Der deutsche Strommarkt

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1 Der deutsche Strommarkt Einige spezielle Probleme der Energiewende Prof. Dr. Wolfgang Ströbele Lehrstuhl für Volkswirtschaftstheorie WWU Münster

2 Wie funktioniert der heutige Strommarkt? Stromnachfrage schwankt im Tagesablauf und saisonal und wöchentlich (Montag - Freitag / Wochenende + Feiertage) Daraus ergibt sich als Aggregat über alle Nachfrager eine so genannte Jahresdauerlinie der Nachfrage. Von den 8760 Stunden eines Jahres (bei Schaltjahr + 24 Stunden) wird eine bestimmte Leistung in 1000 MW = GW mindestens Stunden benötigt = Grundlast An ganz wenigen Stunden im Jahr, in Deutschland typischerweise ein oder wenige Wintertage (Dezember oder Januar) Mitte der Woche wird eine extrem hohe Last benötigt = Spitzenlast i.e.s. Dazwischen liegt die Mittellast. 1

3 Wie funktioniert der heutige Strommarkt? 2

4 Wie funktioniert der heutige Strommarkt? Wenn ein gesamtwirtschaftlicher Planer die optimale (= kostengünstigste) Mischung verschiedener Kapazitäten errichten müsste, würde er einer bestimmten Jahresdauerlinie einen zugehörigen kostenminimalen Kraftwerkspark zuordnen: Für die reine Spitzenlast (sehr wenige Stunden p.a.) die Gasturbinen, die nächsten 2200 Stunden p.a. als GuD-Anlagen, dann die Mittellast mit Steinkohlekraftwerken oder Wasserkraft, Grund- und Mittellast bevorzugt nur mit Wasserkraft (Norwegen!); da deren Kapazitäten in D aus natürlichen Gründen begrenzt sind, werden dann Braunkohle und bisher Kernenergie eingesetzt. Diese Mischung kann auch durch wettbewerbliche Strukturen auf der Erzeugerseite zustande kommen (Marktdesign??). 3

5 Wie funktioniert der heutige Strommarkt? Besonderheit in Deutschland: gesetzlicher (fast) unbedingter Vorrang für Strom aus erneuerbaren Quellen mit gesicherter Einspeisevergütung. Dargebotsabhängige Wind- und Photovoltaik schwanken noch zusätzlich je nach Wetterlage / Jahreszeit. Deren Ausbau stark. Die jetzt dadurch noch stärker schwankende jeweils restliche Nachfrage (Residuallast) müsste von konventionellen Anlagen abgedeckt werden: Verantwortung für Spannungs-, Frequenzhaltung etc. = Qualität Strom. Bisherige Regel: Gut regional verteilt, müssen etwa GW konventionelle Großkraftwerke ins Höchstspannungsnetz zur Synchronisierung + Spannungshaltung beitragen = Qualitätssicherstellung. Schrittweiser Ausstieg aus der Kernenergienutzung bis 2022 Längerfristig (ab 2030) soll der Anteil (an der Stromerzeugung) aus EE auf über 50 % steigen: 2023 etwa 40 %. 4

6 Wie funktioniert der heutige Strommarkt? Dabei wird an Anteil EE-Strom an der erzeugten elektrischen Arbeit (TWh) angestrebt. Wegen der deutlich niedrigeren Nutzungsstundenzahl pro Jahr, d.h. Photovoltaik unter 1000 h/a, Wind an Land absehbar unter h/a Wind offshore h/a, benötigt man dafür einen deutlich überproportionalen Anteil an der Erzeugungskapazität (GW). Der dann notwendige EE-Kapazitätsanteil (an der Gesamtkapazität) muss auf fast 60 % steigen, um bei den schlechten Volllaststundenzahlen den Anteil von 40 % der Arbeit zu erreichen (über 120 GW erneuerbare). Umgekehrt erleiden die (benötigten) konventionellen Kraftwerke einen Rückgang ihrer Volllaststunden sie werden unwirtschaftlicher. Damit kann es je nach Wetter eine zu reichliche, aber auch unzureichende Kapazität für die gegebene Last geben! 5

7 Wie funktioniert der heutige Strommarkt? Wo werden neue Erzeugungskapazitäten (wenn überhaupt) gebaut? Offshore Windanlagen und Repowering Wind vor allem im Norden Standorte für Kohlekraftwerke im Norden oder an Rheinschiene wegen hoher Transportkosten für Kohle gegen Briefmarkentarif für Stromtransport Gaskraftwerke im Süden brauchen noch Ausbau der Erdgaspipelines (Winter) Wo entfallen Kernkraftwerke (Erzeugungskapazitäten) vor allem? In Südhessen, Baden-Württemberg und Bayern Insgesamt wären etwa gleichzeitig nötig: (1) Erzeugung (IST: reichlich) + (2) Trassen (Nord-Süd, IST: in Planung, einige im Bau; absehbar verzögert) (3) Speicher für Strom (Pumpspeicher z. Zt. 7 GW, bis 2020 Ausbau auf 8 GW; IST: andere Speicher nicht in Sicht: Prototypen!) 6

8 Wie funktioniert der heutige Strommarkt? Wie sieht die Situation heute aus (2010)? deutsche Stromerzeugung 2010 TWh 2010 Kapazität Stunden Steinkohlen 117,0 30, Braunkohlen 145,9 22, Mineralöl 8,4 5, Konventionell Erdgas 86,8 23, Std Kernenergie 140,6 21, GW Windkraft onshore 37,8 27, offshore 0,0 0,0 Wasserkraft 21,0 4, Biomasse 27,6 4, Photovoltaik 11,7 17,3 675 regenerativ Müll 4,8 1, Std andere 26,7 6, GW Insgesamt 628,1 165,

9 Strommarkt in Deutschland Stromerzeugung 2010 in Deutschland (in Mrd. kwh) 12,0 5,6 16,7 7,5 84,5 36,5 6,5 28,5 19,7 140,5 147,0 Kernenergie Braunkohle Steinkohle Erdgas Mineralöl Wind Wasser Pumpspeicher Biomasse Photovoltaik andere EE, Müll Sonstige 116,0 8

10 Wie funktioniert der heutige Strommarkt? Lastverlauf Juli 2010 in Deutschland (Quelle: RWE): 9

11 Wie funktioniert der heutige Strommarkt? Lastverlauf im Januar 2011 (Quelle RWE) 10

12 Wie funktioniert der heutige Strommarkt? Fall A: günstige EE-Einspeisung 11

13 Wie funktioniert der heutige Strommarkt? Fall B: ungünstige EE-Einspeisung 12

14 Wie funktioniert der heutige Strommarkt? Eine optimistische Situation im Jahr 2023 (etwa 40 % der Stromerzeugung aus erneuerbaren; Planung der Regierung) deutsche Stromerzeugung 2023 TWh 2023 Kapazität Stunden Steinkohlen 93,6 26, Braunkohlen 132,0 22, Mineralöl 5,0 4, Konventionell Erdgas 146,0 36, Std Kernenergie 0,0 0, GW Windkraft onshore 62,0 40, offshore 44,0 10, Wasserkraft 22,9 5, Biomasse 50,4 9, Photovoltaik 38,7 52,0 745 regenerativ Müll 5,5 1, Std andere 28,0 6, GW Insgesamt 628,1 213,

15 Wie funktioniert der heutige Strommarkt? Fall 1: Sonntag im Sommer mittags. Höchstlast liegt bei 50 GW. Da die Sonne scheint und die Küste guten Wind hat, gibt es ein EE-Angebot von GW. Wohin mit dem Strom? Wie ist Netzstabilität zu sichern? Fall 2: Sonntagmorgen im Winter gegen 3.30 Uhr. Eine Orkanfront zieht über die Küste und Norddeutschland. Das Angebot aus Wind ist bis 5 Uhr sehr groß (EEG-Angebot: 45 GW), dann müssen wegen der Sturmstärke immer mehr Windanlagen abgeregelt werden: Über die der Hälfte der Windkapazität fallen schnell aus. Anstieg der Nachfrage (Last) bis 70 GW früh morgens haben die konventionellen Anlagen fast allein zu tragen. Fall 3: EEG-Angebot um 20 Uhr im Januar wegen Windstille und Frost sehr gering (Wasserführung der Flüsse), Angebot für die fast 80 MW Last muss von den konventionellen Anlagen kommen. Erdgas wird jedoch auch für den Wärmemarkt und Industrie benötigt. Da einige GW Erdgaskraftwerke ausfallen und rund 5 % der übrigen konventionellen Kapazität nicht bereit stehen, droht ein Blackout (zumindest in Süddeutschland). 14

16 Wettbewerbsmodell gegen Vorrang für EEG-Strom Auf Grund europäischer Vorgaben (seit 2005): Wettbewerbsmodell für die Stromerzeugung durch erzwungene Öffnung der Netze soll nach Politik zukünftig im Anteil schrumpfen. Inzwischen (auch rechtliche) Abtrennung der Übertragumngs-Netze von der vier großen Stromkonzernen (drei bereits vollzogen) E.on-Netz Tennet (niederländische Gesellschaft) Vattenfall Gesellschaft aus Suez + australischer Investor RWE 75,1 % verkauft an Investoren = Amprion EnBW will verkaufen Konflikt mit den EU-Vorgaben, wenn über 50 % Strom durch politische Förderung aus subventionierten EE-Quellen kommt? EE-Förderung in D. via (politisch gesetzte) Preissignale. Mengentempo? Residualnachfrage für konventionelle Kraftwerke schrumpft zu schnell. Neubauten + Weiterbetrieb bestimmter Altanlagen lohnen nicht mehr. Vermeintliche Rettung: Kapazitätsmärkte = neue Subventionen / Umlagen? 15

17 Wie funktioniert der heutige Strommarkt? Warum dann nicht Tempo des Umbaus der Stromerzeugung abbremsen / verlangsamen und mit Trassen- und Speicherausbau synchronisieren? Sorge vor zusätzlichen CO2-Emissionen? Bei einem globalen Umweltproblem ist eine globale Beschränkung der Emissionen wichtig. Größenordnungen global siehe nächste Folie! 16

18 Strommarkt in Deutschland Energiebedingte CO2-Emissionen Welt (Mill. t) Zuwachs monatlich in Mill. t USA China Mittlerer Osten Deutschland ,8 WELT gesamt

19 Zusammenfassung Strommarkt in Deutschland Wir befinden uns in einer Übergangsphase mit wachsenden Risiken für die Versorgungssicherheit. Die Energiewende geht (preisgesteuert) zu schnell und mit zu wenig Marktkomponenten (bei angeblichen Mengenzielen). Ein Anteil von EEG-Strom bald über 33,3 % benötigt eine völlig andere Transportinfrastruktur und ein anderes Marktdesign und mittelfristig Speicher in großem Stil. Zum zweiten und dritten Punkt beginnt die Diskussion der Politik erst jetzt. Die jetzige EEG-Förderung wird mittel- bis langfristig sehr teuer. Die Strompreise werden gegenüber heute deutlich ansteigen durch weitere EEG- Umlage + Netzausbaukosten + Kapazitätsprämien oder Optionsprämien. Die Sicherheitsauswirkungen des Kernenergieausstiegs in Deutschland wirken national frühestens bei Inbetriebnahme eines Endlagers; + abgeschwächt wegen KKW rund um uns herum in Europa: Tschechien, Frankreich,. 18

20 Strommarkt in Deutschland Danke für Ihre Aufmerksamkeit! Fragen Kommentare??? 19

21 Backup-Folien 20

22 Strommarkt in Deutschland Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland 21

23 Wie funktioniert der heutige Strommarkt? Wir haben heute festgestellt, dass alles mit allem zusammenhängt Bundeskanzlerin Angela Merkel nach dem Gespräch im Kanzleramt am ; zitiert nach WN, Frage: Warum heute? Das ist das erste Hauptproblem der heutigen Energiewende: bisher zu sehr linear und additiv gedacht. Das zweite Hauptproblem entsteht aus den jeweiligen Einzelzielen und politiken der 16 Bundesländer, die für sich optimieren (teils ineffizient, teils widersinnig). Stichwort: Braucht z.b. NRW ein eigenes Klimaschutzgesetz? Das dritte Hauptproblem entsteht aus dem Anspruch des Staates, die richtige technische Lösung zu kennen (fördern). 22

24 Strommarkt in Deutschland Wie viel CO 2 verträgt die Atmosphäre? Energieträger unterscheiden sich nach C/H-Zusammensetzung unterschiedliche spezif. CO 2 -Emissionen. Ebenso: unterschiedliche Wirkungsgrade in der Stromerzeugung: Brennstoff / Baujahr! Energie- Träger kg CO 2 / kg SKE t CO 2 / MWh W-Grad kg CO2/ kwh B-Kohle 3,23 0,40 39,7% 1,000 S-Kohle 2,73 0,34 41,9% 0,800 Heizöl 2,19 0,27 40,4% 0,666 Erdgas GuD 1,64 0,20 56,0% 0,360 23

25 Politik I: Wie lassen sich 150 TWh ersetzen (Kernenergie)? Mittelfristige Perspektive bis Der Kraftwerkspark des Jahres 2010 enthielt MW Kapazität Kernenergie. Nach dem Fukushima-Unglück im Frühjahr 2011 fallen durch politische Entscheidung sofort MW davon aus, über die nächsten 11 Jahre sind schrittweise rund MW und 150 TWh zu ersetzen. Politik II: Zubau regenerativer Stromerzeugung auf % Anteil an der Gesamtmenge bis zum Jahr 2023, dann mittelfristig bis 50 %. Davon größte Beiträge Wind (dargebotsabhängig), Photovoltaik (nur tagsüber, stark im Sommerhalbjahr) und Biomasse (Methan, Konkurrenz zu Lebensmittelerzeugung,?). 24

26 Problem I: Wie lassen sich 150 TWh ersetzen (Kernenergie)? Selbst bei fast Verdopplung der Windkapazitäten (zum größten Teil off-shore; + 20 GW): Bei dann (hoffentlich) insgesamt über 2200 Volllaststunden für Wind p.a. = + 45 TWh. Verdopplung der Biomassestromerzeugung bringt 30 TWh und übrige weitere erneuerbare 15 TWh. Davon sind quasi sicher planbar einzusetzen TWh! Wind schwankend, Sonne im Sommerhalbjahr und tagsüber gut verfügbar. Problem II: Durch den Vorrang von EEG-Strom schrumpft die restliche Stromnachfrage und diese schwankt noch stärker. Die Wirtschaftlichkeit von fossilen Kraftwerken wird dadurch heute schon fraglich! Diese würden optimistisch bis 2023 für 60 TWh benötigt. Wer baut sie? 25

27 Problem III: Wie lassen sich 150 TWh ersetzen (Kernenergie)? Durch notwendigen Zubau fossiler Kraftwerke / kurzfristig Einsatz älterer Anlagen steigen die CO2-Emissionen ohnehin um Größenordnungen von mindestens über 40 Mill t CO2 p.a. an. Problem IV: Neubauten Wind + Kohlekraftwerke entstehen im Norden; Ausfall der Kernkraftwerke sehr stark in Süddeutschland. Ausbau der Stromtrassen dauert sehr lange. Also Blackoutrisiko vor allem in Süddeutschland, im Winter bei wenig Wind. Speicher bei Wind/PV haben zwei Funktionen! a) Zeitpuffer über mehrere Tage und sogar Wochen (fehlen noch völlig; großtechnisch dauert noch absehbar Jahre?). b) Zeitpuffer über wenige Stunden für die heutige Vermarktung. 26

28 Problem V: Wie lassen sich 150 TWh ersetzen (Kernenergie)? Die allgemeine Versorgungssicherheit geht wegen der Dominanz nicht planbarer EEG-Erzeugung bereits innerhalb der nächsten zehn Jahre dramatisch zurück (Winter 2012/13 oder ab 2019). Das jetzige Marktdesign des Strommarktes kann diese Probleme nicht bewältigen: neue Kapazitätsmärkte, neue Subventionen? Problem VI: Die Strompreise der Verbraucher werden steigen: CO2-Preise, schlechte Auslastung (neuer / alter) fossiler Kraftwerke erfordert Kapazitätsprämien, Netzausbau wird teuer, Subventionierung von EEG-Strom erfolgt per Umlagesystem in die Netzentgelte Cent/kWh bis 2025? Gefahr für Industrie / Industriestandorte. 27

29 Wie lassen sich 150 TWh ersetzen (Kernenergie)? 28

30 EEG-Umlage 2012 und 2013 Strommarkt in Deutschland 6 EEG-Umlage Ausgleich Defizit Aufbau Liquiditätsreserve Befreiung für Unternehmen sinkender Börsenstrompreis 0 EEG-Umlage 2012 EEG-Umlage 2013 Zubau Neuanlagen 29