz sind, um Fernwärmenetzverluste gering zu halten. Bzgl. einer möglichen Nutzung der Kraft- Wärme-Kopplung stellen Kernkraftwerke eine Ausnahme unter den konventionellen thermischen Kraftwerken dar, da sich ihre Standorte in den meisten Fällen in größerer Entfernung zu geeigneten Fernwärmenetzen befinden, die i.d.R. aus bestehenden kohle-, gas- oder abfallbefeuerten Kraftwerken gespeist werden. Zudem ist ihre Abwärme aufgrund der Herkunft aus einem Kernkraftwerk kaum zu vermarkten. Die kombinierte Erzeugung von Strom und Wärme wurde und wird durch das KWKG56 staatlich gefördert, wobei die Erlangung einer Förderung für die Stromerzeugung auf Basis von Kohle- und Kernenergie zwischenzeitlich ausgeschlossen wurde. Typ 5: Wasserkraftwerke Wasserkraftwerke bedienen sich der kinetischen Energie von fließendem Wasser. Diese Strömungsenergie wird aus der Lageenergie des Wassers freigesetzt, während es einen künstlich erzeugten oder natürlichen Höhenunterschied abwärts durchläuft und dabei beschleunigt wird. Wasserturbinen übersetzen die Strömungsenergie in mechanische Rotationsenergie zum Antrieb elektrischer Generatoren. Die folgenden Wasserkraftwerkstypen differenzieren sich baulich anhand der Merkmale Wasserspeicherfähigkeit, sofern vorhanden der Art der Befüllung der Speicherkapazität und der eingesetzten Turbinentypen. Typ 5a: Laufwasserkraftwerke Laufwasserkraftwerke werden im Lauf von Fließgewässern errichtet und sind ohne nennenswerte Wasserspeicherkapazität ausgeführt. Quer zur Fließrichtung staut eine Wehranlage das Flusswasser auf, wodurch sich der Wasserstandspegel des sog. Oberwassers flussaufwärts gegenüber dem Unterwasser auf der flussabwärts gewandten Seite der Wehranlage erhöht. Je größer der Höhenunterschied zwischen Ober- und Unterwasser (sog. reale Fallhöhe), desto mehr potenzielle Energie steht zur Verfügung57. Der im Oberlauf durch das Aufstauen erzielte höhere Wasserdruck presst das Oberwasser in der Nähe des Gewässergrundes kontinuierlich durch einen 55 Fallen der Bedarf an Strom und Wärme tendenziell häufiger auseinander, kann die Wirtschaftlichkeit durch die Nutzung eines zusätzlichen thermischen Speichers gesteigert werden. 56 Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme- Kopplung (Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz – KWKG) v. 21.12.2015, zuletzt geändert durch Art. 1 des Gesetzes v. 22.12.2016, BGBl. I, S. 3106 (KWKG 2017). 57 Die Leistung eines Wasserkraftwerks ist maßgeblich von den beiden Größen Fallhöhe und Durchflussmenge abhängig. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 22 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander Triebwasserkanal, an dessen Ende es mittels Leitschaufeln axial auf die Laufschaufeln von Kaplan- oder Durchströmturbinen58 geleitet wird. Leit- und Laufschaufeln sind dabei zumeist verstellbar ausgeführt. Orientiert am jeweils vorhandenen Oberwasserstandspegel kann durch Justieren beider Komponenten der Wirkungsgrad der Turbine(n) optimiert werden. Er erreicht bei modernen Laufwasserkraftwerken mit Kaplanturbinen bis zu rd. 95 %. Die erzeugte mechanische Rotationsenergie wandelt ein elektrischer Generator in Strom um. Unter zusätzlicher Berücksichtigung der Wirkungsgrade des Triebwasserkanals, ggf. implementierter Getriebe sowie des Generators errechnet sich der Gesamtwirkungsgrad eines Wasserkraftwerks, welcher im Fall modernder Laufwasserkraftwerke rd. 90 % erreichen kann. Typ 5b: Speicherwasserkraftwerke Abhängig von den geo- und topografischen Voraussetzungen und der etwaigen Notwendigkeit einer saisonalen Wasserbevorratung werden in Gebirgsregionen auch Speicherwasserkraftwerke im Lauf von Fließgewässern errichtet. Anders als reine Laufwasserkraftwerke besitzt diese Bauart eine wesentlich höhere, natürliche oder künstlich errichtete Wehranlage (auch als Staumauer oder Talsperre bezeichnet), die zur Bildung eines Stausees, des sog. Oberbeckens führt. Besonders im Frühjahr während der Schneeschmelze erfahren diese Stauseen verstärkten Zufluss. Die reale Fallhöhe ist im Vergleich zu Laufwasserkraftwerken deutlich höher. Sie wächst mit der Stauseetiefe, ergänzt um den Höhenunterschied zwischen dem Stauseeauslass und dem Standort der Turbinen, der oft mehrere Hundert Meter beträgt. Bis zu einer Fallhöhe von rd. 100 m spricht man von Mitteldruck- oberhalb von Hochdruckkraftwerken. Mit steigender Fallhöhe verändern sich auch die Druck- und Strömungsverhältnisse in den Druckrohren des Turbinenzulaufs, weswegen bei Speicherwasserkraftwerken mit mittleren Fallhöhen bevorzugt radial angeströmte Francisbzw. bei großen Fallhöhen kavitationsresistentere Pelton-Turbinen59 eingesetzt werden. Verstellbare Leitschaufeln bzw. Düsennadeln ermöglichen auch bei diesen Turbinentypen eine durchflussabhängige Wirkungsgradoptimierung. Die erzielbaren Wirkungsgrade liegen dennoch etwas unterhalb denjenigen von langsamer durchströmten Kaplan-Turbinen. Bei voller Leistung übersteigt die in den Druckrohren abfließende Wassermenge die natürliche Stauseespeisung i.d.R. deutlich. Speicherwasserkraftwerke können daher nur zeitweise unter Volllast eingesetzt werden. 58 Kaplan- und Durchströmturbinen ähneln Schiffsschrauben und sind eine Weiterentwicklung der Francis-Turbine. Laufwasserkraftwerke gehören aufgrund ihrer niedrigen Fallhöhe zu den Nieder- bis Mitteldruckkraftwerken, für welche sich diese Turbinentypen in Bezug auf die zu erzielende Stromausbeute besonders gut eignen. 59 Pelton-Turbinen eignen sich besonders gut für große Fallhöhen bei vergleichsweise geringen Durchflussmengen. Technisch-wirtschaftliche Grundlagen der Stromwirtschaft Abschnitt 2.1 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 23 Typ 5c: Pumpspeicherkraftwerke Pumpspeicherkraftwerke sind Speicherwasserkraftwerken baulich sehr ähnlich ausgeführt, allerdings für ihren Betrieb nicht auf das Vorhandensein eines Fließgewässers angewiesen. Anstelle der natürlichen Speisung mit Flusswasser wird das zum Kraftwerk gehörige, oft künstlich angelegte Oberbecken mit Hilfe elektrischer Pumpen befüllt, die sich zusammen mit den Wasserturbinen talwärts im Maschinenhaus befinden. Aktuell und für die nächsten Jahre sind in Deutschland Pumpspeicherkraftwerke die dominierende großtechnische Option zur Stromspeicherung. Die größten ihrer Art weisen Leistungen bis oberhalb von 1 GW und Speichervolumina im mittleren und oberen einstelligen GWh-Bereich auf. Zusammen speisten die Deutschland befindlichen Pumpspeicherkraftwerke im gleichen Jahr rd. 5,9 TWh60 rückverstromte Stauwasserenergie ins Stromnetz ein. Pumpspeicher sorgen für einen Ausgleich von stromseitigem Leistungsangebot und zeitgleicher Leistungsnachfrage, indem sie zu Überschusszeiten preisgünstigen Strom beziehen (Käufermarkt), um Wasser von einem niedriger gelegenen Unterbecken in das höhergelegene Oberbecken zu fördern. Tritt in der Folge vermehrter Leistungsbedarf ein, wird die zuvor gespeicherte potenzielle Energie des Wassers im Oberbecken zur Verstromung genutzt und erlösoptimierend veräußert (Verkäufermarkt). Effiziente Pumpspeicherkraftwerke erreichen unter Berücksichtigung der zusätzlichen Pumpenverluste gegenüber Speicherwasserkraftwerken mit natürlicher Wasserspeisung Netto-Wirkungsgrade von bis zu rd. 85 %61. Die spezifischen Investitionskosten von Pumpspeicherkraftwerken hängen von einer Vielzahl verschiedener Faktoren ab, wie von den geografischen Gegebenheiten und vom Verhältnis der Größe des Speicherbeckens zur Pumpleistung und liegen etwa in der Spanne von 700 bis (in Extremfällen) 1.500 EUR/kW62. Weitere bedeutende Wasserkraftwerkstypen sind in Deutschland in Ermangelung geeigneter Standorte nicht vorhanden. Hierzu zählen bspw. Gezeitenkraftwerke zur Ausnutzung des Tidenhubs zwischen Ebbe und Flut, unterseeische Meeresströmungskraftwerke, für deren wirtschaftlichen Betrieb ausreichend hohe Strömungsgeschwindigkeiten in der Nord- und Ostsee eine Grundvoraussetzung wären, und Wellenkraftwerke. 60 Werte basieren auf Angaben von BNetzA und BMWi zum Stand 31.12.2015. 61 Z.B. Voith GmbH online (2016): Pumpspeicherkraftwerke oder R. Paschotta, Artikel „Pumpspeicherkraftwerk“ im RP-Energie-Lexikon, abrufbar unter; https://www.energielexikon.info/pumpspeicherkraftwerk.html?s=ak, Aufruf am 07.11.2016. 62 E-storage: Shifting from cost to value Wind and solar applications; Lazard (2015): Lazard’s levelized cost of storage analysis – version 1.0. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 24 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander Die folgende Tabelle gibt einen abschließenden Einblick in die vorhandene konventionelle Stromerzeugungsstruktur in Deutschland: Energieträger Kraftwerksblöcke in Betrieb Nettonennleistung in GW Mittleres Baujahr Bruttoerzeugung in TWh Steinkohle 89 27,3 1984 118,0 Braunkohle 61 20,8 1985 155,0 Erdgas 247 25,1 1993 59,6 Mineralöl 46 4,0 1983 5,4 Kernenergie 8 10,8 1986 91,8 Laufwasser* > 90 4,1 1958 19,3 Speicherwasser 11 1,5 1951 Pumpspeicher 65 9,3 1968 5,9 * Rd. 1,8 GW der installierten Gesamtlaufwasserkraftwerksleistung entfallen auf EEG-Anlagen < 10 MW, welche in vorliegender Betrachtung bzgl. ihrer Anzahl und ihres durchschnittlichen Alters nicht berücksichtigt wurden, weil keine genauen Daten ermittelbar waren. Die Summe ihrer Leistung und die Summe ihrer erzeugten Strommenge fanden hingegen Eingang in die dargestellten Werte. Zusatzinformation: Gem. UBA (2015) existierten zum Stand 09.11.2015 rd. 375 Laufwasserkraftanlagen mit einer Leistung ≥ 1 MW. Abb. 2: Konventionelle Stromerzeugungsstruktur in Deutschland (2015)63, 64 In der öffentlichen Kritik steht die konventionelle thermische Stromerzeugung aus Kohle, Erdgas und Mineralöl v.a. wegen ihres klimaschädlichen Ausstoßes von Kohlendioxid (CO2), das i.W. während der Verbrennung, aber auch beim Transport der Brennstoffe entsteht. Für die nukleare Stromerzeugung in Deutschland wurde die dauerhafte Stilllegung aller Kernkraftwerke ab 2011 bis spätestens 2022 gesetzlich verankert. Maßgeblich für diese politische Entscheidung waren der Kernkraftwerksunfall im japanischen Fukushima am 11.03.2011 und die daraufhin erneut aufflammende Diskussion um Sicherheitsrisiken durch Unfälle und die bisher ungelöste Frage der Langzeitlagerung radioaktiver Abfälle. 2.1.1.2 Erneuerbare Stromerzeugung Komplementär zur konventionellen Stromerzeugung wird der Kraftwerkspark in Deutschland mit einer stetig wachsenden Anlagenzahl und Leistungskapazität zur 63 BNetzA (2016): Kraftwerksliste (Anlagen in Deutschland ≥ 10 MW), Stand: 10.05.2016. 64 BMWi (2016): Bruttostromerzeugung 2015 in Deutschland, Stand: 28.01.2016. Technisch-wirtschaftliche Grundlagen der Stromwirtschaft Abschnitt 2.1 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 25 Erzeugung von Strom aus CO2-freien erneuerbaren Energien und aus Grubengas (EEG-Anlagen) ergänzt. Der Zubau dieser Kapazitäten wird seit dem 01.04.2000 durch die Vorgaben und Förderinstrumente des EEG65 und seiner Folgefassungen gefördert und reguliert. Oberstes Ziel des EEG ist eine erfolgreiche Energiewende, gleichbedeutend mit der Erreichung einer klimaverträglichen, stabilen und ökonomischen Energieversorgung in der Zukunft. Im Jahr 2015 betrug die installierte Gesamtkapazität aller EEG- Anlagen in Deutschland bereits 99,3 GW. Der durch EEG-Anlagen bereitgestellte Anteil am Gesamtstromverbrauch in Deutschland betrug im gleichen Jahr mit absolut erzeugten 195,9 TWh bereits 32,6 % (inkl. Wasserkraft aus Laufwasser- und Speicherwasserkraftwerken). Die Tendenz ist klar steigend. Die folgende Abb. illustriert den Zubau der erneuerbaren Erzeugungstechnologien von 1990 bis zum Ende des Jahres 2015: Abb. 3: Entwicklung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Deutschland seit 199066 65 Das deutsche „Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien“ regelt die bevorzugte Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Quellen ins Stromnetz und garantiert deren Erzeugern eine entsprechende Förderung. Inkrafttreten der letzten Fassung (EEG 2017) als Art. 1 des „Gesetzes zur Einführung von Ausschreibungen für Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren Energien“ v. 13.10.2016, BGBl. I, S. 2258. Das EEG 2017 trat am 01.01.2017 in Kraft (Art. 15 Abs. 1). 66 BMWi (2016): Energiedaten Tabelle 20, Stand 21.03.2016. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 26 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander Das Angebot der derzeit auch großtechnisch zur Stromerzeugung nutzbaren erneuerbaren Energien erstreckt sich von der Verfeuerung und Verstromung nachwachsender Biomasse und erneuerbarem Biogas über die Nutzung von Wind- und Sonnenenergie bis zur Umsetzung erneuerbar erzeugten Wasserstoffs und Methans. Typ 6: Verfeuerung regenerativer Energien Einen besonders wichtigen Beitrag zur erneuerbaren Stromerzeugung leisten feste, flüssige und gasförmige Biomassen, da sich die aus ihnen generierte Erzeugungsleistung grds. regeln lässt. Diese Biomassen entstehen aus nachwachsenden organischen Stoffen biogenen Ursprungs. Die bei ihrer Vergärung gewonnenen, meist gasförmigen Brennstoffe können relativ unkompliziert mit bekannten Technologien sowohl gespeichert als auch transportiert und flexibel in Verbrennungsmotoren67 (BHKW oder kleiner dimensionierte Gasturbinen) in Strom und Nutzwärme umgesetzt werden. Feste regenerative Brennstoffe, wie Holz, werden häufig mittels einer Rostfeuerung und anschließendem Dampfkraftprozess unter Einsatz herkömmlicher Dampfturbinen zu Strom und Wärme umgesetzt. Die Menge des bei der Verbrennung in vorgenannten Feuerungsvarianten entstehenden CO2 ist nicht größer als die korrespondierende Menge desselben Gases, die zuvor während der Wachstumsphase der Pflanzen aus der Atmosphäre gebunden wurde. 2015 wurden 7,4 % des deutschen Gesamtstromverbrauchs durch die verschiedenen energetisch genutzten Biomassen bereitgestellt. Typ 7: Windkraftwerke I.W. durch thermisch induzierte Luftbewegungen in der Atmosphäre entstehen erdnahe Windströmungen, die sich zur Stromerzeugung nutzen lassen. Zum Einsatz kommen hierbei ortsfeste WE-Anlagen, die die kinetische Energie der strömenden Luftmassen mit Hilfe eines Rotors auf eine Achse zum Antrieb eines elektrischen Generators übertragen. WE-Anlagen werden an Land (onshore) und auf See (offshore) eingesetzt, wobei das Windangebot auf See i.d.R. ertragreicher als an Land ist. Entscheidend für den Stromertrag ist neben einer möglichst großen Kontinuität des Windangebots insb. auch die Geschwindigkeit, mit welcher der Wind auf die Rotoren der WE-Anlagen trifft, da die Leistung von WE-Anlagen mit der 3. Potenz der Windgeschwindigkeit steigt. Eine Verdopplung der Windgeschwindigkeit bspw. bewirkt damit rechnerisch die 8-fache Bruttoleistung einer WE-Anlage. Die derzeit 67 Die fernwirktechnische Bündelung solcher Anlagen und das damit einhergehende Potenzial dieser hochflexiblen Anlagenkonglomerate wird unter dem Stichwort „Virtuelle Kraftwerke“ in den Abschnitten 4.2 (Virtuelle Kraftwerke) und 7.2.6 (Virtuelle Kraftwerke als Geschäftsmodell) eingehend behandelt. Technisch-wirtschaftliche Grundlagen der Stromwirtschaft Abschnitt 2.1 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 27 größten WE-Anlagen auf See erreichen Rotorendurchmesser bis zu rd. 170 m und leisten in der Spitze bis zu rd. 8 MWel (sog. Ppeak). Onshore-WE-Anlagen fallen tendenziell (noch) etwas kleiner aus. Oft wird eine größere Zahl einzelner WE- Anlagen an windreichen Standorten zu sog. Windparks gruppiert. Die durch Nutzung von Windenergie erzeugte Strommenge erreichte 2015 bereits einen Anteil von 14,7 % am deutschen Gesamtstromverbrauch. Typ 8: Photovoltaik-Anlagen Eine weitere wichtige Säule der sich im Zuge der Energiewende verändernden Kraftwerkslandschaft stellt die Nutzung der Sonnenenergie durch PV-Anlagen) dar, die 2015 rd. 6,4 % zum Gesamtstromverbrauch beisteuerten. Die in Photovoltaik- Modulen verbauten Solarzellen wandeln einen Teil der von der Sonne entsandten Strahlungsenergie mit Hilfe des photoelektrischen Effekts direkt in Strom um. Für eine hohe Stromausbeute müssen PV-Anlagen optimal zum Auftreffwinkel der Sonnenstrahlung ausgerichtet sein. Einige PV-Anlagentypen werden daher über elektrische Stellmotoren dem Tagesverlauf des Sonnenstandes nachgeführt. PV-Anlagen existieren in Größenordnungen kleinerer Aufdach-Anlagen mit Ppeak < 10 kW bis hin zu Freiflächenanlagen mit Ppeak > 50 MW. Die Schwachstelle der Stromerzeugung mittels WE-Anlagen und PV-Anlagen liegt in nicht sicher prognostizierbaren, teilweise dynamisch auftretenden Witterungsschwankungen, die sich unmittelbar auf die Stromerzeugung auswirken. Beide Technologien werden daher auch als fluktuierende oder volatile Stromerzeugung bezeichnet. Ihr Einsatz stellt Herausforderungen für die Versorgungssicherheit des Gesamtsystems und die Netzstabilität dar, da das Auftreten der treibenden Witterungsphänomene Wind und Sonne zwar lokal alterniert, WE-Anlagen und PV- Anlagen in Deutschland aber geografisch sehr heterogen verteilt sind. Die weitaus überwiegende Anzahl an WE-Anlagen ist im windreicheren Norden an Land und auf See installiert, wohingegen der sonnenreichere Süden Deutschlands ertragreichere Flächen für PV-Anlagen offeriert und daher ihre Mehrzahl beherbergt. Abhängig vom Auftreten der entscheidenden Witterungsphänomene kann es so bspw. bei einer Windflaute im Norden und gleichzeitiger, flächendeckender Bewölkung im Süden zu Erzeugungsengpässen kommen. Transportengpässe können entstehen, wenn anhaltende Starkwinde im Norden einen Erzeugungsüberschuss bedingen und die zum Transport in den zeitgleich sonnenarmen Süden notwendigen Leitungskapazitäten nicht ausreichen. Typ 9: Brennstoffzellen-Kraftwerke (Ausblick) Brennstoffzellen sind Wandler, die in der Lage sind, die in bestimmten gasförmigen Brennstoffen chemisch gebundenen Energien unter Anwesenheit geeigneter Oxida- Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 28 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander tionsmittel in Strom zu übersetzen. Neben Wasserstoff lassen sich in Brennstoffzellen bspw. auch Ethanol und Methanol verstromen. Diese Brennstoffe können regenerativ erzeugt werden; ihnen wird daher künftig ein wachsendes Potenzial für die Stromerzeugung zugeschrieben. Während des Betriebs von Brennstoffzellen wird je nach Bauart neben Strom auch Wärme erzeugt, weswegen Strom aus Brennstoffzellen auch förderungswürdig i.S.d. KWKG ist. Weitere Kraftwerkstypen der erneuerbaren Erzeugung Bezogen auf ihren Stromerzeugungsumfang komplettieren die in Deutschland installierten Geothermie-Kraftwerke den hiesigen erneuerbare-Energien-Kraftwerkspark als bisher kleinster nennenswerter Technologievertreter. Die Geothermie nutzt die im bohrtechnisch zugänglichen Teil der Erdkruste vorhandenen Wärmepotenziale, um daraus technisch nutzbare Wärme, Kälte und Strom zu erzeugen. Die großtechnische Nutzung von Geothermie, insb. zur Stromerzeugung, befindet sich in Deutschland nach wie vor noch weitgehend in einer Erforschungs- und Entwicklungsphase, obgleich das Spektrum der ingenieurtechnischen Kraftwerkskonzepte bereits vielfältig ist. Im Speziellen bergen zum heutigen Stand der Technik tektonische und seismische, teilweise durch den Betrieb von Geothermie-Kraftwerken selbst verursachte Bodenaktivitäten nicht unerhebliche Risiken für ihren sicheren und effizienten Betrieb. Neben der Photovoltaik, welche die solare Strahlungsenergie der Sonne direkt in Elektrizität wandelt, lassen sich auch solarthermische Prozesse zur Stromerzeugung einsetzen. Hierbei werden Spiegelflächen mit der Sonne geführt, die die Strahlungsenergie der Sonne bündeln und zu jeder Tageszeit optimal auf ein in Rohrleitungen befindliches hoch erhitzbares Kreislaufmedium lenken. Über einen Wärmetauscher wird die thermische Energie des aufgeheizten Mediums anschließend in einen Dampfkraftprozess übertragen, an dessen Ende ein Generator elektrischen Strom erzeugt. Aufgrund der durchschnittlich vorherrschenden, zu geringen Anzahl von Sonnenstunden und zu milder Sonneneinstrahlungsintensität ist Deutschland kein geeigneter Standort für den wirtschaftlichen Betrieb von solarthermischen Kraftwerken. Die Nutzung von solarthermischen Anlagen zur reinen Erzeugung von Wärme ist hingegen insb. für die Nutzung als Raumwärme durchaus zukunftsfähig. 2.1.1.3 Einteilung von Kraftwerkstypen nach ihrem Verwendungszweck I.W. entscheiden die technisch-wirtschaftlichen Eigenschaften unterschiedlicher Kraftwerkstypen über ihren primären Verwendungszweck und ihre Einsatzzeiten. Das zentrale Kriterium zur Kategorisierung eines konventionellen Kraftwerks sind Technisch-wirtschaftliche Grundlagen der Stromwirtschaft Abschnitt 2.1 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 29 seine jährlichen Vollbenutzungsstunden68 (Vbh). Es werden zumeist folgende Einteilungen69 getroffen: Bezeichnung Vbh/a Energieträger Grundlastkraftwerke > 7.000 Braunkohle, Uran, Laufwasser, Geothermie Mittellastkraftwerke 4.500 bis 5.500 Steinkohle Spitzenlastkraftwerke < 1.250 Erdgas, Mineralöl, (Pump-)Speicherwasser, Biomasse EEG-Anlagen witterungsabhängig* Sonnen- und Windenergie Reservekraftwerke unbestimmt diverse * Onshore-WE-Anlagen erreichen an guten und sehr guten Standorten rd. 2.000 bis 2.500 Vbh/a (Offshore-WE-Anlagen deutlich mehr), PV-Anlagen können an sehr guten Standorten teilweise über 1.200 Vbh/a erreichen (Quelle: R. Paschotta, Artikel „Volllaststunden“ im RP-Energie- Lexikon, Stand 25.11.2014). Abb. 4: Einteilung von Kraftwerkstypen nach ihrem Verwendungszweck anhand ihrer durchschnittlichen Vollbenutzungsstunden pro Jahr Das zum Teil sehr träge Regelverhalten v.a. von thermischen Grundlastkraftwerken (insb. von Braunkohlekraftwerken) erfordert einen nahezu unterbrechungsfreien Betrieb dieser Kraftwerke mit möglichst konstant hoher Leistungsabgabe, um maximal wirtschaftlich zu sein. Sie werden üblicherweise nur zu Revisions- und Reparaturzwecken heruntergefahren. Die Lastfolgefähigkeit von Kern- und Laufwassergrundlastkraftwerken erlaubt im Gegensatz dazu auch zügigeres Hochfahren und Drosseln. Durch die sehr geringen variablen Kosten während ihres Betriebs können diese Kraftwerksarten hohe spezifische Deckungsbeiträge pro erzeugte Stromeinheit erwirtschaften. Sie laufen daher ebenfalls nahezu unterbrechungsfrei. Mittellastkraftwerke sind zumeist nur werktags in Betrieb, um die dann vorherrschende vermehrte Stromnachfrage durch industrielle Produktion und andere Geschäftstätigkeiten zu bedienen. Ein Herunter- und Wiederanfahren kann bereits bei Pausenzeiten von mehreren Stunden wirtschaftlich sein. 68 Die Vollbenutzungsstunden eines Kraftwerks sind der Quotient aus der erzeugten Jahresgesamtstrommenge geteilt durch seine maximale Leistung. 69 Einteilung nach Panos Konstantin: Praxisbuch Energiewirtschaft – Energieumwandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt (3. Aufl., 2013, S. 286). Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 30 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander Spitzenlastkraftwerke können binnen weniger Minuten ihr gesamtes Leistungspotenzial abrufen und decken mit ihrer Flexibilität kurzzeitige Lastspitzen ab. Die Lastfolgefähigkeit von (Pump-)Speicherkraftwerken erlaubt im Vergleich aller Kraftwerkstypen die größtmögliche Dynamik. Mittelfristig könnte diese jedoch von Batteriespeichern übertroffen werden. Laufwasser- und (Pump-)Speicherkraftwerke sind zudem i.d.R. schwarzstartfähig, d.h. sie können ihren Betrieb aus dem Stillstand ohne Fremdstrom aufnehmen. Diese Eigenschaft ist im Fall von Stromausfällen besonders wertvoll, da der von Wasserkraftwerken bereitgestellte Strom anderen, nicht schwarzstartfähigen Kraftwerken das Wiederanfahren ermöglichen kann. 2.1.2 Stromübertragung und -verteilung Der Transport elektrischer Energie ist leitungsgebunden. Eine stabile Übertragung erfordert im kontinentaleuropäischen Verbundnetz70 die möglichst genaue Einhaltung einer Sollnetzfrequenz von 50 Hertz (Dreiphasenwechselstrom). Um diese Anforderung i.S.d. Versorgungssicherheit zu gewährleisten, muss die in ein Stromnetz eingespeiste elektrische Leistung zu jedem Zeitpunkt der Entnahme (einschließlich Netzübertragungsverlusten) entsprechen. Frequenzschwankungen könnten in der Zukunft durch das bedarfsgerechte Entleeren oder Befüllen elektrischer Speicher eliminiert werden; derzeit fehlen aber noch großtechnische und gleichzeitig wirtschaftliche Lösungen in ausreichendem Ausmaß. Das Angebot von und die Nachfrage nach Strom müssen sich daher zu jedem Zeitpunkt entsprechen. Diese notwendige Gleichzeitigkeit von Erzeugung und Verbrauch sowie die physikalischen Grenzen der netzseitigen technischen Betriebsmittel stellen hohe Anforderungen an den Transport von Elektrizität und ihre Verteilung. In Deutschland agierten 2015 rd. 880 Stromnetzbetreiber71. Die deutschen Stromleitungsnetze werden in die folgenden Spannungsstufen unterteilt: 70 Verbundnetz, dessen Betrieb ehemals von der UCTE (Union for the Coordination of Transmission of Electricity; Union für die Koordinierung des Transports von Elektrizität) als Zusammenschluss von 34 ÜNB aus 22 Ländern koordiniert wurde. Seit 01.07.2009 obliegt diese Verantwortung dem Verband Europäischer Übertragungsnetzbetreiber (European Network of Transmission System Operators for Electricity – ENTSO-E) mit Sitz in Brüssel. Er repräsentiert 41 ÜNB aus 34 europäischen Ländern. Stand: 2016. 71 BNetzA (2016): Übersicht der Stromnetzbetreiber, Stand: 23.06.2016. Technisch-wirtschaftliche Grundlagen der Stromwirtschaft Abschnitt 2.1 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 31 Höchstspannungsnetz 220 bis 380 kV Hochspannungsnetz 60 bis 220 kV Bahnstromnetz 110 kV Mittelspannungsnetz 6 bis 60 kV Niederspannungsnetz 0,4 kV Abb. 5: Netzspannungsebenen im deutschen Stromnetz Vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB), teilen sich den Betrieb von insgesamt sechs zusammenhängenden Netzgebieten, die zu vier sog. Regelzonen auf Höchstspannungsebene (380 kV und 220 kV) aggregiert sind. Bei den ÜNB handelt es sich um die Unternehmen: Amprion GmbH, Tennet TSO GmbH, 50Hertz Transmission GmbH sowie TransnetBW. Als (inoffizieller) fünfter ÜNB kann zusätzlich die für das deutsche Bahnstromnetz72 zuständige DB Energie GmbH genannt werden. Die von den ÜNB betriebenen Netze sind mit enormer Durchleitungskapazität und – aufgrund der hohen Spannung – relativ geringen Übertragungsverlusten die Hauptschlagadern des Stromtransports. Jeder ÜNB verantwortet das Gleichgewicht von Ein- und Ausspeisungen in seiner Regelzone zur Gewährleistung der Netzstabilität (Spannungs- u. Frequenzhaltung) und ergreift Maßnahmen zur Steuerung oder Wiederherstellung der Versorgung bei Fahrplanabweichungen von Netzeinspeisern oder Netzausspeisern und bei Störfällen (§ 12 EnWG). Alle Netzein- und Netzausspeisestellen sind Lieferanten zugeordnet und bilden zusammengefasst den Bilanzkreis des Lieferanten. Die Lieferanten bewirtschaften diese virtuellen Energiemengenkonten unter der Maßgabe größtmöglicher Ausgeglichenheit der Salden aus Einspeisungen sowie Entnahmen; sie sind die Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) gegenüber dem oder den ÜNB, in deren Regelzone sich ihre Netzverknüpfungspunkte befinden. Der ÜNB ist wiederum der übergeordnete Bilanzkreiskoordinator (BKK) für alle Bilanzkreise innerhalb seiner Regelzone. Lieferanten sind im Regelfall Kraftwerksbetreiber oder Stromhändler, in einigen Fällen aber auch Stromgroßverbraucher, die ihre Strombeschaffung in eigener Regie durchführen und möglicherweise über einen direkten Netzanschluss an ein Übertragungsnetz verfügen. Jeder Lieferant ist als BKV verpflichtet, seine in einem Fahrplan bilanzierten Einspeisungen und Entnahmen ex ante und viertelstundengenau an den oder die jeweiligen ÜNB zu übermitteln. 72 Abweichend von den üblichen 50 Hertz wird das Bahnstromnetz mit 16,7 Hz betrieben. Seine Betriebsspannung beträgt 110 kV und seine Länge rd. 7400 km. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 32 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander Kraftwerksbetreiber stellen dafür unter Berücksichtigung zu erwartender Preise auf den Absatzmärkten, der Verfügbarkeit ihrer Erzeugungsanlagen und der jeweiligen variablen Kraftwerkseinsatzkosten (vorwiegend Brennstoffkosten) sowie bereits kontrahierter Lieferverpflichtungen zunächst die aus betriebswirtschaftlichen Gesichtspunkten optimale Einsatzplanung ihrer Kraftwerke zusammen. Dieser im Kraftwerksbereich als Dispatch bezeichnete Fahrplan gibt für alle Kraftwerke eines Lieferanten Auskunft darüber, welches Kraftwerk zu welchen Zeiten und unter welcher Last Strom erzeugen soll. Anschließend wird der Dispatch vom Lieferanten viertelstundenscharf bis 14:30 Uhr mit den von ihm am Folgetag planmäßig zu produzierenden Strommengen bei demjenigen ÜNB angemeldet, an dessen Regelzone die betreffenden Kraftwerke angeschlossen sind. Auch für EEG-Anlagen findet die Erstellung des Dispatchs Anwendung; allerdings spielen hier die variablen Erzeugungskosten kaum eine Rolle, weil sie vergleichsweise gering oder sogar Null sind; stattdessen werden die Erzeugungsprognosen aus Wettervorhersagen und Wetterstatistiken abgeleitet. Regelbare EEG-Anlagen, wie Biomasse- und Laufwasserkraftwerke mit Stauwasserbecken orientieren ihren Dispatch insb. an prognostizierten Hochpreisphasen auf den Absatzmärkten. Diese Flexibilität wird technisch durch die Kombination aus der Speicherfähigkeit des biogenen Brennstoffs bzw. der potenziellen kinetischen Energie des Stauwassers und den hohen spezifischen Abrufgeschwindigkeiten dieser Erzeugungstechnologien (dynamische Lastfolgefähigkeit) ermöglicht. Stromhändler sind als Lieferanten ebenfalls bilanzkreisverantwortlich gegenüber den ÜNB und melden ihre für den Folgetag gehandelten Lieferungen an die ÜNB. Der bundesdeutsche Dispatch konstituiert sich auf diese Weise täglich aus der Gesamtheit der übermittelten Fahrpläne aller Lieferanten in allen vier Regelzonen. Er beschreibt die Stromflüsse aller Einspeise- und Entnahmestellen in zeitlicher und quantitativer Dimension. Auftretende Abweichungen zwischen gemeldeter und tatsächlicher Einspeisung bzw. Entnahme aufgrund von Prognosefehlern führen zu über- oder unterspeisten Bilanzkreisen. Der BKV kann diese Differenzen selbstständig mittels kurzfristigen Handels am Spotmarkt oder durch bilaterale Verrechnungsgeschäfte mit anderen BKV der gleichen Regelzone ausgleichen. Nicht durch den BKV behobene Abweichungen gleicht der ÜNB durch den Einsatz von Regelenergie73 aus. Die Inanspruchnahme dieser Ausgleichsenergiemengen stellt der ÜNB anschließend dem BKV in Rechnung74. Die rechtlichen Grundlagen für die Bilanz- 73 Vgl. dazu unten Abschnitt 3.6.4 (Regelenergie). 74 Die BNetzA schreibt seit 2012 einen bundesweit einheitlichen Preis (reBAP) vor. Mit dem reBAP werden die Kosten verrechnet, welche den ÜNB durch den Abruf von Regelleistung zur Generierung einer bestimmten Ausgleichsenergiemenge entstehen. Technisch-wirtschaftliche Grundlagen der Stromwirtschaft Abschnitt 2.1 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 33 kreisabrechnung finden sich in den MaBiS 2.075. Die Anforderungen an den BKV steigen – nicht zuletzt aufgrund der zunehmenden Einspeisung volatiler erneuerbarer Energien – stetig. Zunehmende Fahrplanabweichungen erhöhen den Bedarf an Regelenergie und kurzfristigen Stromhandelsprodukten. Der Zugang zur Börse ist jedoch kostspielig und erfordert Know-how. Zur Internalisierung der Marktrisiken werden zunehmend Dienstleister in Anspruch genommen, die das Bilanzkreismanagement übernehmen. Mittels der, den Übertragungsnetzen nachgelagerten, engmaschigeren und weiter verzweigten Netzebenen erfolgt die physische Belieferung der Letztverbraucher mit Strom. Bis auf wenige Ausnahmen übernehmen die VNB diese Aufgabe. Ihre Verteilernetze werden größtenteils aus den Übertragungsnetzen, aber zunehmend auch aus dezentralen Erzeugungsanlagen gespeist. Sie weisen abschnittsweise Hoch-, größtenteils aber Mittel- und Niederspannungsbereiche auf. Betreiber dieser Netze sind häufig Stadtwerke, regionale oder kommunale Gesellschaften mit vergleichbarem Geschäftszweck und große EVU. Aufgabe jedes VNB ist der sichere und zuverlässige Betrieb seiner Netzanlagen zur Belieferung von Endkunden mit Strom. Die Kosten der physischen Belieferung werden dem Endkunden vom VNB für dessen eigene und alle vorgelagerten Netzebenen in Rechnung gestellt76. Der Zugang zu Verteilernetzen muss allen Lieferanten und Stromendverbrauchern diskriminierungsfrei gestattet werden. 2.1.3 Stromimport und -export Die Lage Deutschlands im Kern von Europa sowie seine führende Position bzgl. installierter Kraftwerksleistung, erzeugtem und verbrauchtem Strom markieren seine wichtige Rolle als Stromproduzent, Stromverbraucher und Handelspartner für grenzüberschreitende, innereuropäische Stromflüsse77. Der physikalische Stromaustausch erfolgt über die sog. Grenzkuppelstellen (auch Interkonnektoren genannt), die Teile der Übertragungsnetze sind. 2015 tauschte Deutschland mit neun Nachbarländern Stromflüsse aus (Dänemark, Niederlande, Luxemburg, Frankreich, Schweiz, Österreich, Tschechien, Polen, Schweden) und verbuchte einen Exportüberschuss von 51,8 TWh78. 75 BK 6, Mitteilung Nr. 8 zur Festlegung „Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom (MaBiS 2.0“) v. 04.06.2013, BK6-07-002. 76 Vgl. dazu unten Abschnitt 2.2.3 (Strompreis einschließlich Umlagen und Steuern). 77 Vgl. dazu auch Abschnitt 3.7.1 (Bedeutung der Grenzkuppelkapazitäten). 78 BMWi (2016): Zahlen und Fakten zum Strommarkt der Zukunft, abrufbar unter: https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Dossier/strommarkt-der-zukunft.html, Aufruf am 09.05.2017. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 34 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 2.1.4 Stromverbrauch Die Kundengruppen der Letztverbraucher lassen sich nach mehreren Kriterien klassifizieren. Das BKartA teilt die Kundengruppen in leistungsgemessene und nicht leistungsgemessene Kunden ein. Der Verbrauch leistungsgemessener Kunden wird durch eine registrierende Leistungsmessung (RLM) erfasst. Mit Hilfe der registrierenden Leistungsmessung lässt sich ein Lastgang ermitteln, der die Leistungsaufnahme des Verbrauchers über einen bestimmten Zeitraum im jeweiligen Zeitpunkt aufzeigt. Auf der Grundlage des registrierten Lastganges kann der Verbraucher auf sein Nutzungsverhalten abgestimmte Angebote von Lieferanten einholen und individuelle Strompreise für die Belieferung aushandeln. Aufgrund der mit der Leistungsmessung verbundenen Kosten bieten EVU die registrierende Leistungsmessung erst ab Verbräuchen oberhalb von 100.000 kWh/a an. Der Verbrauchsanteil der leistungsgemessenen Kunden an der gesamten durch Lieferanten abgegebenen Strommenge von 427 TWh79 betrug 2015 rund 62 %. Die Belieferung erfolgte an 361.000 Zählpunkten. Bezogen auf die Gesamtliefermenge, erfolgte die Belieferung von RLM-Kunden im Jahr 2015 zu 99,7 % über bilateral ausgehandelte Sonderverträge. Nur in Ausnahmen werden RLM-Kunden über den lokalen Grundversorgungstarif beliefert, wohingegen 31,6 % der Gesamtstromliefermenge über Sonderverträge mit dem jeweils lokalen Grundversorger80 abgewickelt wurden. Die mengenbezogene Lieferantenwechselquote erreichte im Jahr 2015 rd. 12,6 % (+1,6 % gegenüber 2014). Die Gruppe der nicht-leistungsgemessenen Kunden umfasst sämtliche Letztverbraucher, deren Stromnachfrage auf Basis eines synthetischen Standardlastprofils (SLP) als vereinfachte Verbrauchserfassung abgerechnet wird. Überwiegend handelt es sich dabei um Haushaltskunden und kleinere Gewerbekunden mit einem Jahresverbrauch von bis zu 100.000 kWh81. Ihr Anteil an der aus Verteilernetzen entnommenen Lieferantenmenge betrug 2015 161 TWh. Das synthetische SLP spiegelt das landesweite durchschnittliche Stromentnahmeverhalten von bestimmten Kundengruppen ohne RLM wider. Für die Berechnung des synthetischen SLP wird das Verbrauchsverhalten der Vergangenheit herangezogen, um daraus Verbrauchsprognosen für die Zukunft abzuleiten. Für geografisch eingegrenzte Entnahmegebiete können genauere Prognosen auf Basis von physikalischen Messungen erstellt werden. Die Erstellung dieser sog. analytischen Lastprofile erfordert einen höheren Aufwand und kommt insb. bei der Dimensionierung neuer Stromnetze zum Einsatz. 79 Vgl. hier und im Folgenden: BKartA (2016): Monitoringbericht 2016. 80 Grundversorger nach EnWG § 36 Abs. 1 Satz 1 ist das EVU in einem Netzgebiet, das die Mehrzahl der Haushaltskunden versorgt. 81 Gem. § 12 StromNZV. Technisch-wirtschaftliche Grundlagen der Stromwirtschaft Abschnitt 2.1 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 35 In Deutschland wurden im Jahr 2015 insgesamt über 600 TWh Strom verbraucht, wovon rd. 36 TWh auf den Eigenverbrauch der Erzeugungsanlagen82 und rd. 39 TWh auf den Transport und die Verteilung des Stroms sowie den Bedarf von Pumpspeicherkraftwerken zum Befüllen ihrer Speicher entfielen. Die folgende Tabelle schlüsselt die verbliebene Nettostrommenge von 530,7 TWh auf sechs übergeordnete Hauptverbraucherkategorien: TWh % Bruttostromerzeugung 651,8 100 Kraftwerkseigenverbrauch −35,6 5 Stromimportsaldo −51,8 8 Netzverluste, Pumpstromverbrauch und Nichterfasstes −33,8 6 Nettostromverbrauch im Inland 530,6 81 davon: Industrie* 245,5 46 Haushalte 132,0 25 Handel und Gewerbe 78,2 15 Öffentliche Einrichtungen 53,5 10 Landwirtschaft 9,7 2 Verkehr 11,7 2 * Bspw. sind für die Herstellung der folgenden Produkte besonders stromintensive Prozesse erforderlich: Aluminium, Stahl, Kupfer und Zink, Dämm- und Kunststoffe, Grundchemikalien, Papier und Karton, Glas, Glasfasern, Zement, Kalk, Gips und Keramik. Abb. 6: Strombilanz der Elektrizitätsversorgung in Deutschland (2015)83 Die Differenz zwischen der Nettostromverbrauchsmenge und der Gesamtliefermenge von rd. 103 TWh ist der Eigenversorgung mit Strom durch den Betrieb von Erzeugungsanlagen im unmittelbaren räumlichen Zusammenhang mit den Verbrauchseinrichtungen (und ohne Durchleitung des Stroms durch ein öffentliches Stromnetz) zuzuordnen. Einige Stromgroßverbraucher betreiben unternehmenseigene konventionelle Kraftwerke zur Strom- und Wärmeerzeugung. 82 Der Kraftwerkseigenverbrauch ist fast ausschließlich auf den Betrieb konventioneller Erzeugungsanlagen zurückzuführen. Betriebsnotwendige und energieintensive Prozesse sind bspw. das Vormahlen von Kohle, der Betrieb von Speisewasserkreisläufen und die Rauchgasreinigung. 83 AG Energiebilanzen e.V. (2016): Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2015. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 36 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander Der Nettostromverbrauch folgte in Deutschland seit 2010 tendenziell einem Abwärtstrend; die größten Rückgänge wurden im Industriesektor erzielt. Als Ursache gelten neben den Auswirkungen der Finanz- und Wirtschaftskrise auch die einsetzende Wirkung von implementierten Effizienzmaßnahmen innerhalb der Produktionsprozesse in Kombination mit einem industriellen Strukturwandel hin zu weniger energieintensiven Produktionsprozessen84. Aufseiten kleinerer (meist nichtgewerblicher) Verbraucher begründet sich die rückläufige Verbrauchsentwicklung der vergangenen Jahre durch (neu erlernte) Sparsamkeit aufgrund stark gestiegener Strompreise85 sowie der zunehmenden Verbreitung eines nachhaltigen Umweltgedankens. Als mögliche Gründe des erneuten Anstiegs im Jahr 2015 werden insb. die insgesamt kühle Witterung und eine weiter erstarkte Konjunktur gesehen86. Konjunktur und Stromverbrauch waren in den Statistiken der Vergangenheit eng miteinander korreliert. 2.2 Kostenstrukturen und Preise 2.2.1 Kosten der Stromerzeugung 2.2.1.1 Kapitalkosten Kapitalkosten sind in der Stromerzeugung im Kern auf die Investitionsausgaben für den Kraftwerksbau und die Bedienung des an die jeweilige Finanzierung geknüpften Kapitaldienstes (insb. Zinszahlungen für Darlehen) und Baunebenkosten zurückzuführen. Baunebenkosten werden häufig auch als Bauherreneigenleistung bezeichnet. Die Bauherreneigenleistung wird in Literaturangaben meistens pauschal als prozentualer Anteil der Investitionssumme für die fertige Anlage angegeben; sie variiert zwischen 5 % und 21 %87. Kapitalkosten stellen einen vom Kraftwerksbetrieb unabhängigen Fixkostenanteil dar. Wichtige Determinanten zur Bestimmung der Kapitalkosten sind neben den reinen Kosten für die Errichtung eines fertigen Kraftwerks, v.a. das Zinsniveau am Kapitalmarkt während der Bau- und Tilgungsphase, die standortabhängigen Kosten für das Baugrundstück und die Herstellung benötigter Infrastruktur sowie die Gebühren des Genehmigungsverfahrens und die Kosten der Erstinbetriebnahme. 84 BDEW – Entwicklung des Stromverbrauchs in Deutschland, Berlin, 11.03.2015. 85 Vgl. dazu unten Abschnitt 2.2.3 (Strompreis einschließlich Umlagen und Steuern). 86 Lt. Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e. V. – Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2015, Stand März 2016. 87 Schneider, Lambert: Stromgestehungskosten von Großkraftwerken: Entwicklungen im Spannungsfeld von Liberalisierung und Ökosteuern, Freiburg (1998), S. 15. Kostenstrukturen und Preise Abschnitt 2.2 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 37 Einen Vergleich der spezifischen Investitionskosten der gängigsten Kraftwerksarten im deutschen Strommarkt zeigen die nachfolgenden beiden Tabellen, unterteilt nach konventionellen und erneuerbaren Erzeugungstechnologien: Konventionelle Erzeugung Energieträger Kraftwerksart Mittlere elektrische Blockleistung Spezifische Investitionskosten [MWel brutto] [EUR/kWel] Braunkohle Dampfturbinenkraftwerk 950 1.800–1.900 Steinkohle Dampfturbinenkraftwerk 850 1.600–1.800 Erdgas Gasturbinenkraftwerk[1] 100 400–550 GuD-Kraftwerk[2] 400 700–1.000 BHKW[3] 10 rd. 650 Kernenergie Leichtwasserreaktor[4] 1.400 rd. 2.800 Wasser Laufwasserkraftwerk[6] 0,1–100 rd. 6.800 (Pump-) Speicherkraftwerk[6] 250 700–1.500 [1] Pequot Publishing Inc. – Gas Turbine World Handbook 2014–15, Volume 31: Simple Cycle Prices, S. 39 ff.; PwC-Erfahrungswerte. [2] Agentur für Erneuerbare Energien (2012): Studienvergleich – Investitionskosten erneuerbarer und fossiler Kraftwerke. [3] Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch e.V. (ASUE e.V.): ASUE-BHKW-Kenndaten 2014–2015. [4] Universität Stuttgart (2010): Wissel/Fahl/Blesl/Voß, Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung – Erzeugungskosten zur Bereitstellung elektrischer Energie von Kraftwerksoptionen in 2015. [5] BDW (2016): Wie hoch sind die Anschaffungs- und Betriebskosten von Wasserkraftwerken?, abrufbar unter: http://bit.ly/1Y8pQy2. [6] Prof. Dr.-Ing. Frank Pöhler, Geschäftsführer Bayerische Elektrizitätswerke GmbH, auf dem Bayerischen Energiedialog am 10.01.2015: Vortrag Pumpspeicher-Kraftwerke. Abb. 7: Spezifische Investitionskosten gängiger konventioneller Kraftwerksarten Schnellstartende Gasturbinenkraftwerke mit geringen spezifischen Investitionskosten können künftig für Regelenergiezwecke interessant sein. Über den zukünftigen Bedarf für den Zubau konventioneller Mittellastkraftwerke (Steinkohle- und GuD- Kraftwerke) lässt sich gegenwärtig nur schwer eine verlässliche Prognose abgeben. Durch den fortgeschrittenen Ausbau der erneuerbaren Erzeugungstechnologien und die vorrangige Einspeisung ihres erzeugten Stroms, herrscht bereits heute zu vielen Zeiten ein Überangebot an Strom aus diesen Kraftwerkstypen. Nach dem politisch Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 38 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander besiegelten Ausstieg aus der Kernenergie88 ist ein Neubau von Kernkraftwerken in Deutschland ausgeschlossen. Vor dem Hintergrund zentraler Klimaschutzziele gilt ein Folgeausstieg aus der braunkohlebasierten Stromerzeugung in absehbarer Zeit als ebenfalls annähernd sicher89. Die Refinanzierung der Investitionsausgaben für den Kraftwerksbau wird infolge sinkender Auslastungsquoten im Bereich der konventionellen Erzeugung zunehmend schwieriger, wodurch sich der Investitionsfokus infolge dieses (sich weiter selbstverstärkenden) Trends deutlich in Richtung der erneuerbaren Erzeugung verschoben hat. Die spezifischen Investitionskosten für in Deutschland typischerweise anzutreffende erneuerbare Erzeugungstechnologien weist die folgende Tabelle aus. Erneuerbare Erzeugung Energieträger Kraftwerksart Elektrische Nettoleistung Spezifische Investitionskosten [MWel] [EUR/kWel] Wind (onshore) Widerstandsläufer[1] 2 < P ≤ 8 1.100–1.500 Wind (offshore) Widerstandsläufer 3 < P ≤ 8 3.300–5.000 Solare Strahlung PVA (Aufdach)[2] ≤ 0,1 rd. 1.300 PVA (Freifläche)[3] 50–150 rd. 1.400 Biomasse Holzheizkraftwerke[4] 20 rd. 2.350 Biogas Biogasanlagen[5] 1 rd. 3.500 [1] PwC Berechnungen auf Basis von aktuellen Beobachtungen des deutschen Windmarktes, Kosten ohne Projektentwicklermarge, Stand: November 2016. [2] Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE: Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland auf Datenbasis des Bundesverbandes Solarwirtschaft e.V. (2016). [3] Internationales Wirtschaftsforum Regenerative Energien (IWR) (2013): Wert basiert auf den im Artikel zur „Eröffnung des Solarparks Neuhardenberg“ benannten Projektkosten von 200 Mio. EUR für eine Freiflächen-PV-Anlage mit Ppeak 145 MWel, abrufbar unter: http://www.iwr.de/news.php?id=22174, Aufruf am 21.11.2016. [4] Universität Stuttgart (2010): Wissel/Fahl/Blesl/Voß, Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung – Erzeugungskosten zur Bereitstellung elektrischer Energie von Kraftwerksoptionen in 2015. [5] Biogasanlage inkl. Fermenter, Biogaszwischenspeicher und BHKW zur Verstromung; Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. (FNR) (2014): Faustzahlen, abrufbar unter: https://biogas.fnr.de/daten-und-fakten/faustzahlen/, Aufruf am 26.10.2016. Abb. 8: Spezifische Investitionskosten gängiger EEG-Anlagenarten in Deutschland 88 Vgl. dazu unten Abschnitt 3.5.2 (Ausstieg aus der Kernenergieerzeugung). 89 Vgl. dazu unten Abschnitt 3.5.3 (Ausstieg aus der Stromerzeugung aus Kohle?). Kostenstrukturen und Preise Abschnitt 2.2 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 39 Im Bereich der erneuerbaren Erzeugungstechnologien ist die Stromerzeugung aus Windenergie an Land (onshore) die derzeitig günstigste Alternative. Die spezifischen Investitionskosten korrelieren dabei positiv mit der Bauhöhe der WE- Anlagen, die wiederum mit besseren Ertragsaussichten durch steigende mittlere Windgeschwindigkeiten in größerer Höhe in Verbindung steht. Die analoge Erzeugung auf See (offshore) ist deutlich kapitalintensiver und stark standortabhängig. Insb. sind die per Seekabel zu überbrückende Entfernung zum nächsten Stromnetzverknüpfungspunkt an Land und die baulich zu erfüllenden Anforderungen an die Anlagenfundamente auf See entscheidende Kostentreiber. Dank enormer Investitionskostenreduktionen von rd. 75 % im Zeitraum von 2006 bis 201690 rangieren PV-Anlagen gegenwärtig auf dem günstigen Niveau mittelgro- ßer WE-Anlagen. Durch die statisch im Vergleich zu WE-Anlagen unbedenkliche Erweiterungsoption von PV-Anlagen zur Leistungssteigerung in der Ebene ist bei größeren PV-Freiflächenanlagen durch bezugsseitige Skaleneffekte tendenziell noch eine Senkung der spezifischen Investitionskosten anzunehmen. Der Kapitalaufwand für Biomasse-Kraftwerke ist stark vom Anlagentyp abhängig. Entscheidend ist dabei, ob eine Vergärungsanlage zur Brennstofferzeugung, ein Brennstoffvorratsspeicher und ein Gasmotor Teil des Kraftwerks sind, oder ob der Stromerzeugung die Verbrennung eines Festbrennstoffs in einer Dampfkraftanlage zugrunde liegt. 2.2.1.2 Betriebskosten Zu den Betriebskosten summieren sich alle Kosten auf, die nach der Inbetriebnahme eines fertiggestellten Kraftwerks während seines Betriebs anfallen, exklusive der Kosten für Brennstoffe und CO2-Emissionen. Zu den erzeugungsunabhängigen fixen Betriebskosten gehören die Personal- und Versicherungskosten. Die Kosten der Wartung- und Instandhaltung entstehen teilweise abnutzungsbedingt im Zuge vermehrter Anlagenlaufzeit, sie verteilen sich daher auf die fixen und variablen Betriebskostenbestandteile. Die im Verbrauch von Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffen ursächlichen Kosten sind hingegen unmittelbar an die erzeugte Strommenge gekoppelt und somit reine variable Betriebskosten. Die nachfolgenden Tabellen weisen ungefähre Richtwerte für die Betriebskosten verschiedener Erzeugungstechnologien aus: 90 Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE (2016): Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland auf Datenbasis des Bundesverbandes Solarwirtschaft e.V. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 40 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander Konventionelle Erzeugung Erzeugungstechnologie Betriebskosten fix Betriebskosten variabel [EUR/kWel] [EUR/MWhel] GuD-Kraftwerk[1] rd. 19 rd. 2,0 Steinkohlekraftwerk rd. 35 rd. 4,0 Braunkohlekraftwerk rd. 39 rd. 4,4 Kernkraftwerk rd. 55 rd. 0,5 Wasserkraftwerk[2] rd. 3,5–5 % der Investitionskosten/a [1] Universität Stuttgart (2010), Wissel/Fahl/Blesl/Voß, Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung: Erzeugungskosten zur Bereitstellung elektrischer Energie von Kraftwerksoptionen in 2015, S. 7. [2] Bundesverband Deutscher Wasserkraftwerke (BDW) e.V. (2016): Wie hoch sind die Anschaffungs- und Betriebskosten von Wasserkraftwerken?, abrufbar unter: http://bit.ly/1Y8pQy2, Aufruf am 18.11.2016. Abb. 9: Fixe und variable Betriebskosten konventioneller Stromerzeugungstechnologien Erneuerbare Erzeugung Erzeugungstechnologie Durchschnittliche Betriebskosten Onshore-WE-Anlagen[1] Betriebsjahre 1–10: 22–25 EUR/MWhel Betriebsjahre 11–20: 25–29 EUR/MWhel Offshore-WE-Anlagen 130–180 TEUR/MWel/a PVA (Aufdach) rd. 39 EUR/kWel/a PVA (Freifläche) rd. 34 EUR/kWel/a [1] PwC Berechnungen auf Basis von aktuellen Beobachtungen des deutschen Windmarktes, Stand: November 2016. Abb. 10: Durchschnittliche Betriebskosten erneuerbarer Stromerzeugungstechnologien 2.2.1.3 Brennstoffkosten Zu den Brennstoffkosten eines Kraftwerks vereinen sich alle Kosten, welche mit der Beschaffung von Primärenergieträgern zur elektrischen Verstromung in Zusammenhang stehen. Darin eingeschlossen ist auch der Transport der Brennstoffe bis zum Ort ihrer Verwendung. Brennstoffkosten fallen nur in der konventionellen Stromerzeugung und beim Betrieb von Biomasse-Kraftwerken an. Über das proportionale Verhältnis von erzeugter Strommenge zur benötigten Brennstoffmenge planen Kraftwerksbetreiber ihren Brennstoffeinkauf und nutzen dabei ihre (begrenzten) Vorratskapazitäten als Pufferspeicher zur Beschaffungsoptimierung. Insb. Stein- Kostenstrukturen und Preise Abschnitt 2.2 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 41 kohle, Uran, Erdöl und Erdgas unterliegen als wirtschaftlich transportable Weltmarktgüter teilweise großen konjunkturellen Preisschwankungen im Verlauf des Nutzungszeitraumes eines Kraftwerks. Dieser Umstand erschwert die Wirtschaftlichkeitsanalysen solcher Kraftwerksarten im Vorfeld von Investitionsentscheidungen. Die nachfolgende Grafik verdeutlicht die Volatilität wichtiger Primärenergieträger im Zeitraum seit dem Jahr 2000 sowie die ebenfalls schwankungsbehaftete Preisentwicklung von CO2-Emissionszertifikaten (EUA)91: Abb. 11: Preisentwicklung wichtiger Primärenergieträger und von CO2- Emissionszertifikaten im Zeitraum von 2000 bis 201592 Braunkohle hat einen vergleichsweise hohen Wasseranteil und damit einen geringeren Energieinhalt pro Tonne. Aufgrund der resultierenden hohen spezifischen Transportkosten wird Braunkohle primär für eine lagerstättennahe Verstromung eingesetzt. Ein internationaler Handel von Braunkohle existiert kaum. Somit gibt es auch keinen Marktpreis. Relevant für die Braunkohlekosten in der Verstromung sind die Förderkosten. Der „Braunkohlepreis“ wird i.d.R. in langfristigen Verträgen zwischen dem Tagebaubetreiber und dem Braunkohlekraftwerksbetreiber geregelt. Die Brennstoffkosten für Biomasse-Anlagen sind zumeist an das lokale Angebot biogener (Abfall-)rohstoffe geknüpft, da die vergleichsweise geringe Energiedichte 91 Der Bedeutung der CO2-Emissionszertifikate widmet sich das anschließende Kapitel. 92 BAFA online (2016): Entwicklung des Grenzübergangspreises für Erdgas/Monatliche Entwicklung der Einfuhr von Rohöl/Drittlandskohlebezüge und durchschnittliche Preise frei deutsche Grenze für Kraftwerkssteinkohle; DEHSt online (2015): Emissionshandel in Zahlen, Stand 17.06.2015. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 42 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander längere Transportwege unwirtschaftlich werden ließe. Für ihre Beschaffung gibt es keine gemeinsamen (inter-) nationalen Märkte. Sie wird vermehrt kommunal oder genossenschaftlich organisiert, wodurch keine ausreichende Preistransparenz zur Ermittlung eines aussagekräftigen, flächendeckenden Marktpreises gegeben ist. 2.2.1.4 Kosten für CO2-Emissionen Mit Einrichtung des Europäischen Emissionshandelssystem (EU-ETS) wurde 2005 die Basis für eine Bepreisung klimaschädlicher Gase, darunter insb. CO2, innerhalb der EU sowie Norwegen, Liechtenstein und Island geschaffen93. Durch die Überwachung von ca. 12.000 stationären Emittenten erfasst das EU-ETS europaweit gegenwärtig rd. die Hälfte der CO2-Emissionen94. Das zugrundeliegende Oberziel ist dabei die Schaffung eines wirkungsvollen Anreizes zur langfristigen EU-weiten CO2- Emissionsreduktion in den Bereichen der Energiewirtschaft, der energieintensiven Industrie sowie der Luftfahrt. Mit der Einführung der sog. Emissionszertifikate (EUA) wurden große Emittenten von CO2, darunter auch Betreiber konventioneller Kraftwerke mit einer Feuerungsleistung ≥ 20 MW, progressiv dazu verpflichtet, sich über den börslichen Kauf von EUA an den externen Kosten der treibhausgasinduzierten Umweltauswirkungen (beschleunigter Klimawandel) zu beteiligen. Der Besitz einer EUA berechtigt zur Emission von einer Tonne CO2-Äquivalent95. Die Anzahl handelbarer EUA ist nach oben begrenzt (sog. Cap and Trade-Prinzip). Abhängig vom eingesetzten Brennstoff und dem Wirkungsgrad eines konventionellen Kraftwerks entsteht bei der Verbrennung des Brennstoffs pro erzeugte Output- Einheit an elektrischer Energie eine definierte Menge CO2. Die in die Atmosphäre emittierten Mengen werden in Deutschland von der Deutschen Emissionshandelsstelle (DEHSt) überwacht. Emissionshandelspflichtige Emittenten sind der DEHSt gegenüber nachweispflichtig (jährliche Emissionsberichte). Durch die Rückgabe erworbener EUA an die DEHSt (via speziellem Kontensystem), erfolgt eine monetäre Kompensation der negativen Umweltauswirkungen und gleichzeitig die Entwertung der EUA. In den Jahren 2015 und 2016 lag der Preis pro EUA bei 6,17 EUR/t CO2 bzw. 7,80 EUR/t CO2. Stromproduzenten, Lieferanten und Stromhändler wälzen diese Erzeugungsmehrkosten an die Letztverbraucher. Nach dem politischen Willen soll der EUA-Preis mittel- und langfristig steigen. Um Einsparungen auf der Emissionsseite weiter zu forcieren, wurde dafür bereits eine künstliche EUA- 93 Vgl. dazu auch Abschnitt 3.2 (Emissionshandel). 94 UBA (2015): Der Europäische Emissionshandel, abrufbar unter: http://bit.ly/1dv5JIG. 95 Um die Klimawirkung von weiteren innerhalb des EU-ETS erfassten klimaschädlichen Gasen einfacher quantifizieren zu können, wird diese rechnerisch auf diejenige von CO2 normiert. Entscheidend ist das sog. Global Warming Potential (GWP), das Treibhauspotenzial eines bestimmten Gases. Kostenstrukturen und Preise Abschnitt 2.2 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 43 Angebotsverknappung um 1,74 %/a, beginnend mit dem Jahr 2014, bis 2020 (insgesamt 21 % gegenüber 200596) vereinbart. Diese Regelung gilt für alle emissionshandelspflichtigen Sektoren. 2.2.2 Kosten der Stromübertragung und -verteilung 2.2.2.1 Netzentgelte Für Benutzung ihrer Netze (Stromdurchleitung) erheben die deutschen Stromnetzbetreiber von den Netznutzern Netzentgelte. Netznutzer sind private und gewerbliche Endkunden sowie Stromlieferanten97. Mit den Netzentgelten werden die Benutzung der Netzinfrastruktur, die Erbringung von Systemdienstleistungen (Frequenz- und Spannungshaltung, Betriebsführung), die Deckung von Stromnetzverlusten, die Messung und Abrechnung sowie mehrere Umlagen bezahlt98. Im Zuge des Unbundling wurde die Methodik zur Festlegung zulässiger Netzentgelte in der ab dem 29.07.2005 gültigen StromNEV erstmals gesetzlich geregelt. I.S. eines liberalisierten Strommarktes sollen die darin festgelegten Regularien einen diskriminierungsfreien Netzzugang und eine faire Preisbildung durch die Stromnetzbetreiber, deren Netzgebiete natürliche Monopole darstellen, garantieren. Jeder Stromnetzbetreiber (ÜNB und VNB) muss seine Netzentgelte online einsehbar vorhalten. Netzentgelte setzen sich grds. aus zwei Hauptpreiskomponenten zusammen. SLP- Kunden bis zu einer Jahresbezugsmenge von 100.000 kWh kann ein synthetisches Standard-Lastprofil (Erfahrungswerte der VNB) unterstellt werden. Der VNB erhebt von diesen Netzkunden einen pauschalen Grundpreis (EUR/a) und einen mit der entnommenen Strommenge multiplizierten spezifischen Arbeitspreis (Ct/kWh). Für RLM-Kunden (Jahresbezugsmenge i.d.R. oberhalb der vorgenannten 100.000 kWh- Grenze) werden ¼-h-Leistungsmessungen an der Entnahmestelle aus dem Stromnetz durchgeführt. Aus der Aneinanderreihung aller Messwerte eines Jahres ergibt sich die Bezugsstruktur eines RLM-Kunden, der sog. individuelle Lastgang. Dieser hat entscheidenden Einfluss auf die Gesamthöhe der Netzentgelte eines RLM-Kunden. Der Stromnetzbetreiber legt seine zum Stromtransport eingesetzten Betriebsmittel (z.B. Leitungen, Transformatoren, Schaltanlagen) anhand von Auswertungen aggregierter Lastgänge und daraus resultierenden gleichzeitigen Höchstlasten an bestimmten Punkten innerhalb seines Netzes (Lastflussanalyse) aus. Die repräsentativen Kosten der Vorhaltung ausreichend dimensionierter Betriebsmittel werden den RLM-Kunden in Form eines Leistungspreises in Rechnung gestellt (stellvertretend 96 DEHSt (2015): Emissionshandel und die Aufgaben der DEHSt, S. 8. 97 Vgl. dazu unten Abschnitt 7.3 (Handel und Beschaffung einschließlich Bilanzkreisverantwortliche). 98 Vgl. dazu unten Abschnitt 2.2.3 (Strompreis einschließlich Umlagen und Steuern). Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 44 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander für den Grundpreis bei SLP-Kunden). Dazu wird der spezifische Leistungspreis (EUR/kW*a) mit der Jahreshöchstlast der RLM-Kunden multipliziert, er bezieht sich auf den Zeitraum eines Kalenderjahres. Hinzu tritt ein rein von der Entnahmestrommenge abhängiger Arbeitspreisanteil (spezifisch in Ct/kWh). Teilweise wird ein zusätzliches Entgelt für die Bereitstellung von Blindleistung erhoben. Dieses spielt, wie auch die anfallenden Entgelte für Messung und Abrechnung, gegen- über den Arbeits- und Grund- oder Leistungspreisanteilen eine untergeordnete Rolle. Bestimmte Netzkunden können von vergünstigten Netznutzungskonditionen (sog. individuellen Netzentgelten99) profitieren100, sofern ihre Lastgänge ein atypisches, zugunsten der Netzstabilität besonders netzdienliches Entnahmeverhalten belegen. Hierfür muss innerhalb eines Kalenderjahres entweder sehr gleichmäßig eine Strommenge ≥ 10 GWh entnommen werden oder eine relative Reduktion der individuellen Höchstlast durch den RLM-Kunden zu Zeiten besonderer Netzbelastung101 gewährleistet sein. Die Festlegung der Netzentgelte beruht auf einer sog. Erlösobergrenze, die von der BNetzA oder der zuständigen LRegB für jeden Netzbetreiber auf Basis nachgewiesener betriebsnotwendiger Kosten berechnet und festgelegt wird. Die zugrundeliegenden Regularien sind durch die ARegV vorgegeben. Das ökonomische Grundprinzip der Anreizregulierung basiert darauf, Wettbewerb in natürlichen Monopolen zu simulieren und die Stromnetzbetreiber zu motivieren, stetig besser bzw. kostengünstiger zu wirtschaften und zu investieren. Ausgangspunkt für die Festlegung der Erlöse ist ein Effizienzvergleich der Netzbetreiber untereinander102. Ausgehend von den vorgegebenen Erlösen ist der Netzbetreiber motiviert, seine Kosten möglichst gering zu halten103. Im Zuge der Energiewende werden verschiedene weitere Finanzierungskosten auf die Letztverbraucher gewälzt. Die Stromnetzbetreiber wurden vom Gesetzgeber ermächtigt, zusätzlich zu den Netzentgelten gewisse verbrauchsabhängige Umlagen von ihren Netznutzern einzuziehen und abzuführen104. 99 Gem. § 19 Abs. 2 Satz 1 und 2 StromNEV. 100 Die Reduktion kann bis zu 80 % gegenüber den regulär zu zahlenden Nutzungsentgelt ausmachen. 101 Diese sog. Hochlastzeitfenster werden individuell durch den Stromnetzbetreiber auf Basis seiner Netzbelastung in der Vergangenheit ermittelt und veröffentlicht. 102 BNetzA, Anreizregulierung von Strom- und Gasnetzbetreibern: Das Prinzip des simulierten Wettbewerbs, abrufbar: http://bit.ly/2p5Hwzx. 103 Vgl. PwC (Hrsg.), Regulierung in der deutschen Energiewirtschaft, 4. Aufl. Band I, Regulierung in der deutschen Energiewirtschaft, Abschnitt 7.3.1; S. 321. 104 Auf diese Preisbestandteile wird in Abschnitt 2.2.3 (Strompreis einschließlich Umlagen und Steuern) näher eingegangen. Kostenstrukturen und Preise Abschnitt 2.2 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 45 2.2.2.2 Einflussfaktoren auf die Netzentgelte Infolge der Einführung regulierter Stromnetzentgelte im Jahr 2005 sanken die Netzentgelte in Deutschland zunächst durch die neugeschaffenen Anreize zu mehr Effizienz im Netzbetrieb und den Abbau von volkswirtschaftlich unerwünschten Monopolrenditen. Seit 2012 ist ein erneuter, stetiger Anstieg zu verzeichnen. Als Hauptursachen gelten allgemein Investitionen in den Netzausbau und ein steigender Dienstleitungsbedarf zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit105 auf Seiten der ÜNB. So entrichteten bspw. Haushaltkunden bis 3.500 kWh/a 2015 durchschnittlich 6,51 Ct/kWh, Gewerbekunden mit Abnahmefall durchschnittlich 50 MWh/a 5,77 Ct/kWh und Industriekunden im Abnahmefall durchschnittlich 24 GWh/a 2,12 Ct/kWh106. Verschiedene Faktoren bedingen regionale Unterschiede in der Höhe der Netzentgelte. Dabei spielen sowohl klassische Prinzipien der Netzwerkökonomie (Kostenvorteil bei hoher Nutzer- bzw. Netzdichte) als auch konjunkturelle (Kostenvorteil bei hoher Netzauslastung insb. durch Industriebetriebe) und betriebswirtschaftliche Phänomene (hohe bilanzielle Abschreibungskosten neuerer Stromnetzkomponenten in den neuen Bundesländern) sowie im Speziellen die Anforderungen der Energiewende gewichtige Rollen. Außerdem werden zunehmend (relativ kleinere) dezentrale Erzeugungsanlagen in die bestehenden Netze integriert107. Längere Leitungswege verursachen dabei überwiegend im Norden – aufgrund der für Windenergienutzung guten Standortbedingungen – durch die dortige überdurchschnittliche WE-Anlagendichte erhöhte Kosten. Weiteren Einfluss haben attraktive Stromeigenversorgungsmodelle, bei denen der erzeugte Strom erst gar nicht in das öffentliche Stromnetz eingespeist, sondern erzeugungsnah direkt verbraucht wird. Im Fall dezentraler Einspeisung kann der Einspeiser zudem die Erstattung vermiedener Netzentgelte108 wegen Nichtbenutzung überlagerter Spannungsebenen geltend machen. Diese für die Einnahmen der Netzbetreiber tendenziell unvorteilhaften Entwicklungen müssen von den Letztverbrauchern in Form erhöhter Netzentgelte kompensiert werden. 105 Siehe auch unten Abschnitt 3.6 (Versorgungssicherheit). 106 BNetzA (2016): Mengengewichtete Standardfälle gem. Monitoringbericht 2015, S. 114/115. 107 Vgl. dazu oben Abschnitt 2.1.1.2 (Erneuerbare Stromerzeugung). 108 Vgl. PwC, (Hrsg.), Regulierung in der deutschen Energiewirtschaft, 4. Aufl. Band I, Abschnitte 7.3.2, S. 348 und.7.3.4.1, S. 371. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 46 Liebaug/Sinagowitz/Schantey Die höchsten Netzentgelte werden gegenwärtig in ländlichen Regionen des deutschen Nordens und Ostens erhoben. Stadtregionen im Süden und Westen bilden das günstige Pendant. Im NEP 2024 und dem Offshore-Netzentwicklungsplan (O-NEP) 2024 prognostiziert die BNetzA Kosten von rd. 18 Mrd. EUR bzw. 15 Mrd. EUR für den mittelfristigen Ausbau der Übertragungsnetze109, um einen sicheren Betrieb im Zieljahr 2024 garantieren zu können. Die projektierten Hauptmaßnahmen verlaufen darin vertikal entlang der Nord-Süd-Korridore und sollen einen bedarfsgerechten Belastungsausgleich zwischen den Erzeugungszentren aus Wind im Norden und Sonne im Süden herstellen. Die Auswirkungen des Netzausbaus auf den Strompreis lassen sich derzeit nur sehr vage quantifizieren. 2.2.3 Strompreis einschließlich Umlagen und Steuern Strompreise in Deutschland setzen sich aus 10 verschiedenen Bestandteilen zusammen. Gut die Hälfte (54 %) des vom Haushalts- oder Industriekunden zu zahlenden Strompreises besteht aus Umlagen und Steuern. Die Strompreise steigen seit Jahren tendenziell an110. 2.2.3.1 Welche Umlagen und Steuern werden erhoben? Im Jahr 2000 setzte sich der Haushaltsstrompreis aus insgesamt sechs Bestandteilen zusammen. Der Anteil der staatlich veranlassten Umlagen lag bei 37 %. Knapp zwei Drittel des Strompreises konnte der Strombeschaffung, dem Vertrieb und den Netzkosten zugeordnet werden. Im gleichen Jahr bestand der Strompreis für Industriekunden aus fünf Bestandteilen, davon knapp 9 % Abgaben und Umlagen. Die folgende Abb. zeigt die Entwicklung der Strompreise für Haushalte und Industriekunden von 2000 bis 2016 sowie die enthaltenen Bestandteile: 109 BNetzA, Was kostet der Netzausbau? Stand v. 04.09.2015, ohne Berücksichtigung möglicher Mehrkosten durch Erdverkabelung oder andere nicht-konventionelle Technologien, abrufbar unter: http://bit.ly/2pUCkTb. 110 Vgl hier und im Folgenden: BDEW (2016): BDEW-Strompreisanalyse Mai 2016 – Haushalte und Industrie, S. 12 ff. Kostenstrukturen und Preise Abschnitt 2.2 Liebaug/Sinagowitz/Schantey 47 Abb. 12: Entwicklung der Strompreise für Haushalts- und Industriekunden seit 2000111 Die Grafik verdeutlicht zum einen, dass der Strompreis für Haushaltskunden (bezogen auf einen Jahresverbrauch von 3.500 kWh) im Laufe der letzten 16 Jahre stetig angestiegen ist. Ein leichter Rückgang ist seit 2015 zu verzeichnen. Von 2000 bis 2014, mit dem bislang höchsten Strompreis für Haushaltskunden von 29,14 Ct/kWh, ist der insgesamt zu zahlende Strompreis um 110 % gestiegen. Zum anderen ist ersichtlich, dass der Anstieg des Gesamtpreises insb. auf den stetig gewachsenen Block der Umlagen und Steuern zurückzuführen ist. Der Anteil des Strompreises, der auf Beschaffung, Netzentgelt und Vertrieb entfällt, ist hingegen unterproportional gestiegen und schwankt seit einigen Jahren um 14 Ct/kWh. Für die Industriekunden zeigt das Diagramm grds. die gleiche Entwicklung (unterstellter Jahresverbrauch zwischen 0,16 GWh und 20 GWh, Mittelspannung, Abnahmefälle: Zwischen 100 kW/1.600 Vbh und 4.000 kW/4.000 Vbh). Der Gesamtstrompreis liegt allerdings deutlich unter dem Preis für Haushaltskunden. Die folgende Tabelle zeigt, welche Umlagen und Steuern in Deutschland auf den Strompreis erhoben werden: 111 BDEW (2016): BDEW-Strompreisanalyse Mai 2016 – Haushalte und Industrie, S. 12 ff. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 48 Liebaug/Sinagowitz/Schantey Bezeichnung erhoben seit Haushaltskunden Industriekunden Konzessionsabgabe[1] 1941 X X EEG-Umlage[2] 2000 X X KWKG-Umlage 2000 X X § 19 StromNEV-Umlage 2012 X X Offshore-Haftungsumlage 2013 X X AbLaV-Umlage 2014 X X Stromsteuer 1999 X X Umsatzsteuer 1968 X –[3] [1] Gem. Anordnung über die Zulässigkeit von Konzessionsabgaben der Unternehmen und Betriebe zur Versorgung mit Elektrizität, Gas und Wasser an Gemeinden und Gemeindeverbände v. 04.03.1941 (RAnz 1941, Nr. 57, 120). [2] Ursprüngliche Einführung einer Umlage zur Finanzierung der Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien mit der Urfassung des EEG zum 01.04.2000. Mit Erlass der AusglMechV trat zum 01.01.2010 eine Änderung in Kraft, nach welcher diese Umlage in ihrer jährlich veränderlichen Höhe bundesweit vereinheitlicht wurde und fortan als EEG-Umlage bezeichnet wird. [3] Vorsteuerabzug Abb. 13: Umlagen und Steuern auf den Strompreis Den o.g. verschiedenen Umlagen liegen jeweils Gesetze und Rechtsverordnungen zugrunde, auf welche an dieser Stelle nicht vertiefend eingegangen wird112. Haushalte und Industrieunternehmen unterliegen grds. den gleichen Abgabenlasten. Die durchschnittlich zu zahlende Höhe der Umlagen ist jedoch für die Industrieunternehmen in Deutschland aufgrund zahlreicher beanspruchbarer Entlastungsmechanismen geringer als für die deutschen Haushalte. Die untenstehende Tabelle zeigt, wie hoch die im Jahr 2016 durchschnittlich gezahlten Umlagen und Steuern jeweils für Haushalte (unterstellter Jahresverbrauch von 3.500 kWh) und Industrieunternehmen (unterstellter Jahresverbrauch zwischen 0,16 GWh und 20 GWh, Mittelspannung, Abnahmefälle: zwischen 100 kW/1.600 Vbh und 4.000 kW/4.000 Vbh) sein wird: 112 Siehe dazu PwC (Hrsg.) Regulierung in der deutschen Energiewirtschaft, 4. Aufl. 2015, Kap. 8. Kostenstrukturen und Preise Abschnitt 2.2 Liebaug/Sinagowitz/Schantey 49 Bezeichnung Haushaltskunden Industriekunden Differenz [Ct/kWh] [Ct/kWh] [Ct/kWh] Konzessionsabgabe 1,66 0,110 −1,550 EEG-Umlage[1] 6,354 6,354 0 KWKG-Umlage 0,445 0,280 −0,165 § 19 StromNEV-Umlage 0,378 0,240 −0,138 Offshore-Haftungsumlage 0,040 0,030 −0,010 AbLaV-Umlage[2] 0 0 0 Stromsteuer 2,050 1,537 −0,513 Umsatzsteuer 4,590 0,000 −4,590 [1] Vergünstigungen der EEG-Umlage, die in der Betrachtung teilweise auch enthaltenen privilegierten Industriekunden im Rahmen der Besonderen Ausgleichsregelung zugutekommen, sind im ausgewiesenen Wert nicht berücksichtigt. [2] Die AbLaV-Umlage betrug 2016, anders als in den Vorjahren, null. Abb. 14: Höhe der durchschnittlich zu zahlenden Umlagen im Vergleich (2016)113 Die Übersicht zeigt, dass Industrieunternehmen deutlich niedrigere Umlagen zahlen. Dabei ist zu beachten, dass in diese Betrachtung lediglich Unternehmen eingegangen sind, die höchstens 20 GWh Strom verbrauchen. Ein privilegiertes Industrieunternehmen hat in Deutschland im Durchschnitt einen Stromverbrauch von rd. 50 GWh/a. Würden alle Industrieunternehmen in die obige Betrachtung eingeschlossen, würden die Umlagen für Industrieunternehmen, insb. die EEG-Umlage, niedriger ausfallen. Um die bestehenden Entlastungsmöglichkeiten in Anspruch nehmen zu können, müssen die Unternehmen verschiedene Voraussetzungen erfüllen. 2.2.3.2 Struktur der Preisbestandteile und Einflussgrößen Im Folgenden werden die einzelnen Preisbestandteile und ihre Einflussgrößen erläutert. Dabei sollen zunächst die äußeren Gründe für die Höhe bestimmter Preisbestandteile beleuchtet werden. Im Anschluss wird für jeden Bestandteil dargestellt, ob verbraucherseitige Reduzierungsmöglichkeiten bestehen. Kosten für Beschaffung und Vertrieb Der Preisbestandteil für Beschaffung, Netzentgelt und Vertrieb ist für Haushaltskunden von knapp 9 Ct/kWh im Jahr 2000 auf rd. 14 Ct/kWh im Jahr 2009 gestie- 113 BDEW (2016): BDEW-Strompreisanalyse Mai 2016 – Haushalte und Industrie, S. 23 ff. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 50 Liebaug/Sinagowitz/Schantey gen114. Seit 2009 schwankt die Höhe dieses Preisbestandteils zwischen 13 und 14,5 Ct/kWh. Die Netzentgelte werden seit 2006 (geregelt durch die Unbundling- Richtlinien der EU) durch die Netzbetreiber erhoben und sind getrennt von den Kosten für Beschaffung und Vertrieb zu betrachten. Der Preisbestandteil, der die Kosten für Beschaffung und Vertrieb abdecken soll, wird maßgeblich durch die Börsenstrompreise beeinflusst. Industrieunternehmen zahlen einen deutlich niedrigeren Preis für die Beschaffung, die Netzentgelte und den Vertrieb115. Im Jahr 2000 betrugen die Kosten für diesen Preisbestandteil rd. 5 Ct/kWh. Bis 2008 stieg der Preis auf den bisherigen Höchststand von rd. 11 Ct/kWh. Seit dieser Zeit sinkt der Preisbestandteil und schwankt zwischen 7 und 9 ct/kWh. Die Netzentgelte werden für Industrieunternehmen nicht als separater Preisbestandteil erfasst. Die nachfolgende Darstellung zeigt die Entwicklung des Börsenstrompreises seit August 2008 (Terminmarkt: Monats-Futures Baseload): Abb. 15: Entwicklung des Börsenstrompreises (Phelix Future Base) seit August 2003 Die Entwicklung des Preisbestandteils für Beschaffung und Vertrieb läuft demnach grds. parallel zur Entwicklung der Börsenstrompreise. Die Endkundenpreise reagieren zumeist nicht unmittelbar auf Schwankungen, da die Versorger ihren für den Vertrieb benötigten Strom i.d.R. im Zeitraum von rd. drei Jahren vor der physischen 114 BDEW (2016): BDEW-Strompreisanalyse Mai 2016 – Haushalte und Industrie, S. 7 ff. 115 Gründe hierfür sind u.a. die Entnahme des Stroms aus höheren Netzspannungsebenen, geringere Vertriebsmargen, Mengenrabattierungen etc. Kostenstrukturen und Preise Abschnitt 2.2 Liebaug/Sinagowitz/Schantey 51 Erfüllung tranchenweise beschaffen und dadurch eine Preisglättung herbeigeführt wird. Auf den Preisbestandteil des Strompreises, der auf Beschaffung und Vertrieb entfällt, haben die Endverbraucher letztlich keinen Einfluss. Der Versorger legt fest, wie hoch dieser Preisbestandteil ist. Einzig die Möglichkeit eines Versorgerwechsels kann als Einflussmöglichkeit betrachtet werden. Steuern Elektrische Energie wird seit dem 01.04.1999 mit einer Stromsteuer belegt. Der Regelsteuersatz beträgt seit dem 01.01.2003 2,05 Ct/kWh116. Die Stromsteuer wird beim Versorger erhoben und auf den Endkunden abgewälzt. Die Steuereinnahmen insgesamt beliefen sich im Jahr 2015 auf rd. 6,6 Mrd. EUR117.Während das Stromsteuergesetz für Haushaltskunden keine Ermäßigungs- oder Befreiungstatbestände vorsieht, können Industriekunden die durch die Stromsteuer verursachte Steuerlast reduzieren. Unternehmen des produzierenden Gewerbes können unter bestimmten Voraussetzungen die Steuerentlastungen der §§ 9a, 9b und 10 StromStG in Anspruch nehmen. Der durchschnittlich von Industrieunternehmen gezahlte Steuersatz beträgt so lediglich 1,535 Ct/kWh. Die Entlastung geschieht rückwirkend, d.h. das Unternehmen muss nachweislich versteuerten Strom verbraucht haben. Die Entlastung gem. § 9b StromStG kann von jedem Unternehmen des produzierenden Gewerbes genutzt werden. Das Unternehmen muss versteuerten Strom für betriebliche Zwecke entnommen haben. Die Steuerentlastung beträgt dann 0,513 Ct/kWh. Weitere Umlagen Die weiteren Umlagen, die – wie oben erläutert – einen großen Strompreisbestandteil bilden, speziell die EEG-Umlage, die KWKG-Umlage, die Offshore- Haftungsumlage und die § 19 StromNEV-Umlage, sind für Haushaltskunden nicht beeinflussbare Größen. Diese vier Umlagen dienen jeweils dazu, ein umweltpolitisches Ziel zu erreichen. Die EEG-Umlage wird den Letztverbrauchern berechnet, um die Lasten des Ausbaus der erneuerbaren Energien gerecht auf alle Verbraucher zu verteilen. Die Höhe der EEG-Umlage wird jährlich für das nächste Jahr von den ÜNB errechnet und veröffentlicht. Eine wichtige Einflussgröße ist die EEG-Förderung, die voraussichtlich für produzierte und eingespeiste EEG-Strommengen gezahlt wird. Da die EEG- Umlage für stromintensive Unternehmen eine große Kostenbelastung darstellt und 116 BMF (2014): Entwicklung der Energie- (vormals Mineralöl-) und Stromsteuersätze in der Bundesrepublik Deutschland, abrufbar unter: http://bit.ly/2pZUiU6, Aufruf am 27.10.2016. 117 BMF (2016): Steuereinnahmen (ohne reine Gemeindesteuern) nach Steuerarten, Stand: 27.01.2016, abrufbar unter: http://bit.ly/2oJYe6x. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 52 Liebaug/Sinagowitz/Schantey somit Unternehmen, die in Deutschland produzieren, gegenüber Unternehmen im europäischen Ausland benachteiligt sind, hat der Gesetzgeber die Möglichkeit geschaffen, die zu zahlende EEG-Umlage für Unternehmen bestimmter Wirtschaftszweige und unter Erfüllung bestimmter Voraussetzungen zu begrenzen. Durch die Begrenzung der EEG-Umlage für große Stromverbraucher steigt in Folge die Höhe der EEG-Umlage für die nicht privilegierten Letztverbraucher. Ein Unternehmen muss nach § 64 Abs. 1 EEG 2017 in erster Linie die folgenden Kriterien erfüllen, um eine Begrenzung der EEG-Umlage beantragen zu können: Das Unternehmen muss zu einem der festgelegten Wirtschaftszweigen gehören, das Unternehmen muss im letzten Geschäftsjahr an einer Abnahmestelle mind. 1 GWh umlagepflichtigen Strom selbst verbraucht haben und seine Stromkostenintensität (maßgebliche Stromkosten anteilig an seiner Bruttowertschöpfung) muss im gleichen Geschäftsjahr mind. 14 % (in bestimmten Branchen 29 %) betragen haben. Die KWKG-Umlage wird seitens der Stromnetzbetreiber gegenüber Letztverbrauchern erhoben, um die Kosten umzuwälzen welche den Stromnetzbetreibern durch die Förderung von Kraft-Wärme-Kopplungs- und Kraft-Wärme-Kälte-Kopplungs- Anlagen, Wärme- und Kältenetzen sowie Wärme- und Kältespeichern entstehen. Die Offshore-Haftungsumlage wird ebenfalls von den Netzbetreibern bei Letztverbrauchern erhoben, um die zusätzlichen Kosten zu decken, die den Netzbetreibern dadurch entstehen, dass diese den Betreibern von WE-Anlagen auf See eine Entschädigung zahlen, sobald die WE-Anlagen betriebsbereit sind, jedoch keinen Strom ins Netz einspeisen können. Die § 19 StromNEV-Umlage wird vom Netzbetreiber erhoben, um die Kosten auszugleichen, die aufgrund von individuellen Vereinbarungen über zu zahlende (reduzierte) Netzentgelte mit Stromverbrauchern entstehen. Unternehmen des produzierenden Gewerbes können die Höhe dieser Umlagen ebenfalls begrenzen. Dazu musste das Unternehmen bisher gegenüber dem Netzbetreiber den Nachweis erbringen, dass die Stromkosten im Verhältnis zum Umsatz des Unternehmens mind. 4 % ausmachen. Im Zuge der KWKG-Novelle118 wurde dieser Nachweis abgelöst. Die Begrenzung der Umlagen ist ab dem Jahr 2017 daran geknüpft, ob das Unternehmen bereits bei der EEG-Umlage privilegiert ist. 118 Vgl. Fn. 56; zum RegE v. 19.10.2016, abrufbar unter: http://bit.ly/2p6ol8C, Aufruf am 15.4.2017. Preisbildung auf dem deutschen Strommarkt Abschnitt 2.3 Dütsch/Sänger 53 Die Konzessionsabgabe ist in ihrer Höhe von der Größe (Einwohnerzahl) der jeweiligen Stadt bzw. Gemeinde abhängig. Die Konzessionsabgabe wird den Letztverbrauchern für die Nutzung öffentlicher Verkehrswege für die Verlegung von Leitungssystemen der Stadt bzw. Gemeinde in Rechnung gestellt. Die Konzessionsabgabe kann von Haushaltskunden ebenfalls nicht beeinflusst werden. Sondervertragskunden können eine Befreiung von der Zahlungspflicht erwirken. Dazu muss gegenüber dem Netzbetreiber der Nachweis erbracht werden, dass der gezahlte durchschnittliche Strompreis unter dem seitens der Netzbetreiber ermittelten und veröffentlichten Grenzpreises liegt. Die obigen Ausführungen zeigen, dass Einflussmöglichkeiten der Letztverbraucher auf die Höhe der zu zahlenden Stromkosten vorhanden sind. Industriekunden und Sondervertragskunden, kurz stromintensive Unternehmen, erfüllen die gesetzlich geforderten Voraussetzungen zur Begrenzung gewisser Kostenbestandteile im Gegensatz zu Haushaltskunden mit einer höheren Wahrscheinlichkeit. Haushaltskunden haben außer dem Versorgerwechsel kaum eine Möglichkeit, ihren Strompreis zu beeinflussen, es sei denn, sie produzieren ihren Strom (teilweise) selbst. Die nicht privilegierten Kunden – i.d.R. die Haushaltskunden – tragen die den Unternehmen gewährten Privilegierungen mit. 2.3 Preisbildung auf dem deutschen Strommarkt 2.3.1 Die unterschiedlichen Preisbildungsmechanismen Auf dem Strommarkt gelten einerseits die Spielregeln des Marktes, andererseits greifen die staatlichen Behörden und der Gesetzgeber in die Preisbildung ein. Aus vielen verschiedenen Kraftwerken kommt der Strom zunächst als Handelsware an den Großhandelsmarkt. Handelsplätze in Deutschland sind die EEX in Leipzig und der freie Handel. Das Angebot der Stromproduzenten trifft auf die Nachfrage weiterverteilender Versorgungsunternehmen, Stromhändler, industrieller Großkunden und Banken. Die nachstehende Abb. gibt einen Überblick über die relevanten Märkte und Produkte119: 119 Konstantin, P., Praxisbuch Energiewirtschaft – Energieumwandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt, 3. Aufl. 2013, S. 48. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 54 Dütsch/Sänger Abb. 16: Arten von Produkten und Geschäften (inkl. OTC) (eigene Darstellung) 2.3.1.1 Over The Counter (OTC-Handel) Der OTC-Handel bezeichnet grds. den außerbörslichen Handel mit Strom. Dies bedeutet, dass die Marktakteure den Stromhandel bilateral abwickeln, der Handel erfolgt sozusagen „Über den Tresen“ („Over the Counter“). OTC-Geschäfte werden überwiegend telefonisch oder über elektronische Handelsplattformen (z.B. ICAP, GFI Group, Tullet Prebon) von Maklern (Brokern) getätigt. Heute wird ein Großteil des gehandelten Stromes am bilateralen OTC-Markt gehandelt, was vielerlei Gründe hat: Durch den direkten und bilateralen Austausch zwischen Handelsteilnehmern ist es möglich, individuell zugeschnittene Kontrakte und Kontraktspezifikationen auszuhandeln. Beim OTC-Handel können die Handelsteilnehmer schnell auf Kursschwankungen reagieren, da im Gegensatz zum Börsenhandel keine festen Handelszeiten bestehen. Zudem fallen i.d.R. keine Entgelte oder Gebühren an (bis auf die Gebühren eines Maklers, falls ein solcher die Transaktion vermittelt hat), die beim Handel an der Börse entrichtet werden müssen. Die Einschaltung eines Maklers erlaubt es, dessen Erfahrungen zu nutzen und Transaktionskosten zu senken. Preisbildung auf dem deutschen Strommarkt Abschnitt 2.3 Dütsch/Sänger 55 Risiken beim OTC-Handel liegen – neben allgemeinen Marktrisiken – insb. im Kontrahentenausfall- und Zahlungsrisiko. Bspw. besteht das Risiko, dass ein Handelsteilnehmer seinen Lieferverpflichtungen nicht nachkommen kann; das Ausfallrisiko trägt dann der Vertragspartner. Des Weiteren besteht die Gefahr, dass ein Vertragspartner während oder nach erfolgter Lieferung mit seinen Zahlungen in Rückstand gerät oder sogar ganz ausfällt (z.B. aufgrund von Zahlungsunfähigkeit oder Insolvenz). Insgesamt ist der OTC-Handel gegenüber dem Börsenhandel weniger transparent (bspw. werden keine Orderbücher geführt) und nicht so stark reguliert120. Eine Möglichkeit, die Risiken des OTC-Handels zu minimieren, bietet die ECC, die auch die Abwicklung von OTC-Geschäften über ihre Clearing-Stelle anbietet. 2.3.1.2 Börsenhandel Die Deckung der nicht über den OTC-Handel gedeckten Stromnachfrage erfolgt über die Spot- und Terminmärkte der EEX, an deren Handelsgeschäften die Mehrheit der europäischen Länder beteiligt ist. Der Handel mit Strom an Börsen gewann insb. durch die Liberalisierung des Energiemarktes an Bedeutung. So entstanden die ersten Strombörsen in Skandinavien (Gründung Nordpool im Jahr 1996) und in Deutschland (Gründung EEX im Jahr 2000 – Fusion mit der LPX im Jahr 2002). Die in Leipzig ansässige EEX ist der für Deutschland und Europa relevante Börsenplatz. An ihr partizipieren inzwischen über 200 Börsenteilnehmer aus 19 Ländern. Seit Januar 2015 ist die EEX auch Mehrheitsaktionär der französischen Strombörse Powernext AG. Zum Tagesgeschäft der EEX zählt der langfristige Terminhandel, wohingegen der kurzfristige Spothandel 2008 in die EPEX Spot als 50%-ige Tochtergesellschaft der EEX AG und Powernext AG ausgegründet wurde. Inzwischen wird die EPEX Spot zu 51 % von der EEX- Gruppe sowie zu 49 % von der HGRT-Holding – einem Zusammenschluss der Übertragungsnetzbetreiber RTE, TenneT und Elia – gehalten121. Das Volumen des Terminmarktes hat sich von rd. 910 TWh im Jahr 2012 auf rd. 1.750 TWh im Jahr 2015 nahezu verdoppelt, parallel dazu hat sich auch das 120 Bspw. gelten die regulatorischen Vorgaben aus der Finanzmarktrichtlinie (Richtlinie 2004/39/EG des Europäischen Parlaments und des Rates v. 21.04.2004 über Märkte für Finanzinstrumente – MiFID I) für geregelte Märkte (Börsen) und multilaterale Handelssysteme (MTF), an denen Finanzinstrumente gehandelt werden, nicht aber für Geschäfte im Rahmen des bilateralen OTC-Handels. An dieser Stelle erlauben wir uns jedoch den Hinweis, dass auch für den OTC-Handel, soweit dieser als außerbörslicher Handel verstanden wird und – statt an einer Börse – über eine Brokerplattform erfolgt, entsprechende regulatorische Vorgaben gelten, wenn und soweit die Brokerplattform als MTF zu qualifizieren ist. 121 EPEX SPOT online (2016): Geschichte von EPEX SPOT, abrufbar unter: https://www.epexspot.com/de/Unternehmen/Geschichte_von_EPEX_SPOT_new. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 56 Dütsch/Sänger Handelsvolumen am Spotmarkt seit 2012 um rd. 15 % auf 300 TWh im Jahr 2015 erhöht. In beiden Märkten zusammengenommen entsprach das Handelsvolumen in etwa der 3,4-fachen inländischen Stromverbrauchsmenge von rd. 600 TWh. Zwei gegenläufige Entwicklungen waren dabei zu beobachten: Der Anteil des Spotmarkt- Handelsvolumens am Gesamthandelsvolumen von Spot- und Terminmarkt sank innerhalb der letzten Jahre (2012: 28 %, 2015: 17 %), während die Umsatzerlöse des Spotmarktes in demselben Zeitfenster stetig stiegen. Erwirtschaftete der Spotmarkt 2015 bereits rd. 44 % der gesamten Erlöse der Stromsparte der EEX im deutsch- österreichischen Marktgebiet, so lag er 2012 noch bei 19 %122. Diese Entwicklung ist insb. durch die wachsende Notwendigkeit kurzfristig verfügbarer Ausgleichsenergie infolge nicht gedeckter Erzeugungsprognosen aufgrund fluktuierender EEG- Erzeugung zu erklären. Damit einhergehen Preisspitzen durch Verknappung und die Inanspruchnahme flexibler Alternativerzeugungskapazitäten (z.B. Gaskraftwerke). Der Spotmarkt (EPEX Spot) dient dem Handel mit kurzfristig lieferbaren, physisch zu erfüllenden Strommengen für Deutschland/Österreich, der Schweiz und Frankreich; seit 2016 zählt auch Luxemburg zu diesem Gebiet. Auf dem Spotmarkt können kurzfristig auftretende Differenzen zwischen Erzeugung und Verbrauch ausgeglichen werden. Neben dem Day-Ahead-Markt existiert seit Juli 2007 mit dem Intraday-Markt zusätzlich die Möglichkeit, Strom am Liefertag selbst zu handeln. Der Intraday Handel stellt grds. die letzte Möglichkeit dar, um kurzfristige Schwankungen (z.B. bei Kraftwerksausfällen oder von der Prognose abweichende Verbrauchsänderungen) auszugleichen, ohne den Regelenergiemarkt oder den Yesterday Handel in Anspruch nehmen zu müssen123. Seit Juli 2015 können Stunden- und Viertelstundenkontrakte sogar bis zu 30 Minuten vor ihrer physischen Erfüllung gehandelt werden124. Die klassischen Intraday-Produkte (Stunden-, Viertelstunden-, Baseload- und Peakload-Blockkontrakte) werden kontinuierlich gehandelt. Dabei werden alle Aufträge im Orderbuch ständig auf ihre Ausführbarkeit geprüft und mit dem ersten korrespondierenden Gegenauftrag zu einem Handelsabschluss zusammengeführt. Alle eingehenden Aufträge werden nach Preis-Zeit-Priorität im elektronischen Orderbuch aufgenommen, d.h. nach höchstem Kauflimit und niedrigstem Verkaufslimit, gefolgt von der zeitlichen Eingabe. Der Intraday-Handel ist ganzjährig rund um die Uhr geöffnet und beginnt jeweils um 15:00 Uhr (für Stunden- und Blockkontrakte) bzw. um 16:00 Uhr (für Viertelstundenkontrakte) des Folgetags. Handelsende ist 30 Minuten vor Lieferbeginn des letzten Kontraktes für den jeweiligen Liefertag (z.B. 23:15 Uhr für die 122 EEX (2013 bis 2016): Auswertung der Geschäftsberichte 2012 bis 2015. 123 Wie Strombörsen funktionieren – Thüga, 2016. 124 EPEX SPOT online (2016): Geschichte von EPEX SPOT, abrufbar unter: http://www.epexspot.com/en/company-info/History_of_EPEX_SPOT_new. Preisbildung auf dem deutschen Strommarkt Abschnitt 2.3 Dütsch/Sänger 57 Erfüllung eines Kontraktes im Zeitfenster von 23:45 Uhr bis 0:00 Uhr). Die Preisspanne für eine MWh liegt bei ± 9.999 EUR/MWh125. Ende 2014 wurde zusätzlich zum kontinuierlichen Intraday-Handel die tägliche 15-Minuten-Intraday-Auktion eingeführt126. Um 15:00 Uhr des Vortags findet damit eine Auktion für die 96 Viertelstunden des Folgetags statt, welche innerhalb einer Preisspanne von ± 3.000 EUR/MWh gehandelt werden können127. Das zweite Handelssegment des Börsenhandels umfasst den Terminhandel und damit den langfristigen Handel mit Strommengen. Der Terminmarkt dient den Handelsteilnehmern insb. zur langfristigen Preisabsicherung; die Verkäufer können sich am Terminmarkt frühzeitig ihre Verkaufspreise sichern, die Käufer ihre Beschaffungskosten im Voraus fixieren. Am Terminmarkt der EEX werden mittels standardisierter Derivate langfristige Absicherungsgeschäfte auf den Strompreis getätigt. Die Hälfte der 2015 am Terminmarkt gehandelten rd. 1.815 TWh Strom sind allerdings sog. Trade Registrations – außerbörslich abgeschlossene Geschäfte, welche zum Zwecke des Clearings an der Börse registriert werden können. Die standardisierten Terminprodukte der EEX sind ausschließlich finanzieller Natur. Die Erfüllung einer physischen Stromlieferung über börsengehandelte Terminmarktgeschäfte ist im Marktgebiet Deutschland/Österreich ausgeschlossen. Gehandelt werden i.W. unbedingte (Futures) und bedingte (Options) Derivate. Phelix Futures werden von Montag bis Freitag, 8.00 bis 18.00Uhr, gehandelt und können für die Lastprofile Baseload, Peakload und Off-Peak erworben werden. Wählbare Lieferperioden sind die nächsten 34 Tage (Phelix Day Future), die nächsten fünf Wochenenden (Phelix Weekend Future), die laufende und die nächsten 4 Wochen (Phelix Week Future), der laufende und die nächsten neun Monate (Phelix Month Future), die nächsten elf Quartale (Phelix Quarter Future) sowie die nächsten sechs Jahre (Phelix Year Future) – wobei ausschließlich die nächsten drei Jahre als liquide Produkte handelbar sind. Am Erfüllungstag des Future-Geschäfts muss der Verkäufer/Käufer die Differenz zwischen vereinbartem Preis und Schlussabrechnungspreis finanziell ausgleichen128. 125 EPEX online (2016): Operational Rules. 126 EPEX SPOT online (2016): Geschichte von EPEX SPOT, abrufbar unter: http://www.epexspot.com/en/company-info/History_of_EPEX_SPOT_new. 127 EPEX SPOT online (2016): Produkte, abrufbar unter: https://www.epexspot.com/de/produkte/intradayauction/deutschland, Aufruf am 27.10.2016. 128 EEX (2016a): Kontraktspezifikationen, abrufbar unter: https://www.eex.com/de/produkte/kohle/kontraktspezifikationen, Aufruf am 27.10.2016. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 58 Dütsch/Sänger Zusätzlich zu den klassischen Futures besteht die Möglichkeit, Optionen zu handeln; dabei wird zwischen sog. Call- und Put-Optionen unterschieden129: Call-Optionen: Der Käufer einer Call-Option hat das Recht, aber nicht die Pflicht, eine bestimmte Menge Strom vom Verkäufer des Calls zu einem vorher vereinbarten Preis zu kaufen. Der Verkäufer eines Calls hingegen hat die Pflicht, bei Ausübung der Option durch den Käufer die vereinbarte Menge Strom zu dem vorher vereinbarten Preis zu verkaufen. Put-Optionen: Der Käufer einer Put-Option hat das Recht, aber nicht die Pflicht, eine bestimmte Menge Strom zu einem vorher vereinbarten Preis dem Verkäufer der Put-Option zu verkaufen. Der Verkäufer der Put-Option hingegen hat die Pflicht, bei Ausübung der Option durch den Käufer eine bestimmte Menge Strom zu dem vorab vereinbarten Preis zu kaufen. Seit September 2015 existiert des Weiteren der Germany-Intraday-Cap-Week- Future. Dabei handelt es sich um ein standardisiertes finanzielles Future-Produkt zur Absicherung gegen Peak-Preise am deutschen Intraday-Markt, wobei das Auszahlungsprinzip demjenigen einer Option entspricht. Erzeuger von Strom aus erneuerbaren Energien müssen am Intraday-Markt im Falle von Abweichungen zwischen vorhergesagter und tatsächlicher Erzeugung als Preisnehmer auftreten, um Fehlmengen zu beschaffen und damit Ausgleichsenergiekosten zu vermeiden. Dies resultiert in Peak-Preisen, gegen die sich Erzeuger erneuerbarer Energien abzusichern versuchen. Anbieter flexibler Erzeugungsanlagen hingegen können Cap-Futures verkaufen und gesicherte Leistung garantieren, um die kurzfristige Nachfrage zu befriedigen. Der Cap-Week-Future kann für die 168 Stunden der aktuellen sowie der folgenden vier Wochen und einen festgelegten Cap von 60 EUR/MWh erworben werden. Den Basiswert des Kontraktes stellt der Intraday-Preisindex ID3-Index dar – der volumengewichtete Durchschnitt aller Stunden- und Viertelstundenkontrakte innerhalb von drei Stunden vor der Lieferstunde. Dies gewährleistet die Abbildung von Knappheitssignalen und stellt eine ausreichende Robustheit des Index sicher. Ausschließlich Stunden, in denen der ID3-Index oberhalb des Cap liegt, führen zu einer Auszahlung in Höhe der Differenz des ID3-Index und des Cap. Alle anderen Stunden werden mit einer Auszahlung von Null bewertet130. 129 EEX Produktbroschüre, 2011. 130 EEX (2016a): Kontraktspezifikationen; EEX (2016): Cap-Futures. Preisbildung auf dem deutschen Strommarkt Abschnitt 2.3 Dütsch/Sänger 59 Am 04.10.2016131 hat der Handel mit Wetterderivaten an der EEX begonnen. Damit wird den Handelsteilnehmern die Möglichkeit geboten, sich gegen Volumenrisiken bei der Windstromerzeugung abzusichern. Dazu werden die sog. Wind-Power Futures eingeführt, die nach der Einführung der Cap-Futures das zweite Energiewendeprodukt an der EEX ist. Der Wind-Power-Future adressiert – anders als der Cap- Future – Volumenrisiken, die Anlagenbetreibern, aber auch Akteuren am Day- Ahead-Markt durch die fluktuierende Einspeisung von Windstrom entstehen. Das neue Produkt ist ein Index-Future, für den die EEX Wochen-, Monats-, Quartalsund Jahresfälligkeiten anbietet. Für die Abrechnung greift die EEX auf den von der Eurowind GmbH in Köln berechneten Wind-Power Index für Deutschland und Österreich zurück. Dieser Index beschreibt die Ist-Einspeisung von Strom aus Windkraftanlagen in Deutschland und Österreich relativ zur installierten Kapazität auf Basis eines modellbasierten Ansatzes. Dieser sog. Lastfaktor wird stündlich aus Wetterdaten des Deutschen Wetterdienstes bzw. der österreichischen Zentralanstalt für Meteorologie und Geodynamik (ZAMG) berechnet und bezieht sämtliche in Deutschland und Österreich installierten Windkraftanlagen ein132. 2.3.1.3 Preisbildung an der Börse An der Börse gehen Gebote mit individuellen Mengen- und Preisanliegen von den jeweiligen Marktteilnehmern ein. Verkäufer teilen ihre lieferbare Strommenge und den von ihnen erwünschten Mindestpreis mit, während Käufer ihre benötigte Menge und den Höchstpreis für die nachgefragte Menge Strom nennen. In folgender Abb. ist zu sehen, wie über die eingehenden Gebote an der Börse, Nachfrage und Angebot übereinangebracht werden133: 131 Abrufbar unter: http://bit.ly/2c6F7j7. 132 IWR Online. 133 PwC (eigene Darstellung). Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 60 Dütsch/Sänger Abb. 17: Preisbildung über die Börse (eigene Darstellung) Bei der EEX treffen die Gebote für den Spothandel im Orderbuch ein und werden durch den Marktbetreiber auf Ausführbarkeit geprüft und nach Möglichkeit nach dem Meistausführungsprinzip glattgestellt. Bei diesem Verfahren wird der Clearing- Preis ermittelt, zu dem die maximale Zahl an Kontrakten umgesetzt werden kann. Warum und wie es zu diesem Clearing-Preis kommt wird durch die Merit-Order verdeutlicht. Die Merit-Order beschreibt in der Energiewirtschaft die Einsatzreihenfolge der stromproduzierenden Kraftwerke auf einem Stromhandelsplatz, um die wirtschaftlich optimale Stromversorgung zu gewährleisten. Die für jeden Zeitpunkt eingegangenen Angebote und Nachfragen werden nach steigenden Preisen aufgelistet. Dadurch ergibt sich eine treppenförmige ansteigende Angebotskurve und eine umgekehrt verlaufende Nachfragekurve. Wegen der geringen Preiselastizität des Strombedarfs fällt die Nachfragekurve sehr stark. Während CO2-Zertifikate die Angebotskurve in der Vergangenheit nach oben geschoben haben, haben die Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien die Kurve wiederum nach rechts verrückt. Zur genaueren Erläuterung stellt die folgende Abb. die Merit Order der Stromhandelsgebote dar134: 134 PwC (eigene Darstellung). Preisbildung auf dem deutschen Strommarkt Abschnitt 2.3 Dütsch/Sänger 61 Abb. 18: Merit-Order (eigene Darstellung) Der Aufbau der Merit-Order stellt sich in den letzten Jahren wie folgt dar: An erster Stelle stehen Erzeugungsanlagen für erneuerbare Energien (z.B. PVund Windkraftanlagen), da ihre variablen Kosten nahezu bei Null liegen (u.a. weil keine Brennstoffkosten anfallen); damit liegen die Grenzkosten auch bei nahe Null. Danach folgen Kernkraftwerke, die sehr niedrige variable Kosten aufweisen. Im Zuge des deutlichen Absinkens der CO2-Zertifikatspreise nehmen aktuell Kohlekraftwerke die Position hinter den Kernkraftwerken ein. Am Ende der Merit-Order stehen GuD- und Gaskraftwerke – ausschlaggebend hierfür sind die verhältnismäßig hohen Brennstoffkosten dieser Anlagen. Die Einsatzreihenfolge der stromproduzierenden und an der Börse anbietenden Kraftwerke wird grundlegend durch ihre variablen Kosten (Grenzkosten135) bestimmt. Dabei werden die Kraftwerke entsprechend ihrer variablen Kosten aufgelistet bis die Stromnachfrage an der Börse gedeckt ist. Innerhalb der Auktion werden Kauf- und Verkaufsgebote preislich absteigend zu einer Nachfragekurve und preislich aufsteigend zu einer Angebotskurve sortiert und in einem zweidimensionalen Koordinatensystem übereinandergelegt, wobei die Angebots- und Nachfragemengen horizontal auf der x-Achsen und die korrespondierenden Preise vertikal auf der y-Achse abgetragen werden. Am Schnittpunkt der beiden Kurven 135 Vgl. dazu unten Abschnitt 3.5.1 (Veränderung des Kraftwerksparks). Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 62 Dütsch/Sänger ergibt sich bei vertikalen Verlängerung auf die x-Achse die insgesamt gehandelte Strommenge sowie bei horizontalem Abtrag auf die y-Achse der für alle bezuschlagten Handelsvolumina stündliche Einheitspreis (sog. Market Clearing Price). Im Ergebnis führt die Merit-Order dazu, dass das letzte Kraftwerk, das noch einen Zuschlag erhält, den Preis für alle Anbieter bestimmt. Die Preisspanne für eine MWh Strom bewegte sich in der Vergangenheit von negativen 500 EUR/MWh bis zu positiven 3.000 EUR/MWh136. Durch die verpflichtende bevorzugte Einspeisung des Stroms aus EEG-Anlagen sowie deren Grenzkosten nahe bzw. gleich Null, kann es zeitweise zu einem Überangebot an Elektrizität und daraus resultierend zu negativen Börsenstrompreisen kommen. In diesen Fällen erhalten die Nachfrager von Strom zusätzlich zur Abnahme einen entsprechenden Geldbetrag. Wurden 2014 insgesamt 64 Stunden negativer Preise registriert, waren es 2015 bereits 123 Stunden. Mit der wachsenden Anzahl und Erzeugungskapazität von EEG-Anlagen im Strommarkt wird sich dieses Phänomen künftig verstärken. Der Stromexport in andere Länder könnte dazu beitragen, dem Phänomen negativer Börsenstrompreise entgegen zu wirken, was allerdings den Ausbau der verbindenden Interkonnektoren voraussetzt. Der in den dezentralen Anlagen mit erneuerbaren Energien erzeugte Strom (sog. „Grünstrom“) wird vom jeweiligen Verteilernetzbetreiber abgenommen und anschließend an einen der vier ÜNB weitergeleitet. Diese bewirtschaften sog. EEG- Konten, von denen die feste EEG-Vergütung für die einzelnen Anlagenbetreiber abgeht. Vermarkten nun die ÜNB den abgenommenen Grünstrom an der Börse, können sie keine Gewinne generieren, da der Börsenpreis deutlich unter der festen EEG-Vergütung liegt, die an die Anlagenbetreiber ausgezahlt wird. Um diese Differenz ausgleichen zu können, erhalten die ÜNB die EEG-Umlage, die letztendlich auf die Endverbraucher umgewälzt wird. Der Grünstrom verdrängt somit in gebündelter Form Strom aus konventionellen Erzeugungsanlagen und aus Gaskraftwerken, da diese aufgrund der höheren Brennstoffkosten in der Merit-Order nachrangig sind. Aufgrund dieses Merit-Order-Effekts stehen derzeit eine Reihe moderner, hocheffizienter Gaskraftwerke still, auch eines der modernsten und effektivsten Gaskraftwerke in Irsching/Bayern lässt sich nicht wirtschaftlich betreiben137. 136 Bei stark ungewöhnlichen Preisen kann eine zweite Auktion durch die Börse eröffnet werden. Dies ist jedoch sehr untypisch. 137 Auswirkungen des Merit-Order-Effekts auf Strompreise für Verbraucher, 2015. Preisbildung auf dem deutschen Strommarkt Abschnitt 2.3 Dütsch/Sänger 63 2.3.3 Ausblick auf zukünftige Entwicklungen Es kann davon ausgegangen werden, dass die Liquidität und Bedeutung des Kurzfristhandels zunehmen wird. Dies liegt u.a. daran, dass mit dem durch die BReg im StrommarktG verankerten neuen Strommarktdesign die einzelnen Strommärkte stärker miteinander verzahnt und zunehmend flexibilisiert werden sollen. Auch wurde das Ziel der freien Preisbildung in das EnWG mit aufgenommen. In § 1a Abs. 1 EnWG heißt es: „Der Preis für Elektrizität bildet sich nach wettbewerblichen Grundsätzen frei am Markt. Die Höhe der Preise für Elektrizität am Großhandelsmarkt wird regulatorisch nicht beschränkt.“ Die zunehmende Regulierung auf den Strombörsen, u.a. auch auf der EEX, wird die künftige Entwicklung prägen. So sind die Handelsteilnehmer aufgrund von Regulierungsinitiativen auf EU-Ebene verpflichtet, umfangreiche Daten an die Aufsichtsbehörden mitzuteilen. Die im Dezember 2011 in Kraft getretene REMIT soll dazu beitragen, die Transparenz auf den Energiegroßhandelsmärkten zu erhöhen. Im Rahmen der REMIT sind die Handelsteilnehmer dazu verpflichtet, ihre Handelsdaten offen zu legen und zu melden. Diese Handelsdaten werden von der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) überwacht, um gegen Manipulationen und Insiderhandel vorgehen zu können138. Auch künftige Regulierungsvorhaben – insb. auf europäischer Ebene – haben einen nicht unerheblichen Einfluss auf den börslichen Handel bzw. die Handelsaktivitäten einzelner Unternehmen an den Strombörsen haben erhebliche Auswirkungen auf bestehende Geschäftsmodelle. So werden durch die anstehenden Änderungen der europäischen Finanzmarktrichtlinie139, die bis Anfang 2018 in nationales Recht umzusetzen sind, die regulatorischen Anforderungen an Unternehmensorganisation, Risikomanagement, Lizenzpflicht und Kapitalausstattung künftig auch für kleinere Handelsunternehmen gelten, falls deren Tätigkeiten in den Anwendungsbereich der Finanzmarktrichtlinie (bzw. des KWG) fallen. Als Konsequenz daraus könnten diese Unternehmen überlegen, sich aus dem Stromhandel zurückzuziehen, mit negativen Folgen für die Marktliquidität insgesamt. 138 EEX-Geschäftsbericht 2015. 139 Richtlinie 2016/1034 des Europäischen Parlaments und des Rates v. 23.06.2016 zur Änderung der Richtlinie 2014/65/EU über Märkte für Finanzinstrumente (MiFID II) sowie die Verordnung 2016/1033 des Europäischen Parlaments und des Rates v. 23.06.2016 zur Änderung der Verordnung Nr. 600/2014 über Märkte für Finanzinstrumente, der Verordnung Nr. 596/2014 über Marktmissbrauch und der Verordnung Nr. 909/2014 zur Verbesserung der Wertpapierlieferungen und -abrechnungen in der Europäischen Union und über Zentralverwahrer (MiFIR). Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 64 Kleene Es ist offensichtlich, dass diese und andere regulatorische Eingriffe in den (börslichen) Stromhandel – bspw. die Einführung von Registrierungs- und Transaktionsmeldepflichten für die Marktteilnehmer zur Erhöhung der Transparenz am Energiegroßhandelsmarkt140 – das Verhalten der am Energiegroßhandelsmarkt bzw. am börslichen Handel aktiven Teilnehmer – nachhaltig prägen und erheblichen Einfluss auf derzeit bestehende, aber auch auf künftige Geschäftsstrategien haben werden. 2.4 Preisaufsicht 2.4.1 Kartellrechtliche Preisaufsicht Bei ihrer Preisbildung haben die Erzeugungsunternehmen und sonstigen Teilnehmer im Stromhandel eine Vielzahl an Vorgaben zu beachten, die von verschiedenen Behörden auf nationaler sowie auf EU-Ebene überwacht werden. Für kartellrechtliche Missbrauchsregelungen zuständige Behörden sind in Deutschland das BKartA und auch die EU-Kommission. Fernen spielen die BNetzA, die Handelsüberwachungsstelle der EEX sowie die BaFin im Rahmen der Preisaufsicht wichtige Rollen. Seit Ende 2012 setzt die MTS auf nationaler Ebene die sich aus der REMIT ergebenden Monitoring- und Sanktionsaufgaben um. Die Koordination erfolgt auf gemeinschaftlicher Ebene durch die EU-Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER). Die nationalen Finanzmarktaufsichtsbehörden werden von der Europäischen Wertpapier- und Marktaufsichtsbehörde koordiniert141. Im Kartellrecht besteht die Möglichkeit zur Preisaufsicht auf Basis des Verbots, eine marktbeherrschende Stellung zu missbrauchen142. Danach ist es marktbeherrschenden Unternehmen insb. untersagt, Entgelte zu fordern, die von denen abweichen, die sich bei wirksamem Wettbewerb mit hoher Wahrscheinlichkeit einstellen würden143. Adressat des Missbrauchsverbots sind also nur marktbeherrschende Unternehmen; Unternehmen die nicht marktbeherrschend sind, können ihre Strompreise und sonstigen Bedingungen unabhängig von den Vorgaben der kartellrechtlichen Missbrauchsaufsicht bestimmen. 140 Verordnung Nr. 1227/2011 des Europäischen Parlaments und des Rates v. 25.10. 2011 über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarkts (REMIT). 141 Monopolkommission, Sondergutachten 65, Energie 2013: Wettbewerb in Zeiten der Energiewende, S. 94. 142 Allgemein geregelt in § 19 und speziell für leitungsgebundene Strom- und Gasversorgung in § 29 GWB sowie auf EU-Ebene in Art. 102 AEUV. 143 Vgl. § 19 Abs. 2 Nr. 2 GWB. Preisaufsicht Abschnitt 2.4 Kleene 65 Ein Unternehmen ist marktbeherrschend, soweit es als Anbieter oder Nachfrager von Leistungen auf dem relevanten Markt entweder ohne Wettbewerber ist, keinem wesentlichen Wettbewerb ausgesetzt ist oder eine im Verhältnis zu seinen Wettbewerbern überragende Stellung besitzt144. Ferner vermutet § 18 Abs. 4 GWB, dass ein Unternehmen marktbeherrschend ist, wenn es einen Marktanteil von mind. 40 % hat („Einzelmarktbeherrschung“). In Betracht kommt neben der Einzelmarktbeherrschung aber auch eine gemeinsame Marktbeherrschung durch zwei oder mehrere Unternehmen („Duopol“ oder „Oligopol“). Ein Duopol bzw. Oligopol liegt – vereinfacht gesagt – dann vor, wenn zwischen zwei oder mehreren Unternehmen auf dem relevanten Markt kein wesentlicher Wettbewerb existiert und die Unternehmen gemeinschaftlich eine im Verhältnis zu ihren Wettbewerbern zumindest überragende Marktstellung besitzen145. Der Deutsche Stromerzeugungs- und Großhandelsmarkt ist in der jüngeren Vergangenheit von kartellbehördlicher Seite intensiv untersucht worden. So führten sowohl die EU-Kommission als auch das BKartA jeweils intensive Untersuchungen im Rahmen von Sektoruntersuchungen, Missbrauchs- und Fusionskontrollverfahren durch; zuletzt das BKartA in seiner Sektoruntersuchung Stromerzeugung und Stromgroßhandel von 2009 bis 2011. Jeweils kamen die Behörden zu dem Ergebnis, dass in Deutschland im Bereich der Stromerzeugung einige Unternehmen eine marktbeherrschende Stellung besitzen. Das BKartA vertrat etwa in 2003 im Rahmen der Untersagung der Übernahme der Stadtwerke Eschwege durch ein Unternehmen des E.ON-Konzerns die Auffassung, dass E.ON und RWE bei der Belieferung von sog. Weiterverteilern mit Strom in Deutschland einen marktbeherrschenden Duopol bilden146. Bestätigt wurde diese Entscheidung vom OLG Düsseldorf (2007) sowie vom BGH (2008). Auch die EU-Kommission sowie die Monopolkommission kamen 2007 zu dem Ergebnis, dass RWE und E.ON marktbeherrschend sind. Im Abschlussbericht seiner Sektoruntersuchung Stromerzeugung und Stromgroßhandel vom Januar 2011 befand das BKartA dann, dass von den vier großen Kraftwerksbetreibern in Deutschland jedenfalls RWE, E.ON und Vattenfall, wahrscheinlich aber auch EnBW, jeweils allein auf dem Markt für den Erstabsatzmarkt von Strom, der sich geografisch auf Deutschland und Österreich erstreckt, marktbeherrschend 144 Vgl. § 18 Abs. 1 GWB. 145 Vgl. § 18 Abs. 5 GWB. 146 OLG Düsseldorf, Beschluss v. 06.07.2007, VI-2 7/04, E.ON/Eschwege; BGH, Beschluss v. 11.11.2008, KVR 60/07, E.ON/Eschwege, S. 25; vgl. BKartA, Beschluss v. 12.09.2003, E.ON/EAM/Eschwege, B 8 – 21/03, S. 11 ff; BKartA, Sektoruntersuchung Stromerzeugung und Stromgroßhandel, Januar 2011 – Zusammenfassung, S. 6. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 66 Kleene wären147. Dieses Ergebnis überraschte u.a. deshalb, weil bislang von kartellbehördlicher Seite ein Erzeugungsduopol bzw. Erzeugungsoligopol angenommen wurde. Da die „großen vier“ Stromerzeugungsunternehmen nach Veröffentlichung der Sektoruntersuchung im Januar 2011 weitere Erzeugungskapazitäten veräußert oder stillgelegt haben und zudem der Anteil an konventioneller Erzeugung zugunsten der Erzeugung aus erneuerbaren Energien seit der Sektoruntersuchung weiter stark gesunken ist, kann es zumindest als fraglich gelten, ob es aktuell im Bereich des Marktes für den Erstabsatz von Strom noch marktbeherrschende Unternehmen in Deutschland gibt. So kam auch die Monopolkommission in ihren nachfolgenden Untersuchungen zuletzt in 2015 zu dem Ergebnis, dass keine Anhaltspunkte für relevante Marktmacht im Stromerstabsatzmarkt in Deutschland und Österreich vorliegen148. Mit Blick auf zu erwartende Kraftwerksstillegungen äußerte die Monopolkommission allerdings, dass sich dieser Befund zukünftig ändern könne149. Neben dem Erstabsatz für Strom ging das BKartA zuletzt vom Bestehen zwei weiterer, hiervon zu trennender sachlicher Erzeugungsmärkte aus, nämlich dem Markt für das Angebot von Regelenergie und dem Markt für EEG-geförderten Strom150. Die Vermarktung des EEG-geförderten Stroms sei dabei nicht wettbewerblich organisiert, sondern erfolge unabhängig von Nachfrage und Preissignalen. Entsprechend ist hier für eine kartellrechtliche Missbrauchsaufsicht kein Bedarf. Dies dürfte sich ändern, je stärker EEG-Strom wettbewerblich in den Markt gebracht wird; etwa im Wege der Direktvermarktung. Ferner ist nach Auffassung des BKartA die Vermarktung von Regelenergie aufgrund spezifischer Angebots- und Nachfragebedingungen ebenfalls nicht Teil des Erstabsatzmarktes für Strom, sondern ein eigenständiger, in drei sachliche Teilmärkte (Primär-, Sekundär- und Minutenregelenergie) untergliederter Markt. Zur Frage der geografischen Marktabgrenzung des Regelenergiemarktes äußerte sich das BKartA nicht konkret. Es ist allerdings davon auszugehen, dass die geografische Abgrenzung nicht – wie der Erstabsatzmarkt – Deutschland und Österreich erfasst, sondern eher kleiner als Deutschland einzustufen ist. Vor diesem Hintergrund erscheint es nicht unwahrscheinlich, dass es hier zu marktbeherrschenden Positionen einzelner 147 Relevanter Markt war dabei aus Sicht der Behörde der so genannte Erstabsatzmarkt für Strom. Dieser Markt umfasst sowohl die eigene Erzeugung der Kraftwerksbetreiber als auch Nettoimporte über die Kuppelstellen und erstreckt sich über Deutschland und Österreich (vgl. BKartA in Sektoruntersuchung Stromerzeugung und Stromgroßhandel 2011, S. 70). Der sich anschließende Großhandel ist insofern wettbewerblich nicht relevant. 148 Monopolkommission, Sondergutachten 71 „Energie 2015: Ein wettbewerbliches Marktdesign für die Energiewende“ S. 50. 149 Ebenda. 150 Vgl. BKartA in Sektoruntersuchung Stromerzeugung und Stromgroßhandel 2011, S. 71 f. Preisaufsicht Abschnitt 2.4 Kleene 67 Kraftwerksbetreiber kommen kann. Dies gilt umso mehr, als in den nächsten Jahren neben einer Reihe von Kernkraftwerken auch mit der Stilllegung von konventionellen Erzeugungsanlagen zu rechnen ist. Die verbleibenden konventionellen Kraftwerke, von denen ohnehin nur einige für die Erbringung von Regelenergie geeignet sind, werden dann an Bedeutung gewinnen. Hier gilt es daher für Erzeugungsunternehmen, die Entwicklung zu verfolgen und stets das eigene Angebotsverhalten zu hinterfragen, da Verstöße gegen das Verbot aus § 19 GWB sanktioniert werden151. Reine Stromhandelsunternehmen, die selbst keine Erzeugungsanlagen betreiben und auch nicht in sonstiger Weise (z.B. auf vertraglicher Basis) Verfügungsgewalt über sie haben, dürften demgegenüber kaum marktbeherrschend sein. Ist ein Betreiber einer Erzeugungsanlage marktbeherrschend, muss er sich im Rahmen der Vorgaben des § 19 GWB bewegen. Dies bedeutet, dass weder der erzeugte Strom noch die ggf. bereitgestellte Leistung zu missbräuchlich überhöhten Preisen angeboten werden dürfen. Untersagt ist zudem, eine künstliche Verknappung des Angebots („Kapazitätszurückhaltung“), die zu steigenden Preisen führt. Eine physische Kapazitätszurückhaltung liegt vor, wenn verfügbare Erzeugungskapazitäten, die sich „im Geld“ befinden, am Markt nicht angeboten werden. Finanzielle Zurückhaltung beschreibt den Umstand, dass Erzeugungskapazitäten zu überhöhten Preisen angeboten würden, sodass sie nicht zum Einsatz kommen152. Beide Formen der Kapazitätszurückhaltung geben eine Form des Ausbeutungsmissbrauchs i.S.v. Art. 102 AEUV und § 19 Abs. 1 GWB153. Erzeugungsanlagen, die betriebsbereit sind und die den jeweiligen Bedarf decken können, müssen daher grds. angeboten werden. In der Vergangenheit wurde mit Blick auf den Erstabsatzmarkt für Strom intensiv diskutiert, ob Preisaufschläge auf die jeweiligen Grenzkosten einer Erzeugungsanlage (sog. Mark-ups) als Verstoß gegen § 19 GWB missbräuchlich und damit unzulässig sind, oder ob die Mark-ups nicht vielmehr wirtschaftlich erforderlich sind, damit die Kraftwerke nicht nur ihre variablen (Grenz-)Kosten, sondern auch darüber hinaus bestehende Kosten sowie eine auskömmliche Eigenkapitalrendite erwirtschaften können. Mit dem Sinken der Marktanteile der großen vier Erzeugungsunternehmen hat diese Frage an Bedeutung verloren. Geklärt ist sie allerdings nicht. 151 U.a. drohen den Unternehmen Bußgelder von maximal 10 % des gruppenweiten Vorjahresumsatzes. 152 Judith, in: Danner/Theobald, Energierecht, 89. EL, Mai 2016, § 32 e GWB, Rn. 194. 153 BKartA, Sektoruntersuchung Stromerzeugung und Stromgroßhandel, Januar 2011, S. 22. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 68 Kleene 2.4.2 Markttransparenz durch das neue Strommarktgesetz Am 30.07.2016 ist das StrommarktG in seinen wesentlichen Teilen in Kraft getreten. Als zentrales Ziel des weiterentwickelten Strommarktes definiert seitdem § 1a Absatz 5 EnWG die Erhöhung der Transparenz des Strommarktes. Diesbezüglich schafft das StrommarktG die Grundlage für zwei wichtige Transparenzmaßnahmen. Zur Veröffentlichung von aktuellen Strommarktdaten, insb. zur Erzeugung von Strom sowie zu Erzeugungskapazitäten, sieht § 111d EnWG die Einrichtung einer nationalen Informationsplattform bis zum 01.07.2017 vor. Auch wird die BNetzA, ebenfalls bis zum 01.07.2017, gem. § 111e EnWG ein Marktstammdatenregister einrichten und betreiben. Dieses elektronische Verzeichnis enthält insb. Daten über Anlagen zur Erzeugung und Speicherung von Elektrizität und Gas sowie deren Betreiber154. Eine Marktpreisaufsicht stellen diese Neuerungen nicht dar, wirken jedoch in eine solche hinein. Der Gesetzgeber sieht das Preissignal als Kern eines weiterentwickelten Strommarktes und möchte Marktpreissignale möglichst unverzerrt wirken lassen und Preisspitzen an Strommärkten erlauben155. 2.4.3 Weitere Möglichkeiten der Marktpreisaufsicht 2.4.3.1 ACER Um illegitime Handelspraktiken im Energiegroßhandel zu erfassen und zu sanktionieren, wurden auf europäischer wie nationaler Ebene stetig weitere Regeln geschaffen, um die Funktionsfähigkeit der Energiemärkte verbessern und einen Rahmen für eine effektivere Verfolgung illegalen Verhaltens im Energiehandel zu setzen156. Die unabhängige europäische Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden ACER wurde durch das dritte Energiebinnenmarktpaket geschaffen und hat ihre Arbeit im März 2011 in Ljubljana (Slowenien) aufgenommen. Mit Schaffung der ACER sollte die Regulierungslücke auf Gemeinschaftsebene geschlossen und die Zusammenarbeit der nationalen Regulierungsbehörden verstärkt werden. Ihre Aufgaben sind im Einzelnen in der Verordnung zu ihrer Gründung157 und in der Verordnung über die Integrität und Transparenz des Energiegroß- 154 Aussage belegbar durch BR-Drs. 542/15 v. 06.11.2015, S. 6 f. 155 Vgl. BR-Drs. 542/15 v. 06.11.2015, S. 2. 156 Monopolkommission, Sondergutachten 65, Energie 2013: Wettbewerb in Zeiten der Energiewende, S. 94 f. 157 Verordnung (EG) Nr. 713/2009. Preisaufsicht Abschnitt 2.4 Kleene 69 handelsmarktes REMIT158 geregelt, die sich mit der Überwachung des Energiegroßhandelsmarktes auf den Märkten für Waren und Devisen mit dem Ziel befasst, missbräuchliche Praktiken in Form von Marktmanipulation und Insiderhandel aufzudecken und vorzubeugen159. Den Ausgangspunkt für die REMIT und die Implementierung von ACER bildet die Einschätzung, dass die bestehenden Rechtsvorschriften die Besonderheiten des Strom- und Gasmarktes nicht ausreichend abbildeten. Kernpunkte der REMIT sind das in Art. 3 REMIT verankerte Verbot von Insiderhandel sowie das Verbot von Marktmanipulation, wodurch Transparenz und Integrität geschaffen werden sollen. Gem. Art. 7 Abs. 1 REMIT liegt die Aufgabe von ACER in der Überwachung des Marktes mit dem Ziel, Marktmanipulation und Insiderhandel aufzudecken und zu verhindern. Ferner gibt Art. 18 REMIT den Mitgliedstaaten Sanktionsmöglichkeiten bei Verstößen gegen die Verordnung. Eine Marktmanipulation i.S.d. REMIT ist gegeben, wenn von Marktteilnehmern Maßnahmen getroffen werden, mit denen künstlich für ein Preisniveau gesorgt wird, das nicht durch Angebot, Nachfrage, Produktions-, Speicherungs- oder Transportkapazität und –nachfrage gerechtfertigt ist. Ferner zählen die Erteilung oder Zurückziehung falscher Aufträge oder die Verbreitung falscher Informationen über die Medien zu Marktmanipulationen. Dies lässt die Schlussfolgerung zu, dass etwa das Angebot von Strom aus Erzeugungsanlagen zu überhöhten Preisen unter den Tatbestand der verbotenen Marktmanipulation fallen kann. Auch kann geschlossen werden, dass unter den weiteren beschrieben Tatbestandsvoraussetzungen die finanzielle Zurückhaltung von Erzeugungskapazitäten eine Marktmanipulation nach Art. 2 Nr. 2 REMIT darstellt. Normadressaten sind nach Art. 2 Nr. 7 REMIT alle Personen, einschließlich eines Übertragungs- bzw. Fernleitungsnetzbetreibers, die an einem oder mehreren Energiegroßhandelsmärkten Transaktionen abschließen oder einen Handelsauftrag erteilen. Ferner erstreckt sich die Anwendbarkeit der REMIT und damit des Verbots von Marktmanipulation auf die Energiegroßhandelsmärkte160. Die aus der REMIT hervorgehenden Aufsichtspflichten nimmt die BNetzA im Rahmen der MTS gemeinsam mit dem BKartA wahr161. Neben den aus der REMIT folgenden Aufgaben untersucht die MTS die Strommärkte auch auf Anhaltspunkte 158 Verordnung (EU) Nr. 1227/2011, Regulation on wholesale Energy Market Integrity and Transparency, REMIT. 159 Monopolkommission, Sondergutachten 65, Energie 2013: Wettbewerb in Zeiten der Energiewende, S. 101. 160 Art. 1 REMIT. 161 Monopolkommission, a.a.O. S. 102. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 70 Kleene für Verstöße gegen wettbewerbsrechtliche Vorschriften gem. den §§ 1, 19, 20, 29 GWB sowie Art. 101 und 102 AEUV162. Bei Anhaltspunkten für den Missbrauch eines marktbeherrschenden Unternehmens gibt die MTS den Vorgang zur weiteren Ermittlung und Verfolgung an das BKartA ab. Verdachtsfällen von Marktmanipulationen geht die BNetzA nach und sanktioniert auch Verstöße163. Art und Höhe der Sanktionen sind im EnWG normiert, Verstöße können sowohl als Ordnungswidrigkeit als auch als Straftat eingestuft werden. 2.4.3.2 Bundesanstalt für Finanzdienstleistungen Im Energiegroßhandelsmarkt stellt die BaFin eine wichtige Institution dar, um Marktmanipulationen aufzudecken und zu verfolgen164. Hierzu kann Sie an den Ergebnissen der Datenerfassung und -analyse durch die MTS partizipieren165. Das Verbot der Marktmanipulation war bis Mitte 2016 in § 20a WpHG geregelt, konkretisiert wurde dieses Verbot durch die MaKonV. Die europaweit unmittelbar geltende Marktmissbrauchsverordnung166 löste die bisherigen Regelungen ab. Die MAD167, die daneben geschaffen wurde, setzt hierzu Mindestvorgaben für strafrechtliche Sanktionen bei Marktmissbrauch168. Die MAD findet insb. auf börsengehandelte Energiederivate Anwendung. Im Kern enthält sie Insiderhandels- und Marktmanipulationsverbote, sowie Veröffentlichungspflichten169. Art. 12 MAD definiert den Begriff der Marktmanipulation für die Zwecke dieser Verordnung, wobei der europäische Verordnungsgeber in verschiedene Gruppen unterscheidet, wie u.a. den Abschluss eines Geschäfts, die Verbreitung von Informationen und die Erteilung von Kauf- oder Verkaufsaufträgen. Hierbei umfasst der Begriff der Marktmanipulation nach Absatz 1 lit. a MAD jede Handlung, die falsche oder irreführende Signale hinsichtlich des Angebots, der Nachfrage oder des Preises eines Finanzinstruments oder eines damit verbundenen Waren-Spot-Kontrakts gibt oder bei der dies wahrscheinlich ist. Dem Wortlaut der Verordnung kann das Verlangen überhöhter Entgelte für erzeugten Strom im Spotmarkt eine relevante Marktmanipulation darstellen. 162 Vgl. „Markttransparenzstelle, Aufgaben“, abrufbar unter: www.markttransparenzstelle.de/DE/Markttransparenzstelle/Aufgaben/start.html. 163 Theobald/Werk, in: Danner/Theobald, Energierecht, 89. EL, Mai 2016, § 56 EnWG, Rn. 52. 164 Monopolkommission, Sondergutachten 65, Energie 2013: Wettbewerb in Zeiten der Energiewende, S. 94. 165 Vgl. BR-Drs. 253/12 v. 04.05.2012, S. 4. 166 Verordnung (EU) Nr. 596/2014 – Market Abuse Directive „MAD“. 167 Richtlinie 2014/57EU – „CRIM-MAD“. 168 Vgl. Angaben der BAFin über Marktmanipulation, abrufbar unter: http://bit.ly/2ptXGoV. 169 Monopolkommission, a.a.O., S. 98. Preisaufsicht Abschnitt 2.4 Kleene 71 2.4.3.3 Handelsüberwachungsstelle der EEX Die European Energy Exchange (EEX) ist als Energiebörse ein Marktplatz für Energie sowie energienahe Produkte. Die HÜSt ist eines der vier Börsenorgane170 und ist gem. § 7 BörsG bei allen Börsen einzurichten. Zentrale Aufgabe der Handelsüberwachung ist die systematische und lückenlose Erfassung der Daten über den Börsenhandel, die Börsengeschäftsabwicklung, die Auswertung dieser Daten sowie die Durchführung der notwendigen Ermittlungen. Neben diesen Aufgaben der Datenerfassung und -auswertung zählt auch die Überwachung des Preisfindungsprozesses zu den Pflichten der HÜSt. Hierzu gehört z.B. die Erkennung zeitnaher gleichartiger aber gegenläufiger Orders, um notfalls bei Verdacht einer Manipulation eingreifen zu können171. In diesem Fall hat sie gem. § 7 Abs. 5 BörsG die Börsenaufsichtsbehörde und die Geschäftsführung unverzüglich zu unterrichten. Nach § 22 BörsG können die Landesregierungen Rechtsverordnungen über die Errichtung eines Sanktionsausschusses, seine Zusammensetzung sowie das Verfahren erlassen172. An der Frankfurter Börse bspw. informiert die HÜSt im Falle von Unregelmäßigkeiten zunächst die Börsengeschäftsführung der Frankfurter Wertpapierbörse sowie die Börsenaufsicht. Nach einer Prüfung können diese dann den Fall an den Sanktionsausschuss abgeben173. § 22 Abs. 2 BörsG folgend kann der Sanktionsausschuss einen Handelsteilnehmer mit Verweis, Ordnungsgeld bis zu 250.000 EUR oder mit Ausschluss von der Börse für bis zu 30 Handelstagen belegen, wenn der Handelsteilnehmer oder eine für ihn tätige Person vorsätzlich oder fahrlässig gegen börsenrechtliche Vorschriften verstößt. Insofern ist die HÜSt der EEX ein Instrument zur Überwachung des Preisfindungsprozesses börslich gehandelter Energie und energienaher Produkte. Zwar verfügt sie nicht über eigene Sanktionsmöglichkeiten, jedoch beginnt ein Verfahren zur Sanktionierung stets mit der HÜSt. Die durch sie ausgeübte Marktpreisaufsicht bezieht sich auf die börsliche Preisfindung. 170 Maibaum, in: Zenke/Schäfer, Energiehandel in Europa, 3. Aufl. 2012, Rn. 15 und 18. 171 Eufinger/Eufinger, in: Zenke/ Schäfer, Energiehandel in Europa, 3. Aufl. 2012, Rn. 27 f. 172 Groß, in: Groß, Kapitalmarktrecht, 6. Aufl. 2016, § 22, Rn. 3. 173 Vgl. „Grundlagen: Steuerung und Kontrolle, Handelsüberwachungsstelle HÜSt“, abrufbar unter: http://www.boerse-frankfurt.de/inhalt/grundlagen-steuerung-huest. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 72 Hess/Karthaus 2.5 Bedeutung der deutschen Stromwirtschaft für Deutschland und Nachbarn 2.5.1 Vorgehen und verwendete Daten für die Analyse Die Stromwirtschaft ist ökonomisch eine bedeutende Industriebranche für Deutschland. Der Umsatz der Elektrizitätsversorgung lag 2014 bei knapp 500 Mrd. EUR174. Zusätzlich tritt die Stromwirtschaft als Marktakteur auf, der Vorleistungen bezieht und somit eine Güter- und Dienstleistungsnachfrage schafft. Die Bedeutung der deutschen Stromwirtschaft in gesamtwirtschaftliche Hinsicht lässt sich mit einem Input-Output-Modell untersuchen. Die Input-Output-Rechnung gibt einen detaillierten Einblick in die Güterströme und die Produktionsverflechtung der Volkswirtschaft eines Landes. Nicht nur die direkten Effekte eines Sektors, sondern auch indirekte Effekte aufgrund der Nachfrage nach Vorleistungen sowie induzierte Effekte durch verstärkte Konsumausgaben von Arbeitnehmern können für In- und Ausland ermittelt werden. Vereinfacht dargestellt betrachtet die Input-Output-Analyse die ökonomische Verflechtung zwischen den Wirtschaftssektoren und den Kategorien der Endnachfrage (Konsum, Investitionen, Exporte) in einem abgegrenzten Wirtschaftsraum, welcher auch inter-regionale Verflechtungen mit einbeziehen kann. Ein einfaches, statisches Input-Output-Modell basiert auf einer Input-Output-Tabelle, die sämtliche Vorleistungsverflechtungen der Produktion und Güter einer Region erfasst. Auf Basis dieser Informationen wird mittels mathematischer Modellierung die Auswirkung eines Nachfrageimpulses auf direkt sowie indirekt beeinflusste, vorgelagerte Bereiche unter Berücksichtigung der Importanteile der einzelnen Vorleistungsprodukte berechnet. 174 Vgl. Statistisches Bundesamt, Fachserie 4, Reihe 6.1, 2016. Bedeutung der deutschen Stromwirtschaft für Deutschland und Nachbarn Abschnitt 2.5 Hess/Karthaus 73 Abb. 19: Schematische Darstellung einer Input-Output-Tabelle Mit dieser Methode wird nicht nur die erste Stufe an Zulieferverflechtungen abgebildet, sondern ebenfalls jede weiter dahinter stehende. Zusätzlich werden induzierte Effekte quantifiziert; diese Effekte werden durch direkt und indirekt gezahlte Löhne ausgelöst. Nach Berechnung der Nettolöhne und Abzug einer Sparquote wird dieses verfügbare Einkommen wieder als zusätzlicher Konsum in das Modell übergeben. Abb. 20: Berücksichtigung aller gesamtwirtschaftlichen Effekte Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 74 Hess/Karthaus Zur Ermittlung der gesamtwirtschaftlichen Effekte wird das von PwC entwickelte Input-Output-Modell GEMIO (German Economic Model of Inputs and Outputs) verwendet. Grundlage des Modells ist die deutsche Input-Output-Tabelle des statistischen Bundesamts und für die Abbildung des Auslands die Tabellen der von der Europäischen Kommission geförderten Datenbank WIOD (World Input Output Database). Die Datengrundlage bezieht sich auf das Jahr 2010. Um jedoch möglichst aktuelle Aussagen für das Jahr 2016 treffen zu können, wurden verschiedene Modellanpassungen vorgenommen. Hierbei liegt der Fokus der Anpassungen auf dem Sektor „Elektrischer Strom, Dienstleistungen der Elektrizitäts-, Wärme- und Kälteversorgung“. In einem ersten Schritt wurde dieser Sektor in vier Unter-Sektoren aufgeteilt. Diese Unter-Sektoren umfassen die konventionelle und erneuerbare Stromerzeugung, Elektrizitätsübertragung und -verteilung und Wärmeversorgung. In einem weiteren Schritt wurde die Entwicklung dieser vier Unter-Sektoren bis zum Jahr 2016 abgebildet. Dies erfolgt anhand der Prognosen aus der Studie „Entwicklung der Energiemärkte – Energiereferenzprognose“ im Auftrag des BMWi. Die Integration weiterer ökonomischer als auch ökologischer Daten des statistischen Bundesamts ermöglicht eine differenzierte Auswertung verschiedener gesamtwirtschaftlicher Effekte. 2.5.2 Verflechtung der deutschen Stromwirtschaft mit weiteren Wirtschaftssektoren im In- und Ausland Im Folgenden werden die Unter-Sektoren konventionelle Stromerzeugung, Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und Elektrizitätsübertragung, -verteilung und -handel hinsichtlich ihrer Verflechtungen mit anderen Wirtschaftssektoren im Jahr 2016 betrachtet175. Für die konventionelle Stromerzeugung bedarf es eines hohen Einsatzes an fossilen Energieträgern. Folglich sind knapp 34 % der gesamten Vorleistungen der konventionellen Energieversorgung auf Kohle zurückzuführen. Dahinter folgt mit knapp 23 % der Vorleistungsbezug von Erdöl und Gas. Weitere wichtige Vorleistungsgüter sind Kokerei- und Mineralölerzeugnisse und die mit der Energieversorgung verbundenen öffentlichen Verwaltungs- oder auch Wirtschaftsförderungsdienstleistungen. Die bedeutendsten fünf Sektoren repräsentieren etwa 80 % an den gesamten Vorleistungen dieses Unter-Sektors. 175 Da der Fokus auf den Verflechtungen der Stromwirtschaft mit anderen Wirtschaftssektoren liegt, bleiben mögliche intrasektorale Verflechtungen innerhalb der Stromwirtschaft bei dieser Analyse unberücksichtigt. Bedeutung der deutschen Stromwirtschaft für Deutschland und Nachbarn Abschnitt 2.5 Hess/Karthaus 75 Abb. 21: Vorleistungsverflechtungen der konventionellen Elektrizitätserzeugung Der zweite Unter-Sektor repräsentiert die Elektrizitätserzeugung aus erneuerbaren Energien. Hier entfallen knapp ein Drittel der Vorleistungen auf den Sektor Dienstleistungen der öffentlichen Verwaltung und Verteidigung (31 %). Deutlich geringer sind die Anteile der vier nächstgrößeren Sektoren an den gesamten Vorleistungen. Diese sind Elektrische Ausrüstungen (11 %), Dienstleistungen der Vermittlung beweglicher Sachen (7 %), Reparaturen, Instandhaltung und Installation von Maschinen und Ausrüstungen (7 %) und Baustellen, Bauinstallations- und sonstige Ausbauarbeiten (7 %). Insgesamt entfallen etwa 65 % der gesamten Vorleistungen auf die fünf bedeutendsten Sektoren. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 76 Hess/Karthaus Abb. 22: Vorleistungsverflechtungen der Elektrizitätserzeugung aus erneuerbaren Energien Im Unter-Sektor Elektrizitätsübertragung, -verteilung und -handel entfallen 63 % auf die fünf bedeutendsten Sektoren. Mit 28 % liegt der Schwerpunkt auf Dienstleistungen der öffentlichen Verwaltung und Verteidigung, zu denen auch Konzessionsabgaben als Vorleistungen zu zählen sind. Des Weiteren liefern Elektrische Ausrüstungen (12 %) einen wesentlichen Teil der Vorleistungen. Ähnliche Bedeutung haben für diesen Unter-Sektor der Stromwirtschaft die Sektoren Tiefbauarbeiten (8 %), Dienstleistung der Vermietung von beweglichen Sachen (7 %) und Reparatur, Instandhaltung und Installation von Maschinen und Ausrüstungen (6 %). Bedeutung der deutschen Stromwirtschaft für Deutschland und Nachbarn Abschnitt 2.5 Hess/Karthaus 77 Abb. 23: Vorleistungsverflechtungen bei Elektrizitätsübertragung, -verteilung, -handel 2.5.3 Wertschöpfungs- und Beschäftigungseffekte der deutschen Stromwirtschaft Die im Fokus einer Betrachtung volkswirtschaftlicher Effekte der deutschen Stromwirtschaft176 stehenden Aspekte sind die Bruttowertschöpfung (Wert der Verkäufe von Waren und Dienstleistungen aus eigener Produktion ohne Vorleistungen, BWS), das Bruttoinlandprodukt (BWS inkl. Gütersteuern und abzüglich Gütersubventionen, BIP), die Beschäftigung und die emittierten Treibhausgase. Diese Größen stehen in Wechselwirkung miteinander und folgen nachgelagerten Nachfrageimpulsen; sie werden entlang der Lieferkette in der Input-Output-Analyse berechnet und liefern ein umfangreiches Bild über die wirtschaftliche Bedeutung der Stromwirtschaft. 2.5.3.1 Bruttowertschöpfung und Bruttoinlandsprodukt Einen positiven wirtschaftlichen Effekt stellt der Einfluss auf die BWS und somit das BIP dar. Durch die Nachfrage der Stromwirtschaft nach Gütern und Dienstleis- 176 Im Folgenden werden unter dem Begriff „Stromwirtschaft“ die drei Sektoren konventionelle Stromerzeugung, Elektrizitätserzeugung aus erneuerbaren Energien und Elektrizitätsübertragung, -verteilung und -handel verstanden. Da eine konservative Analyse der Stromwirtschaft erfolgen soll, wird der Sektor Wärme- und Kälteversorgung an dieser Stelle nicht betrachtet, auch wenn dieser mit der Stromwirtschaft verbunden ist. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 78 Hess/Karthaus tungen und angeregten Konsumausgaben der privaten Haushalte werden diese Kennzahlen wiederum direkt, indirekt und induziert beeinflusst. BWS [Mio. EUR] BIP [Mio. EUR] Direkt 31.722 35.484 davon in Deutschland 31.722 35.484 davon im Ausland – – Indirekt 49.438 53.880 davon in Deutschland 35.109 39.273 davon im Ausland 14.329 14.607 Induziert 26.833 28.936 davon in Deutschland 15.958 17.850 davon im Ausland 10.875 11.086 Gesamt 107.994 118.301 davon in Deutschland 82.790 92.608 davon im Ausland 25.204 25.693 Abb. 24: Ergebnisübersicht Bruttowertschöpfung und Bruttoinlandsprodukt Es zeigt sich, dass die deutsche Stromwirtschaft direkt und aufgrund ihrer Nachfrage nach Vorleistungen und Arbeitskräften insgesamt gut 92 Mrd. EUR zum deutschen BIP beiträgt. Bei einem BIP von rund 3.033 Mrd. EUR im Jahr 2015 entspricht dies etwa 3 %. Der in Deutschland zu verzeichnende Gesamteffekt setzt sich zusammen aus 38 % direkten Wirkungen, 43 % indirekten Wirkungen über die Wertschöpfungskette und 19 % konsumbedingten, induzierten Wirkungen. Da die deutsche Stromwirtschaft betrachtet wird, fallen direkte – unmittelbar betriebsbedingte – Effekte ausschließlich in Deutschland an. Die Gesamtwirkungen im Ausland lassen sich in 43 % indirekte Wirkungen und 43 % induzierte Wirkungen unterteilen. Dieselbe Aufteilung gilt aufgrund der engen Verbindung mit dem BIP auch für die BWS. Es wird deutlich, dass die deutsche Stromwirtschaft einen positiven Einfluss auf das Ausland hat. So entsteht BWS von rund 25 Mrd. EUR im Ausland. Dies erklärt sich durch importierte Vorleistungen, die eine Zunahme der Wertschöpfung im Ausland zur Folge hat. Im Folgenden soll betrachtet werden, in welchen Sektoren die BWS entsteht. Hierbei wird die gesamte BWS betrachtet und deren Aufteilung auf die Wirtschaftssektoren Primärsektor (Urproduktion), Sekundärsektor (Industrieller Sektor) und Tertiärsektor (Dienstleistungssektor). Es zeigt sich, dass die Zunahme der BWS im Bedeutung der deutschen Stromwirtschaft für Deutschland und Nachbarn Abschnitt 2.5 Hess/Karthaus 79 Sekundär- und Tertiärsektor entsteht. Der Primärsektor (Land-, Forstwirtschaft und Fischerei) wird durch die Tätigkeiten der Stromwirtschaft kaum beeinflusst: Abb. 25: Aufteilung der BWS in Deutschland nach Primär-, Sekundär- und Tertiärsektor Knapp zwei Drittel der BWS entstehen in Deutschland im industriellen Sektor (Sekundärsektor), darin mit dem größten Wert im Sektor „Elektrizitätsübertragung, -verteilung, -handel“, der etwa 20 % der gesamten BWS repräsentiert, die durch die Tätigkeiten des Elektrizitätssektors in Deutschland entsteht. Der dem Tertiärsektor zugeordnete Sektor „Dienstleistungen der öffentlichen Verwaltung und der Verteidigung“ repräsentiert etwa 11 % der gesamten entstandenen BWS in Deutschland. Mit 10 % sind zudem „Dienstleistungen des Grundstücks- und Wohnungswesens“ Teil der BWS, was auf die Berücksichtigung der induzierten Effekte zurückzuführen ist. Diese bilden die privaten Konsumausgaben aufgrund der gezahlten Löhne ab, die zu einem wesentlichen Teil in Mietzahlungen fließen. Im Ausland entsteht die BWS v.a. im Sektor „Erdöl und Erdgas“ (20 %) und „Kohle“ (7 %), ein vor dem Hintergrund der Importbeziehungen zwischen Deutschland und dem Ausland ein zu erwartendes Ergebnis. Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 80 Hess/Karthaus 2.5.3.2 Beschäftigung Insgesamt ergibt sich ein Beschäftigungseffekt von rund 800.000 Personenjahren in Deutschland. Dies bedeutet, dass knapp 800.000 Beschäftige in Deutschland benötigt werden, um die Nachfrage des Stromsektors im Jahr 2016 bedienen zu können. Dies entspricht etwa 1 % an den Gesamterwerbstätigen in Deutschland. Hinzu kommen rund 300.000 Beschäftige im Ausland. Beschäftigung [Tsd.] Direkt 131 davon in Deutschland 131 davon im Ausland – Indirekt 551 davon in Deutschland 431 davon im Ausland 120 Induziert 438 davon in Deutschland 247 davon im Ausland 191 Gesamt 1.120 davon in Deutschland 809 davon im Ausland 311 Abb. 26: Ergebnisübersicht Beschäftigung Die größten Beschäftigungseffekte in Deutschland sind im Bereich der „Dienstleistungen der öffentlichen Verwaltung und der Verteidigung“ (16 %) und „Einzelhandelsleistungen“ (6 %) zu beobachten. Ein Großteil der Beschäftigten ergibt sich mit 54 % aufgrund der indirekten Effekte in Deutschland, während im Ausland 61 % der Beschäftigung auf die induzierten Effekte zurückzuführen ist. Bedeutung der deutschen Stromwirtschaft für Deutschland und Nachbarn Abschnitt 2.5 Hess/Karthaus 81 2.5.3.3 Treibhausgas Die direkten THG-Emissionen der Stromwirtschaft betragen im Jahr 2016 rund 357 Mio. t CO2-Äq. Damit stellen sie umgerechnet etwa 40 %, also einen großen Teil der Emissionen in Deutschland dar, die mehrheitlich bei der konventionellen Stromerzeugung entstehen. Etwa 70 Mio. t CO2-Äq. werden im In- und Ausland zusätzlich in vorgelagerten Produktionsstufen emittiert. Hinzu kommen rd. 30 Mio. t CO2-Äq. im Ausland, knapp 8 % der gesamten Menge. THG-Emissionen [Mio. t CO2-Äq.] Direkt 357,0 davon in Deutschland 357,0 davon im Ausland – Indirekt 51,1 davon in Deutschland 30,6 davon im Ausland 20,5 Induziert 18,9 davon in Deutschland 7,0 davon im Ausland 11,9 Gesamt 427,0 davon in Deutschland 394,6 davon im Ausland 32,4 Abb. 27: Ergebnisübersicht THG-Emissionen Kapitel 2 Grundlagen des Strommarkts 82 Schwieters/Breisig/Hess/Linden 2.5.4 Volkswirtschaftliche Einschätzung der Energiewende Energieeffizienz, Energieeinsparung und erneuerbare Energien sind die Grundpfeiler eines zukünftigen Energiesystems, das Deutschland mit der Energiewende ansteuert. Ergebnisse aktueller Studien zeigen, dass sowohl verstärkte Energieeffizienz als auch der Ausbau der erneuerbaren Energien mit positiven gesamtwirtschaftlichen Effekten in Form höherer Wirtschaftsleistung und zusätzlicher Arbeitsplätze verbunden sind, einerseits durch zusätzliche Investitionen, andererseits durch geringere Energiekosten. Auf regionaler Ebene schaffen sie zusätzliche Wertschöpfung und Arbeitsplätze. Chancen eröffnet auch die internationale Dimension. Weltweit haben viele Staaten damit begonnen ihre Energiesysteme umzubauen177. Dies ist ein langfristiger Prozess, der gute Exportmöglichkeiten eröffnet, wenn Deutschland beweisen kann, dass die Energiewende in einem führenden Industrieland bei weiter wachsendem Wohlstand gelingt. In einer Studie für das BMUB hat PwC die volkswirtschaftlichen Wirkungen des Aktionsprogramms Klimaschutz 2020 untersucht178 und kann im Ergebnis merklich positive volkswirtschaftliche Effekte im Inland bestätigen. Zunächst ergibt sich aus den Investitionen in Anlagen und deren Betrieb eine direkte Beschäftigungswirkung bei Herstellern, Betreibern und Dienstleistungsunternehmen. Deren Nachfrage nach Gütern in anderen Wirtschaftssektoren schafft weitere indirekte Beschäftigungseffekte in den Vorleistungs- und Zulieferunternehmen. Zudem bewirken Lohnzahlungen an die Beschäftigten zusätzlichen Konsum und induzierte Beschäftigung. Diesen positiven direkten, indirekten und induzierten Beschäftigungsimpulsen (sog. Bruttobeschäftigung) stehen negative Einflüsse aus Substitutions- und Budgeteffekten gegenüber. Investitionen in erneuerbare Energien oder Energieeffizienz ersetzen Investitionen in konventionelle Strom- und Wärmekraftwerke, Verbraucher haben zunächst höhere Kosten für Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien, im Strombereich etwa durch die Umlage aus dem EEG. Positiv wirken sich mit Blick auf den Außenhandel die entstehenden Exportchancen aus, ebenso die verminderten Importe konventioneller Primärenergieträger. Nettoeffekte, mit denen die Frage beantwortet wird, welcher Vorteil sich „unter dem Strich“ ergibt, lassen sich nur durch Modellsimulationen berechnen. Für die Beurteilung der Gesamtwirkung sind vier Teilaspekte zu berücksichtigen: Beschäftigungseffekte der Energiewende Gesamtwirtschaftliche Kostenbelastung 177 So plant z.B. Saudi Arabien bis 2023 Investitionen in erneuerbare Energien von 10 GW. 178 Die Studie ist, abrufbar unter: http://bit.ly/2fBTOiw. Bedeutung der deutschen Stromwirtschaft für Deutschland und Nachbarn Abschnitt 2.5 Schwieters/Breisig/Hess/Linden 83 Verteilungsfragen und Energiearmut Innovationswirkungen der Energiewende Unsere Studie zeigt als Ergebnis der Modellsimulationen, dass durch das Aktionsprogramm Klimaschutz zwischen 2015 und 2020 signifikante Beschäftigungs- und Wachstumseffekte ausgelöst werden, die in 2020 zu ca. 430.000 zusätzlichen Beschäftigten sowie ca. 1 % Wachstum des BIP führen können. Dabei sind positive Effekte durch die zusätzliche Güternachfrage (z.B. Bauleistungen) und negative Effekte durch die Verringerung der Nachfrage nach einzelnen Gütern (z.B. Energie) saldiert. Eingerechnet sind volkswirtschaftlich sinkende Ausgaben für Brennstoffimporte, allein im Jahr 2020 ca. 3,5 Mrd. EUR aufgrund von Einsparungen bei Mineralöl (ca. 3,3 Mrd. EUR) und Steinkohle (ca. 0,2 Mrd. EUR). Bis 2020 sind Investitionen von insgesamt 125 Mrd. EUR zu erwarten, denen aus volkswirtschaftlicher Sicht langfristig Einsparungen von 274 Mrd. EUR gegenüberstehen, von denen sich 2020 allerdings erst 42 Mrd. EUR materialisiert haben werden. Auch wenn die Kosten den Nutzen kurzfristig übersteigen – über den gesamten Lebenszyklus der Maßnahmen gerechnet ergeben sich den Berechnungen zufolge erhebliche Einsparungen von fast 150 Mrd. EUR. In der Summe zeigen die Simulationen, dass sich Maßnahmen zum Klimaschutz und der Energiewende auch aus volkswirtschaftlicher Sicht langfristig durchaus rentieren können.

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Zusammenfassung

Das Autorenteam erklärt Ihnen die verschiedenen gesetzlichen Vorgaben und die Auswirkungen auf den deutschen Strommarkt: z.B. das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), das Kraft-Wärmekopplungs-Gesetz (KWKG) und deren Novelle von 2016, den Zertifikatehandel und wichtige EU-Vorgaben sowie das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewirtschaft. Der Band befasst sich zudem mit Zukunftsthemen wie virtuellen Kraftwerken, intelligenten Messsystemen, E-Mobility und den neuen Geschäftsmodellen, die sich durch die technologische Weiterentwicklung ergeben. Darüber hinaus wagen die Experten einen Ausblick auf den Strommarkt im Jahr 2030.

 

Inhalte:

  • Technisch-wirtschaftliche Grundlagen des Strommarktes

  • Kostenstrukturen und Preisbildung

  • Politische Ziele und gesetzliche Rahmenbedingungen

  • Marktintegration von Renewables und Auswirkungen auf den Kraftwerkspark

  • Zukunftsthemen: Digitalisierung, neue Technologien und Systemansätze

  • Smart Grids und intelligente Mess-Systeme

  • Geschäftsmodelle auf dem Strommarkt der Energiewende

Arbeitshilfen online:

  • Gesetzessammlung und Richtlinientexte

  • Begründungen zu den Gesetzen und Verordnungen

  • Weitere Unterlagen zu ausgewählten Einzelfragen

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