1. Einleitung. Copyright LichtBlick SE 1

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1 1. Einleitung Damit der Strom für den Endkunden ständig verfügbar aus der Steckdose kommen kann, muss eine ganze Branche arbeiten: Die so genannten Erzeuger sorgen dafür, dass Strom aus Brennstoffträgern oder regenerativen Energien erzeugt wird. Die Händler sorgen dafür, dass der Strom von den Kraftwerken gekauft und weiter verkauft wird und Marktpreise für den Strom existieren. Die Lieferanten bilden die Schnittstelle zwischen den Händlern und den Kunden, indem sie Strom zu einem individuellen Produkt machen und an die Endkunden verkaufen. Die Netzbetreiber sorgen dafür, dass der Strom physikalisch vom Erzeuger zum Verbraucher kommt. Sie betreiben die Stromnetze, über die der Strom zum Kunden transportiert wird. Die Strombranche unterscheidet zwischen Grünem Strom ('Öko-Strom') und Grauem Strom. 'Grüner Strom' stammt aus erneuerbaren Energien. 'Grauer Strom' wird aus fossilen oder nuklearen Brennstoffträgern gewonnen. Grüner Strom und Grauer Strom unterscheiden sich folglich im Hinblick auf ihre Erzeugung und den damit verbundenen Umweltauswirkungen und Risiken. Die Verteilung, der Handel und der Vertrieb funktionieren hingegen für die ganze Branche nach den gleichen Prinzipien, egal ob Grüner oder Grauer Strom. Copyright LichtBlick SE 1

2 Kapitel 2 2. Stromerzeugung 2.1 Energieträger und Kraftwerkstypen 2.2 Strukturen des Strommarktes 2.3 Energieszenarien Seite Copyright LichtBlick SE 2

3 Energieträger & Kraftwerkstypen fossile Energieträger nukleare Energie regenerative Energien Erdöl, Erdgas, Torf Braun- und Steinkohle Uran Sonne, Windund Wasserkraft, Geothermie, Biomasse Kohlekraftwerk Atomkraftwerk Wasserkraftwerk Biomassekraftwerk Solarkraftwerk Windkraftanlage 2. Stromerzeugung Strom lässt sich auf unterschiedliche Art und Weise erzeugen: konventionell aus fossiler, nicht-erneuerbarer Energie (Erdöl, Erdgas, Braun- und Steinkohle) aus nuklearer Energie (Uran) regenerativ aus erneuerbaren Energien (Sonne, Wind- oder Wasserkraft, Biomasse, Geothermie) Die Kraftwerke unterscheiden sich neben den verwendeten Energieträgern durch Wirkungsgrad, Erzeugungskosten, Umweltbelastungen, Risiken und Zuverlässigkeit in der Bereitstellung. Copyright LichtBlick SE 3

4 2.1 Energieträger und Kraftwerkstypen Fossile Energieträger und nukleare Energie sind nur begrenzt verfügbar. Teilt man die Menge an bekannten oder vermuteten Vorräten durch den gegenwärtigen jährlichen Brennstoffverbrauch aller Kraftwerke weltweit, so erhält man im Ergebnis eine Jahreszahl, die in der Fachliteratur als statische Reichweite bezeichnet wird. Sie gibt an, nach wie vielen Jahren die zugrunde gelegte Menge an Vorräten erschöpft wäre, wenn der jährliche Verbrauch auf dem gegenwärtigen Niveau fortgeführt wird. In derartigen Berechnungen wird zwischen Reserven und Ressourcen unterschieden. Als Reserven bezeichnet man die gesicherten Funde, die wirtschaftlich abzubauen sind. Als Ressourcen bezeichnet man die vermutete Menge weiterer Vorkommen, die noch nicht erschlossen sind bzw. sich derzeit nicht wirtschaftlich erschließen lassen. Die für Erdöl und Erdgas gemachte Unterscheidung zwischen konventionell und nicht-konventionell bezieht sich auf die Fördermethoden. Diese sind konventionell, wenn sie heutigen technischen Bedingungen entsprechen, und nicht-konventionell, wenn sie heute noch unüblich sind (z. B. die Gewinnung von Öl aus Ölsand oder Ölschiefer). Die statische Reichweite unserer Energieträger ist begrenzt. Unter Berücksichtigung der zu erwartenden weltweiten Verbrauchszunahme ist die realistische Reichweite möglicherweise erheblich geringer! Nur regenerative Energieträger, also solche, die sich durch die natürlichen Kreisläufe immer wieder selbst regenerieren, sind unbegrenzt verfügbar. Copyright LichtBlick SE 4

5 Bei der Energieumwandlung von Brennstoffträgern in Strom unterscheidet man zwischen Brutto- Stromerzeugung (der Menge Strom, die aus der Energie direkt erzeugt wird) und Netto- Stromerzeugung (Brutto-Stromerzeugung abzüglich des von den Kraftwerken benötigten Stroms für die Erzeugung) betrug die Netto-Stromerzeugung in Deutschland rund 600 TWh. 61,4 % des deutschen Stroms stammten aus fossilen Brennstoffen, 26,6 % aus nuklearen Brennstoffen und 12 % aus erneuerbaren Energien. Der erzeugte Strom floss zu 47 % in die Industrie, 26 % wurden in den Haushalten verbraucht. Weitere 14 % gingen in den Sektor Handel und Gewerbe. Öffentliche Einrichtungen (8 %), Verkehr (3 %) und Landwirtschaft (2 %) verbrauchten insgesamt rund 13 % des erzeugten Stroms. Der Anteil der Stromerzeugung durch erneuerbare Energien steigt in Deutschland bedingt durch gesetzliche Fördermaßnahmen (EEG Erneuerbare-Energien Gesetz) stetig an. Copyright LichtBlick SE 5

6 Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Deutschland verteilte sich in 2006 zu 42,7 % auf Windenergie (30,5 TWh), zu 29,8 % auf Wasserkraft (21,3 TWh), zu 24,7 % auf Biomasse (17,6 TWh) und zu 2,8 % auf Photovoltaik-Anlagen (2 TWh). Von den 71,4 TWh Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien wurden 51,5 TWh über das Erneuerbare-Energien-Gesetz gefördert. Die Differenz erklärt sich daraus, dass insbesondere der Strom aus großen Wasserkraftanlagen ohne EEG-Förderung direkt vermarktet wird. Die zukünftige Entwicklung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Deutschland ist je nach Energiequelle unterschiedlich. Die größten Kapazitäten ergeben sich aus dem Ausbau von Onshore- und Offshore-Windkraftanlagen. Im Bereich der Wasserkraftwerke sind die Potentiale in Deutschland weitgehend erschöpft. Für die Stromerzeugung aus Biomasse sind die Potentiale groß. In Biomassekraftwerken werden feste (z. B. Hausmüll, Gülle, Holzabfälle oder Mais), flüssige (z. B. Rapsöl) oder gasförmige (z. B. Klärgas) Energieträger verbrannt. Bei der Verbrennung wird nur in etwa so viel CO 2 freigesetzt, wie vorher beim Wachstum der Pflanzen der Erdatmosphäre entnommen worden ist. Biomasse kann somit einen Beitrag zur CO 2 -Reduzierung leisten und dem Treibhauseffekt entgegenwirken. Für Photovoltaik gibt es in Deutschland noch sehr große Potentiale. Besonders geeignet für die Installation von PV-Anlagen sind Dachflächen, da hierbei kein zusätzlicher Flächenverbrauch entsteht und aufgrund der dezentralen Erzeugung Leitungskapazitäten und Übertragungsverluste vermieden werden. Die Photovoltaik ist jedoch derzeit noch die mit Abstand teuerste Art der Stromerzeugung. Sie benötigt daher hohe Fördersätze. Für die Stromerzeugung aus Geothermie haben erste Anlagen gerade ihren Betrieb aufgenommen. Bei der Bohrung besteht jedoch das Risiko, dass man nicht weiß, ob und wie viel Wasser mit welcher Temperatur man finden wird. Somit ist das Potential und die Wirtschaftlichkeit dieser Anlagen schwer kalkulierbar. Copyright LichtBlick SE 6

7 Strom ist elektrische Energie, die durch Umwandlung aus anderen Energien erzeugt wird. Je weniger Umwandlungsschritte dabei vollzogen werden, desto geringer ist der Verlust durch den Umwandlungsprozess, wie etwa durch Reibung innerhalb der Turbine oder des Generators oder durch Wärmeabstrahlung von Kessel und Brenner. Strom aus Kohle, Öl oder Gas durchläuft einen Umwandlungsprozess von chemischer Energie über thermische Energie (Wärme-Energie) und kinetische Energie (Bewegungsenergie) hin zur elektrischen Energie. Bei diesem Umwandlungsprozess gehen rund 60 % der Energie verloren. Die Energieträger werden verbrannt, dabei entsteht Wasserdampf von hohem Druck und hoher Temperatur, der eine Turbine antreibt, die wiederum einen Generator in Bewegung setzt, der Spannung erzeugt. Die Qualität der Energieumwandlung beschreibt der Wirkungsgrad, welcher das Verhältnis der nutzbaren Energie zur eingesetzten Energie beschreibt. Je höher der Wirkungsgrad, desto weniger Verluste entstehen bei der Umwandlung und desto weniger Energie muss eingesetzt werden, um die gleiche Menge nutzbare Energie zu erzeugen. Grüner Strom stammt aus erneuerbarer Energie, welche die Natur nahezu unbegrenzt zur Verfügung stellt. Die kinetische Energie aus Wind- oder Wasserkraft wird ohne weitere Zwischenschritte im Windrad oder Wasserkraftwerk mittels Generator in Strom umgesetzt. Die Wärmestrahlung der Sonne wird bei der Photovoltaik direkt in Strom umgewandelt. In einem solarthermischen Kraftwerk werden die Sonnenstrahlen über Spiegel auf einen Punkt konzentriert, in dem dadurch hohe Temperaturen erreicht werden. Mit diesen wird dann, wie in einem konventionellen Kraftwerk, Dampf erzeugt, der eine Turbine antreibt. Diese Technologie ist jedoch eher für sonnenreiche Gegenden geeignet. In Kalifornien sind solche Anlagen mit Leistungen bis zu 80 MW bereits seit Jahren in Betrieb. In Biomasse-Kraftwerken wird aus organischen Abfällen, Holz oder schnell wachsenden Pflanzen Strom erzeugt. Die Biomasse wird entweder verbrannt (Holz) oder es wird durch anaerobe Vergärung Biogas erzeugt, das dann z. B. in Gasmotoren oder Gasturbinen eingesetzt werden kann, um mittels Generator Strom zu erzeugen. Copyright LichtBlick SE 7

8 Strom stammt aus Erzeugungsanlagen ganz unterschiedlicher Größe. Braun- und Steinkohlekraftwerke sind ebenso wie Kernkraftwerke Anlagen, die in großen Leistungseinheiten (bis zu MW) Strom erzeugen, während Gas- und Dampf-Kraftwerke (GuD) und Wasserkraftwerke im Bereich von bis zu 400 MW Leistung erzeugen. Einzelne Photovoltaik-Anlagen oder Onshore-Windkraftanlagen hingegen erzeugen Strom in kleineren Leistungseinheiten, werden aber üblicherweise in Wind- oder Photovoltaikparks gebündelt und erreichen dann Gesamtleistungen von 10 bis 30 MW. Die Stromerzeugungsanlagen haben ganz unterschiedliche Wirkungsgrade. Den besten Wirkungsgrad haben Wasserkraftanlagen: Sie wandeln ca. 90 % der kinetischen Energie in elektrische Energie um! Ein Wirkungsgrad von mehr als 50 % wird außerdem bei leistungsstarken Windkraftanlagen realisiert und mit Hilfe von Gas- und Dampf-Kraftwerken. Durch die Kombination einer Gasturbine und einer Dampfturbine (aus den ca. 500 C heißen Abgasen aus der Gasturbine wird in einem Abhitzekessel Dampf erzeugt, der eine Dampfturbine antreibt) lassen sich Wirkungsgrade von bis zu 60 % erreichen. Damit gehören GuD-Kraftwerke zu den effizientesten konventionellen Kraftwerken. Bei allen anderen konventionellen Kraftwerken gehen mehr als 50 % der Energie aus den fossilen Brennstoffen als ungenutzte Wärme verloren! Hinzu kommt, dass fossile Kraftwerke viel CO 2 emittieren. Dabei sind alte Braunkohlekraftwerke mit 1,1 Tonnen CO 2 pro erzeugte Strommenge (MWhel) die mit Abstand klimaschädigendsten Anlagen. Aber auch moderne Braunkohlekraftwerke emittieren 0,91 t/mwh el und tragen damit stark zur globalen Erwärmung bei. Etwas günstiger sieht die CO 2 - Bilanz von Steinkohlekraftwerken und Gaskraftwerken aus. Strom aus Kernenergie wird mit geringem Wirkungsgrad (33 %) CO 2 -frei erzeugt. Seine Erzeugung setzt die Bevölkerung allerdings schwer kalkulierbaren Risiken durch Unfälle in den Kraftwerken, beim Transport und bei der Wiederaufbereitung von Brennstäben aus. Außerdem ist die Frage nach geeigneten Endlagerungskonzepten für radioaktive Abfälle immer noch offen. Copyright LichtBlick SE 8

9 Deutschland hat das klimapolitische Ziel, die CO 2 -Emissionen bis zum Jahr 2020 um 40 % bezogen auf das Jahr 1990 zu senken. In Deutschland werden zur Zeit 800 Mio. t/a emittiert. Anders als häufig vermutet hat der Verkehr daran mit 20,1 % einen geringeren Anteil als die Stromerzeugung. Diese hat an der gesamten CO 2 -Emission in Deutschland den größten Einzelanteil von 45,7 % (Grafik links). Errechnet man den jeweiligen Anteil an absoluten Mengen Tonnen CO 2 je Kraftwerkstyp, so zeigt sich, dass die Hauptquelle für CO 2 in der Stromerzeugung Braunkohle ist. Jährlich werden 153 Mio. t CO 2 aus Braunkohlekraftwerken freigesetzt, um 23,4 % des Stroms (netto siehe Bild Energieeinsatz) zu erzeugen. Außerdem werden rund 112 Mio. t CO 2 aus Steinkohlekraftwerken emittiert, um 20,9 % des Stroms (netto) zu erzeugen. Die Stromerzeugung aus Braun- und Steinkohle verursacht 33 % der gesamtdeutschen CO 2 -Emissionen. Die Reduktion von CO 2 soll auch durch den verstärkten Einsatz erneuerbarer Energien in der Stromerzeugung und am Wärmemarkt erreicht werden. Diese ist bis 2020 mehr als zu verdoppeln. Copyright LichtBlick SE 9

10 Seit etwa 1990 wird die Strombranche durch steigendes ökologisches Bewusstsein der Bevölkerung schrittweise verändert: Bedingt durch Förderung von erneuerbaren Energien im Stromeinspeisungsgesetz von 1991 (2000 vom EEG abgelöst) gibt es einen massiven Ausbau der erneuerbaren Energien (insbesondere Windenergie) Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien hat sich seit 1990 mehr als verdreifacht Im Jahr 2008 lässt sich bereits feststellen, dass einige erneuerbare Energien (Wind Onshore, Wasserkraft) jenseits der strukturellen Förderung durch öffentliche Mittel nahe an der Wirtschaftlichkeit sind. Zum Teil lohnt sich schon heute die Konkurrenz zur konventionellen Erzeugung. Ein besonders hohes Potential haben der Ausbau von Windenergie insbesondere Offshore - und die Stromerzeugung durch Vergasung von Biomasse: Ende 2007 waren insgesamt über Megawatt (MW) Windleistung installiert. Damit konnten 40 TWh Strom bereitgestellt werden. Bis 2020 sind in Deutschland nach Berechnungen des Bundesverbandes Windenergie e. V. Windenergieanlagen mit einer installierten Leistung von MW an Land und MW auf hoher See realistisch. Diese MW werden dann rund 150 TWh Strom pro Jahr produzieren, ohne CO 2 -Emissionen und radioaktiven Abfall. Das würde bedeuten, dass bereits in 12 Jahren jede vierte Kilowattstunde Strom aus einer Windenergieanlage kommen könnte. Die Stromerzeugung durch Biomasse hat - jenseits der Konkurrenz zur Nahrungsmittelerzeugung - ihre Potentiale v. a. in der Nutzung von stillgelegten landwirtschaftlichen Flächen und durch die Nutzung von Abfällen aus der Landwirtschaft und der Nahrungsmittelerzeugung. Die Anzahl der Biomassekraftwerke hat sich zwischen 2001 und 2006 mehr als verdreifacht. Die gesamte Leistung beträgt MW el, weitere Ausbauten sind geplant. Die rot eingezeichneten Linien zeigen das Referenzszenario der Enquete-Kommission (REF 2002) und die beiden Referenzprognosen REF 2005 und REF 2006 von EWI/Prognos bzgl. der Entwicklung der Stromerzeugung aus regenerativen Energien. Copyright LichtBlick SE 10

11 Die unterschiedlichen Kraftwerkstypen eignen sich technisch für verschiedene Anforderungen bzw. zum Einsatz bei unterschiedlicher Last im Stromnetz. Die permanent benötigte Grundlast lässt sich gut planen und steuern. Diese wird vorzugsweise von Braunkohle- und Kernkraftwerken erzeugt. Für die Grundlast sind aus erneuerbaren Energiequellen insbesondere Wasserkraftwerke geeignet. Die unregelmäßig im Netz nachgefragte, aber planbare Mittellast bedarf bereits flexibler Einsatzmöglichkeiten von Kraftwerken. Die Kraftwerke müssen relativ schnell regelbar sein. Für die Mittellast werden überwiegend Steinkohle- und Gaskraftwerke eingesetzt. Die schwer prognostizierbare Spitzenlast wird durch kurzfristiges Zu- oder Abschalten oder kurzfristige Leistungserhöhung oder -verminderung einzelner Kraftwerke bereitgestellt. Durch das Erreichen der Klimaschutzziele, die Einführung des CO 2 -Emissionshandels und den damit verbundenen notwendigen Umbauten des Kraftwerksparks (Ausstieg aus der Kernenergie, Reduktion der Kohlekraftwerke, Effizienzgewinn durch Kraft-Wärme-Kopplung, Ausbau der erneuerbaren Energien) wird sich Einsatz, Betriebsweise und Struktur des Kraftwerkspark stark verändern. So werden Kraftwerke durch Kraft-Wärme-Kopplung effizienter und damit ressourcen- und CO2-ärmer betrieben werden, Gaskraftwerke werden zukünftig auch in der Grundlast eingesetzt und die erneuerbaren E- nergien werden in Kombination mit intelligenten Regelungs- und Steuerungstechnologien auf der Angebots- und Nachfrageseite in das System der Energiebereitstellung mehr und mehr eingebunden. Copyright LichtBlick SE 11

12 2.2 Strukturen des Strommarktes Für das Verständnis der Eigenheiten des Strommarktes in Deutschland ist eine Kenntnis der Besitzverhältnisse von Erzeugungsanlagen und Verteilnetzen notwendig. Resultierend aus historisch gewachsenen Strukturen gibt es eine Konzentration der Stromerzeugung bei den vier größten Unternehmen der Branche (E.ON, RWE, Vattenfall und EnBW). Diese besitzen über 75 % der Kraftwerkskapazität. Neben den großen Erzeugern gibt es weitere Kraftwerkskapazitäten von Stadtwerken und industriellen Eigenerzeugern, insbesondere Erdgas- und Steinkohlekraftwerke (überwiegend Kraft-Wärme- Kopplungsanlagen). Ein Teil der Stadtwerke und Regionalversorger ist durch finanzielle Beteiligung der vier großen Unternehmen in deren Konzernstrategie eingebunden. Eine derartige Interessensbündelung in wenigen Händen führt zu einer erheblichen Machtkonzentration im Erzeugungsmarkt und birgt das Risiko der Marktpreisbeeinflussung. Copyright LichtBlick SE 12

13 2.3 Energieszenarien Die beschränkte Lebensdauer von Kraftwerken (je nach Kraftwerkstyp 20 bis 40 Jahre) hat zur Folge, dass im Abstand von wenigen Jahrzehnten immer wieder darüber nachgedacht werden muss, welche Kraftwerke stillzulegen und welche zu modernisieren bzw. zu ersetzen sind. Die Betreiber von Kraftwerken planen ihre Investitionen ausgehend von politischen Rahmenbedingungen, anhand von Bedarfsprognosen und Rentabilitätsberechnungen für den jeweiligen Anlagentyp. Diese hängen u. a. davon ab, welche anderen Kraftwerkstypen es am Markt gibt. Durch den im Jahr 2000 getroffenen Beschluss der deutschen Bundesregierung zum Atomausstieg wird sich die Kraftwerkslandschaft in der Zukunft ändern. Noch ist nicht abschließend geklärt, wie der zukünftige Kraftwerkspark aussehen soll. Hierzu gibt es unterschiedliche Szenarien. Die oben gezeigte Sterbelinie der deutschen Kraftwerke (KW) zeigt, welche Kapazitäten aufgrund von Alterung der Anlagen bis zum Jahre 2030 ohne Neubauten ausfallen würden. Der beschlossene A- tomausstieg sowie die typische Laufzeit der unterschiedlichen Kraftwerkstypen liegen den Annahmen zugrunde. Den Wegfall der Kapazitäten müssen die Erzeuger substituieren. Dazu gibt es unterschiedliche Möglichkeiten, die sich in den folgenden Szenarien darstellen lassen. Copyright LichtBlick SE 13

14 Szenario 1 'Business as usual' Dieses Szenario geht davon aus, dass der Kernenergieausstieg umgesetzt wird wie im Ausstiegsgesetz beschlossen. Die abzuschaltenden Anlagen werden überwiegend durch neue Steinkohle- und Gaskraftwerke ersetzt. Die erneuerbaren Energien werden gemäß den Ausbauzielen der Bundesregierung weiter ausgebaut. Szenario 2 'sehr starker Ausbau erneuerbarer Energien' Durch einen erheblich schnelleren Ausbau der erneuerbaren Energien ließe sich der Neubau von Kohlekraftwerken stoppen und damit die CO 2 -Emissionen drastisch reduzieren. Dieses Szenario bräuchte ein konsequentes politisches Umdenken und würde die Stromerzeugungskosten erhöhen, da dieses Szenario ohne starke Nutzung der Photovoltaik kaum realisierbar ist. Die Klimaschutzziele (40 % Reduktion von CO 2 gegenüber 1990 bis zum Jahr 2020) könnten hiermit erreicht werden. Szenario 3 'Energieeinsparung 1 % pro Jahr ab 2010' Durch drastische Einsparungen des Energieverbrauchs (1 % jährlich!) könnte man den gesamten Stromverbrauch in Deutschland so weit senken, dass die Klimaschutzziele auch ohne erheblichen Ausbau der erneuerbaren Energien erreicht würden. Szenario 4 'Neubau von Kernkraftwerken' Derzeit wird die Verlängerung der Laufzeit von Kernkraftwerken politisch diskutiert. Das Szenario zeigt, dass die Klimaschutzziele selbst bei langfristiger Weiternutzung veralteter Kernkraftwerke auf heutigem Niveau und Neubau von Reaktoren ohne den Ausbau von regenerativen Energien nicht erreichbar sind. Copyright LichtBlick SE 14

15 Das im August 2007 in Meseberg beschlossene Integrierte Energie- und Klimaprogramm der Bundesregierung (IEKP) sieht eine 40 %ige Reduktion der CO 2 -Emissionen bis 2020 gegenüber 1990 und einen Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien auf % bis 2020 vor. Dieser weitreichende Beschluss hat erhebliche Auswirkungen auf die Branche. Die Grafik zeigt die Entwicklung der CO 2 -Emissionen für die im vorhergehenden Bild dargestellten Erzeugungsszenarien im Vergleich zum Reduktionsziel. Es zeigt sich, dass dieses Ziel nur auf zwei Wegen zu erreichen ist: entweder durch eine Reduktion des Energieverbrauchs um 1 % pro Jahr oder durch einen radikalen Ausbau von Erzeugungskapazitäten aus erneuerbaren Energien (oder eine Kombination beider Möglichkeiten). Unter der Voraussetzung, dass der Atomausstieg wie beschlossen umgesetzt wird und die dadurch wegfallenden Erzeugungskapazitäten überwiegend durch neue fossile Kraftwerke ersetzt werden, werden die Klimaschutzziele weit verfehlt. Eine Laufzeitverlängerung der Kraftwerke oder der Bau von neuen Kernkraftwerken, die den Anteil von Kernenergie am Strommix konstant hielten, würden ebenfalls zu einer Verfehlung der Klimaschutzziele führen. Copyright LichtBlick SE 15

16 Kapitel 3 3. Stromverteilung 3.1 Regulierungsinstanzen und -mechanismen 3.2 Netzebenen 3.3 Netzstabilität 3.4 Übertragungsnetzbetreiber 3.5 Verteilnetzbetreiber Seite Copyright LichtBlick SE 16

17 3.1 Regulierungsinstanzen und -mechanismen Der Strommarkt ist seit 1998 ein liberalisierter Markt. Im Bereich Erzeugung, Handel und Vertrieb von Strom stehen die Akteure im Wettbewerb, bei dem Angebot und Nachfrage den Preis bestimmen. Der Netzbetrieb (Übertragung und Verteilung) unterliegt seit der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes im Jahr 2005 der Regulierung durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) in Bonn, die parallel auch für die Gas- und Telekommunikationsnetze und das Eisenbahnnetz zuständig ist. Daneben gibt es in einigen Bundesländern auch Landesregulierungsbehörden. Da im Netzbereich kein Wettbewerb zum Beispiel durch Aufbau paralleler Netze sinnvoll ist, sollen unangemessene Monopolpreise durch Kontrolle und Regulierung verhindert werden. Dazu müssen alle Netzbetreiber gemäß Netzentgeltverordnungen nach einer dort festgelegten Kalkulationsmethode ihre Netzentgelte (Gebühren für die Nutzung der technischen Infrastruktur von der Steckdose bis zum Übertragungsnetz) im Voraus genehmigen lassen. Die Regulierungsbehörden haben in den vergangenen Jahren die beantragten Netzentgelte z. T. erheblich gekürzt. Ab dem Jahr 2009 tritt als neues Verfahren die so genannte Anreizregulierung in Kraft. Dazu wird auf Basis verschiedener statistischer Methoden für jedes Unternehmen anhand seiner Netzkosten im Vergleich zu den Netzkosten vergleichbarer Unternehmen ein Effizienzwert ausgerechnet. Bei festgestellten Ineffizienzen, d. h. zu hohen Kosten bei gleicher Leistung, begrenzt die Regulierungsbehörde die Erlöse aus Netzentgelten und gibt Höchstpreise vor. So wird der Netzbetreiber gezwungen, im Laufe von mehreren Jahren seine Kosten für den Netzbetrieb zu verringern bzw. seine Effizienz zu steigern. Copyright LichtBlick SE 17

18 3.2 Netzebenen Das deutsche Stromnetz ist ein Gesamtnetz, das aus Leitungen (Höchst-, Hoch-, Mittel- und Niederspannungsleitungen) und Anlagen unterschiedlicher Art besteht und in das europäische Verbundnetz integriert ist. Dieses Netz muss permanent auf einer gleich bleibenden Frequenz von 50 Hz betrieben werden. Dazu muss jederzeit der beim Kunden verbrauchte Strom im gleichen Moment erzeugt und in das Netz eingespeist werden. Ein technisch einwandfreies, stabiles Netz garantiert, dass die Verbraucher ihre Geräte ohne Störungen benutzen können. Das Höchstspannungsnetz ( kv) verteilt den in Kraftwerken erzeugten Strom in ganz Deutschland und Europa. Angeschlossen sind Kraftwerke mit einer Leistungsklasse von bis zu MW (380 kv) bzw. bis zu 700 MW (220 kv). Das Hochspannungsnetz (110 kv) dient der Versorgung größerer Regionen oder Ballungszentren. Der Strom im Hochspannungsnetz kommt aus Kraftwerken mit einer Leistung von bis zu 150 MW (z. B. größere Windparks) oder über Transformatoren aus dem Höchstspannungsnetz. Es versorgt insbesondere größere Industriekunden und den Schienenverkehr. Mittelspannungsnetze verteilen den Strom aus den Hochspannungsnetzen in kleinere Regionen und Stadt- bzw. Industriegebiete. Sie versorgen klassische Gewerbebetriebe (z. B. Kaufhäuser, mittelständische Industriebetriebe). An das Mittelspannungsnetz sind nur kleinere Kraftwerke (z. B. Blockheizkraftwerke) angeschlossen. Niederspannungsnetze verteilen den Strom aus dem Mittelspannungsnetz zur Versorgung einzelner Haushalte und kleinerer Gewerbebetriebe in die Wohngebiete hinein. In das Niederspannungsnetz speisen z. B. kleine Photovoltaikanlagen ein. Das Stromnetz ist hierarchisch in Ebenen gegliedert, um Verluste durch den Transport (rund 4 % auf dem Weg vom Kraftwerk zum Kunden) zu reduzieren. Die auftretenden Verluste werden durch die Netzbetreiber in Graustromqualität ausgeglichen. Sie lassen sich auch durch eine verstärkte dezentrale Einspeisung ins Netz reduzieren. Die dezentrale Erzeugung vermeidet den Transport des Stroms über weite Strecken vom Großkraftwerk zum Verbraucher. Copyright LichtBlick SE 18

19 3.3 Netzstabilität Sämtliche Einspeisungen aus den verschiedensten Erzeugungsanlagen "vermischen" sich im Stromnetz. Hierfür wird oft das Bild des 'Stromsees' genutzt, in den alle Kraftwerke einspeisen, in dem sich die Herkunft bzw. die 'Qualität' des Stroms ('Grüner' Strom oder 'Grauer' Strom) beim Verbraucher aber nicht mehr unterscheiden lässt. Die Sollfrequenz für entnommenen Strom liegt bei einer Frequenz von 50 Hz. Diese Eigenschaft brauchen Endverbraucher für einen reibungslosen Einsatz ihrer technischen Geräte. Die tatsächliche Frequenz im Netz schwankt aufgrund von unplanbarem Verbraucherverhalten und unplanbaren Einflüssen in der Erzeugung minimal um das Soll. Das Prinzip der Frequenz-Leistungs-Regelung von Stromnetzen lässt sich vereinfacht mit einem See bzw. einer Badewanne vergleichen, in der der Wasserspiegel (= Sollfrequenz) trotz unregelmäßigem Wasserzulauf (=Stromerzeugung) und -ablauf (= Stromverbrauch) immer konstant gehalten werden soll. Die Primärregelung erfolgt automatisch im Kraftwerk (z. B. durch Drosselung einer Turbine) innerhalb von Sekunden. Der zeitlich längere Ausgleich von Lastschwankungen im Netz erfolgt durch Zu- und Abschalten von Regelkraftwerken. In Deutschland werden insgesamt MW positive Regelleistung (zusätzliche Leistung für den Engpassfall) und MW negative Regelleistung (Senkung der Produktion bzw. künstliche Erhöhung des Verbrauchs) vorgehalten. Die Leistung der Regelkraftwerke muss im Wettbewerb ausgeschrieben und bei Inanspruchnahme vergütet werden. Die Anzahl der qualifizierten Anbieter für Regelenergie ist in Deutschland sehr begrenzt: Sie wird vor allem durch die vier großen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) bzw. deren Kraftwerksgesellschaften angeboten. Die Kraftwerke, die Regelenergie zur Verfügung stellen, sind fast ausschließlich konventionelle Kraftwerke, so dass Regelenergie als 'Grauer' Strom bereitgestellt wird. Im Vorfeld lässt sich nur schwer prognostizieren, wie viel Regelenergie zu welchem Zeitpunkt benötigt wird. Daher erfolgt die Verrechnung der Regelenergie erst im Nachhinein. Jedem Stromlieferanten wird anteilig und verursachergerecht sein Anteil an den Regelenergiekosten in Rechnung gestellt. Copyright LichtBlick SE 19

20 Übertragungsnetzbetreiber - Garanten der Systemstabilität DK ÜNB - Übertragungsnetzbetreiber NL VET RWE Transportnetz Strom GmbH E.ON PL E.ON Netz GmbH RWE EnBW Transportnetze AG CZ Vattenfall Europe Transmission GmbH (VET) F EnBW CH A XY Kuppelstellen zum Ausland 3.4 Übertragungsnetzbetreiber Für die Anbindung des deutschen Stromnetzes an das Ausland sorgen die vier größten Unternehmen der Branche. Sie betreiben die deutschen Übertragungsnetze. Die Übertragungsnetzbetreiber sind die Hauptverantwortlichen für eine stabile Stromversorgung in Deutschland. Sie sorgen dafür, dass die Frequenz im Netz an jedem Punkt in Deutschland zu jeder Zeit konstant ist, indem sie in jedem Augenblick das Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch regeln. In diesem Zusammenhang spricht man von einer Regelzone, die technisch das Höchstspannungsnetz des jeweiligen ÜNB umfasst. Der deutsche Strommarkt wird erheblich durch Importe und Exporte bestimmt. Einerseits ist Deutschland bei Spitzenlast Netto-Importeur und bei Grundlast Netto-Exporteur, andererseits dient Deutschland als Transitland. Die handelbare Leistung wird durch einen Engpass von Austauschkapazitäten (Verbindungsleitungen zwischen den Ländern) begrenzt. Zurzeit existieren für den internationalen Stromhandel nutzbare Austauschkapazitäten von rund 13 bis 15 GW. Daher gibt es zahlreiche Planungen für eine Erweiterung der Austauschkapazitäten (z. B. zu den Niederlanden und nach Norwegen). Die zukünftige Entwicklung der Austauschkapazitäten hängt von der Kraftwerksparkentwicklung im In- und Ausland und dem Ausbau der Übertragungsnetze ab. Zur Zeit laufen seitens der EU politische Bemühungen, eine verstärkte Trennung von Monopolbereich (Netzbetrieb) und Wettbewerbsaktivitäten (Handel, Vertrieb, Erzeugung) durch eine eigentumsrechtliche Entflechtung (ownership unbundling) durchzusetzen. Danach sollen die großen Energiekonzerne ihre Transportnetze in gesellschaftsrechtlich unabhängige Betreibergesellschaften ausgliedern. Ein Verkauf der Netze an große Investoren (z. B. Versicherungen oder branchenfremde Konzerne) soll eine größere Unabhängigkeit der Übertragungsnetze von den Energieproduzenten sicherstellen. Copyright LichtBlick SE 20

21 3.5 Verteilnetzbetreiber Neben den vier Übertragungsnetzbetreibern gibt es bundesweit ca. 830 Verteilnetzbetreiber. Diese betreiben die Mittel- und Niederspannungsnetze im regionalen oder städtischen Bereich und sind zur Zusammenarbeit mit den vor- oder nachgelagerten Netzbetreibern verpflichtet, um die Stromversorgung bis zum Verbraucher sicherzustellen. Im liberalisierten Strommarkt kommen den Verteilnetzbetreibern wesentliche Aufgaben zu, die für ein reibungsloses Zusammenspiel der Marktakteure unerlässlich sind. Hierzu gehören insbesondere die folgenden Aufgaben: Organisation eines effizienten und diskriminierungsfreien Netzzugangs gemäß den gesetzlichen und behördlichen Vorgaben, Erhebung und Aufbereitung sämtlicher im Verteilnetz entstehender Erzeugungs- und Verbrauchslastgänge im Rahmen der so genannten Netzbilanzierung. Insbesondere die im Rahmen der Netzbilanzierung entstehenden Verbrauchs- und Erzeugungslastgänge bilden eine unerlässliche Datenbasis für die verursachungsgerechte Abrechnung zwischen den verschiedenen Marktteilnehmern. Der Verteilnetzbetreiber hat dafür Sorge zu tragen, dass sämtliche Entnahmen in dem von ihm betriebenen Stromnetz im 1/4-Stunden-Raster eindeutig den aktiven Lieferanten (beispielhaft Lieferant rot, grün und schwarz in der Grafik) zugeordnet werden. Dabei werden die Verbrauchslastgänge der Sondervertragskunden einzeln gemessen und für die Kleinkunden hilfsweise Standardlastprofile benutzt. Die Verbrauchslastgänge werden lieferantenscharf zusammengerechnet und getrennt von den Einspeiselastgängen der Kraftwerke an den ÜNB übermittelt. Damit ist der ÜNB in der Lage, im Nachhinein die am Tag vor der Kundenbelieferung beschafften Mengen des Lieferanten mit den am Tag nach der Kundenbelieferung verbrauchten Mengen jedes Lieferanten zu vergleichen und die Differenz in Form von Ausgleichsenergie abzurechnen. Der Einbau, der Betrieb und die Wartung der Messeinrichtungen (Zähler) sowie die Durchführung der Jahresablesung war bisher Aufgabe des Verteilnetzbetreibers und wird in Zukunft ebenfalls für den Wettbewerb geöffnet. Dies eröffnet jedem Endverbraucher die Möglichkeit, auch in diesem Bereich seinen Dienstleister frei wählen zu können. Durch die Einführung "intelligenter" Stromzähler werden detaillierte Informationen über das konkrete Verbrauchsverhalten gesammelt, die eine individuelle Strompreiskalkulation ermöglichen. Copyright LichtBlick SE 21

22 Kapitel 4 4. Strombeschaffung 4.1 Stromhandel 4.2 Zusammensetzung des Strompreises 4.3 Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 4.4 Anbieterwechsel 4.5 Verbrauchsprognosen 4.6 Zertifizierung Seite Copyright LichtBlick SE 22

23 Das Strommarktmodell - Trennung von Technik und Finanzen Erzeuger Stromerzeugung Netzbetreiber Niederspannungsnetz Höchstspannungsnetz Zahlung der Netznutzung Zahlung des Strombezugs Lieferant Stromerzeugung Zahlung der Stromlieferung Zahlung der Netznutzung Endkunde Stromerzeugung Hoch-/Mittelspannungsnetz Stromverbrauch 4. Strombeschaffung Zwei wesentliche Kennzeichen des liberalisierten Strommarktes sind, dass Endkunden ihren Stromlieferanten frei wählen können und dass Marktplätze für den Handel mit Strom entstehen. Eine wesentliche Voraussetzung für ein funktionierendes Marktmodell ist eine Trennung der finanziellen von den technischen Aspekten. Die finanzielle Seite umfasst den Stromhandel und den Stromvertrieb sowie die damit verbundenen vertraglichen und organisatorischen Aspekte. Mit der Wahl des Stromlieferanten legen die Endkunden fest, wer für sie den Strom einkauft und mit wem sie den Strombezug abrechnen. Der Lieferant kauft den Strom auf der Höchstspannungsebene ein, denn auf dieser Ebene werden alle Geschäfte abgewickelt (Handelspunkt). Die technische Seite des Strommarktes ist die Welt der Netze und Anlagen. Hier wird der Strom erzeugt, übertragen und an die Kunden verteilt. Da der Kunde den Strom nicht am Handelspunkt (Höchstspannungsnetz) sondern physikalisch vor Ort (Niederspannungsnetz) entnimmt, wird diese Transportleistung durch die Netzbetreiber gegen Zahlung des Netzentgeltes (Benutzungsgebühr) sichergestellt. Aus Gründen der Vereinfachung zahlt der Kunde das Netzentgelt an seinen Lieferanten und dieser leitet es an die Netzbetreiber weiter. Jeder Kunde zahlt ausgehend von der Höchstspannung so viele Anteile an Netzentgelten, wie er Übertragungsebenen nutzt. Für einen Endkunden macht das je nach Wohnort rund ein Drittel des Strompreises aus. Copyright LichtBlick SE 23

24 Stromhändler und Marktplätze 4.1 Stromhandel Jenseits der technischen Welt entstanden nach der Liberalisierung des Strommarktes Marktplätze zum Handel von Strom. Diese Marktplätze helfen, die Austauschbeziehungen zwischen Händlern, Lieferanten und Kraftwerksbetreibern zu organisieren bzw. zu koordinieren. Ein Großteil des Handels findet bilateral ggf. mit Hilfe von Dienstleistern (Makler bzw. Broker) als Vermittler statt. Diese Praxis wird als over-the-counter-handel (OTC) bezeichnet. Ein weiterer Marktplatz ist die Leipziger Strombörse EEX (European Energy Exchange). An der Strombörse werden Kauf- und Verkaufgebote in einen anonymen Handelsraum gestellt. Über einen Abgleich der Gebote wird versucht, Angebot und Nachfrage bei einem maximalen Handelsvolumen in Übereinstimmung zu bringen. Der OTC-Handel mit Strom und die Börse bilden gemeinsam den Großhandelsmarkt. Insbesondere der an der Strombörse gebildete Preis wird als Indikator für den aktuellen Marktpreis verwendet und soll die gewünschte Transparenz im Markt herstellen. Die Stromhändler reduzieren durch ihre Dienstleistung die Transaktionskosten, die anfallen würden, wenn jeder Lieferant seine Verträge alleine mit einem möglichen Kraftwerksbetreiber abschließen würde. Die am Großhandelsmarkt für Strom gehandelten Produkte sind weitgehend standardisiert. Sie werden durch eine bestimmte Leistung und über einen definierten zukünftigen Lieferzeitraum beschrieben. Bestimmte Stromqualitäten werden an der Strombörse nicht gehandelt, es handelt sich bei Börsenstrom immer um Strom unbekannter Qualität, so genannten 'Grauen' Strom. An den Großhandelsmärkten werden handelstäglich diese standardisierten Produkte mit Lieferperioden für die folgenden Jahre, die folgenden Quartale sowie die folgenden Monate und Wochen gehandelt. Es bilden sich also handelstäglich Preise für Lieferungen, die in der Zukunft liegen. Diese Produkte können z. B. genutzt werden, um langfristig den Lieferbedarf zu beschaffen. Neben den standardisierten Produkten gibt es auch nicht-standardisierte Produkte, diese werden OTC gehandelt. Kurzfristig für den nächsten Tag benötigte Mengen werden am Spotmarkt gehandelt. Der Börsenpreis ist immer auch Referenzpreis für OTC abgeschlossene Verträge. Die Preise für längerfristig im voraus OTC-abgeschlossene (auch regenerative) Stromlieferungen orientieren sich also auch immer an der Preisentwicklung der Börse (Börsenpreis = Referenzpreis). Copyright LichtBlick SE 24

25 Die Großhändler unterteilen die gehandelten Produkte in die so genannten Base- und Peak- Lieferungen sowie Fahrpläne. Die unterschiedlichen Strom-Produkte werden an jedem Werktag (Handelstag) für Lieferungen in der Zukunft gehandelt. Am so genannten Terminmarkt werden z. B. heute Stromlieferungen mit einer Fälligkeit in der ferneren Zukunft (z. B. Lieferjahr 2010) gehandelt. Base-Lieferungen erfolgen mit konstanter Leistung über jeden Tag des gesamten Lieferzeitraums (Monat, Quartal, Jahr). Die Preise für Base-Lieferungen sind regelmäßig günstiger als die für Peak- Lieferungen. Peak-Lieferungen erfolgen mit konstanter Leistung werktags über den gesamten Lieferzeitraum (Monat, Quartal, Jahr) im Zeitraum von 8 bis 20 Uhr (unabhängig davon, ob der Werktag ein Feiertag ist oder nicht). Während Base- und Peak-Produkte mit einer konstanten Leistung geliefert werden, können so genannte Fahrpläne unterschiedliche Leistungswerte je Stunde enthalten, diese werden üblicherweise über den Zeitraum eines Kalenderjahres geliefert. Solche Fahrplan-Lieferungen werden ausschließlich am OTC-Markt gehandelt. Neben dem Terminmarkt gibt es den Spotmarkt, an dem heute Strommengen für die Auslieferung morgen bzw. in den nächsten zwei bis drei Tagen gehandelt werden. Da der Großhandelsmarkt damit Preise für zukünftige Lieferperioden anbietet, die aufgrund des Zusammenwirkens sehr vieler Anbieter (z. B. Kraftwerksbetreiber) und Nachfrager (z. B. Industriekunden bzw. Lieferanten an Endkunden wie z. B. Stadtwerke) zustande kommen, gelten diese als wichtige Referenz für alle sonstigen Stromlieferverträge. Copyright LichtBlick SE 25

26 Ausgehend von der Prognose über den Strombedarf ihrer Kunden kaufen Lieferanten den Strom ein. Die Planung und der sich daran ausrichtende Einkauf erfolgen nach einer durch den Lieferanten gewählten Strategie. Teile der als sicher angenommenen Stromnachfrage für die kommenden Jahre werden sukzessiv, zum Teil frühzeitig im voraus eingekauft. Wie oben bereits benannt, heißt der langund mittelfristige Markt für solche Handelsgeschäfte Terminmarkt. Auschlaggebend für den Einkauf am Terminmarkt ist die Entwicklung des Base- und Peak-Preises am Großhandelsmarkt, z. B. der EEX. Dies gilt auch für Lieferanten von Grünem Strom, denn der börslich gehandelte Preis ist für alle Anbieter der Referenzpreis für die Beschaffung. Da sowohl das Stromprodukt Base als auch das Stromprodukt Peak starken Schwankungen im Zeitverlauf unterliegen und sich die Preisentwicklung für Strom nicht prognostizieren lässt, verfolgen Händler die Strategie der Risikostreuung beim Einkauf. Ähnlich wie bei einem Fondsparplan werden monatlich Käufe getätigt. Welche Mengen zu welchem Zeitpunkt gekauft (oder verkauft) werden (müssen), bestimmt sich nach der Marktentwicklung, dem Kundenbedarf und den Regeln des firmeneigenen Risikocontrollings. Dadurch können die finanziellen Risiken aus stark schwankenden Marktpreisen begrenzt werden. Die Graphik zeigt die handelstägliche Preisentwicklung im Zeitraum Juli 2002 bis Juli 2008 für die Produkte Jahrespeak und Jahresbase am Terminmarkt EEX, die jeweils für einen Lieferzeitraum von bis zu 6 Jahre in der Zukunft handelbar sind. Copyright LichtBlick SE 26

27 Die mittel- und langfristigen Einkäufe von Strom werden am Terminmarkt abgewickelt. Der Spotmarkt dagegen ist der Marktplatz für kurzfristige Handelsgeschäfte. Hier wird bei sich verändernden Prognosen (z. B. durch Witterungsschwankungen) erst kurz vor Auslieferung 'heute für morgen' bzw. für die nächsten Tage Strom gehandelt. Die Preise am Spotmarkt schwanken sehr stark. Extrema entstehen hier u. a. auf Grund von kurzfristigen Angebotsverknappungen, ausgelöst z. B. durch ungeplante Ausfälle von Kraftwerken oder einen extremen Anstieg der Nachfrage bei extremer Hitze/Kälte oder Ausfall von Übertragungskapazitäten zum Ausland. Lieferanten nutzen den Spotmarkt nicht nur zum Einkauf von Strom, sondern auch zum Verkauf von zu großen 'vorrätigen' Mengen im eigenen Portfolio. Stellt sich heraus, dass die mittel- und langfristig erworbenen Mengen an Strom den Bedarf der eigenen Kunden übersteigen, so können die überschüssigen Mengen zur Optimierung des Strompreises für den Endkunden durch Handel am Spotmarkt verkauft werden. Zur Begrenzung finanzieller Risiken kann dadurch ein Teil der unvermeidbar auftretenden Differenzmengen und der daraus resultierenden Kosten für die anteilige Regelenergiebereitstellung durch den Übertragungsnetzbetreiber vermieden werden. Copyright LichtBlick SE 27

28 4.2 Zusammensetzung des Strompreises Der Strompreis setzt sich vereinfacht aus folgenden Bestandteilen zusammen: 1/3 des Strompreises fällt für die Netznutzung an. Darunter fallen die Gebühr an die Netzbetreiber für die Instandhaltung der Netze, die Beschaffung der Netzverluste, die Ablesung der Zähler und die Abrechnung der Netzentgelte. 1/3 des Strompreises setzen sich aus Steuern (Stromsteuer, Mehrwertsteuer) und Abgaben (gesetzlicher Mindestanteil an erneuerbaren Energien laut EEG, Förderung von Kraft-Wärme- Kopplung gemäß KWKG, Konzessionsabgabe an die Kommune) zusammen. 1/3 des Strompreises entfällt auf die Strombezugskosten, Aufschläge für das im Einkauf zu bewältigende Risiko (Prognoseabweichung, Absicherung von Preisrisiken), die anfallenden Vertriebs- und Abwicklungskosten und die unternehmenseigene Marge. Folglich sind 2/3 des Strompreises durch gesetzliche Vorgaben und die Netzentgelte (diese variieren nach Spannungsebene der Entnahme und nach Wohnort des Endverbrauchers) festgelegt. Das letzte Drittel des Strompreises wird zu über 80 Prozent durch die Strombeschaffungskosten dominiert. Copyright LichtBlick SE 28

29 4.3 Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) Ein wesentliches staatliches Förderinstrument im Strommarkt ist das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Es regelt die Abnahme und Vergütung von Strom, der aus Wasserkraft, Windkraft, solarer Strahlungsenergie, Geothermie, Deponie-, Klär-, Grubengas oder Biomasse gewonnen wird. Dieser Strom muss durch den Verteilnetzbetreiber, an dessen Netz diese Erzeugungsanlagen angeschlossen sind, abgenommen und nach Mindestsätzen vergütet werden (1) dabei gibt es unterschiedliche Vergütungssätze je nach Erzeugungsart. Der Verteilnetzbetreiber liefert den Strom an den Übertragungsnetzbetreiber (2) und erhält von diesem die Erstattung seiner Ausgaben für die Einspeisung. Anschließend erfolgt ein bundesweiter Ausgleich der Abnahmemengen und Vergütungszahlungen durch die Übertragungsnetzbetreiber (3). Nach dem EEG sind alle Lieferanten verpflichtet, entsprechend ihrem Absatz an Endkunden den EEG-Strom von den Übertragungsnetzbetreibern zu einem bundesweit einheitlich festgelegten Anteil abzunehmen und zu bezahlen (4). Für diese Vergütung gilt kein Marktpreis, sondern es werden die Kosten umgelegt, die als Vergütung an die Erzeuger (Einspeiser) ausgezahlt werden (EEG-Band). Die prognostizierte Abnahmequote für das Jahr 2008 liegt bei 18,33 % zu 11,92 Ct/kWh. Copyright LichtBlick SE 29

30 4.4 Anbieterwechsel Mit der Liberalisierung des Strommarktes im Jahre 1998 wurde den Endverbrauchern erstmals das Recht eingeräumt, ihren Stromanbieter frei zu wählen. Zu Beginn der Liberalisierung ( ) wurde es den Verbänden der Stromwirtschaft überlassen, freiwillige Vereinbarungen über die Bedingungen der Netznutzung zu treffen. Die operative Abwicklung des Wechsels von einem Stromanbieter zum anderen war damals sehr mühsam, denn dieser Prozess war nicht standardisiert: Jeder Lieferant muss(te) mit jedem Netzbetreiber, in dessen Netz er Kunden beliefert, individuell einen Rahmenvertrag verhandeln und unterschreiben. Jeder Netzbetreiber hatte individuelle Formalitäten, um eine Anmeldung des Kunden durchzuführen. Außerdem gab es teilweise Wechselgebühren, die der neue Lieferant zu zahlen hatte. Das aufwändige Verfahren bei gleichzeitig geringen Verkaufsmargen führte dazu, dass im Zeitraum lediglich 1,7 Mio. Haushalte (ca. 4 %) den Lieferanten wechselten (Quelle: VDEW- Kundenfokus). Folglich suchte man nach einem Weg zur Standardisierung des Geschäftsprozesses Lieferantenwechsel. Die Bundesnetzagentur beschloss im Juli 2006 die Prozesse des Lieferantenwechsels zu standardisieren und als verbindlich für alle Marktteilnehmer vorzuschreiben. Immer mehr Verbraucher wechselten im Laufe der Jahre zu neuen Stromanbietern. Allein im ersten Halbjahr 2007 wechselten ca Haushaltskunden den Anbieter für Strom (Quelle: Bundesnetzagentur). Der Wechsel ist ohne Risiko möglich: Der neue Anbieter übernimmt nach Auftragserteilung die kompletten Abwicklungsformalitäten, der Stromzähler muss nicht umgebaut werden und eine Unterbrechung der Stromversorgung ist nicht zu befürchten. Copyright LichtBlick SE 30

31 Der Beschluss zum Abwicklungsprozess des Lieferantenwechsels (GPKE 2006) regelt den Geschäftsprozess, der in Gang gesetzt wird, sobald ein Kunde einen Vertrag mit einem neuen Lieferanten abschließt: Der neue Lieferant nimmt den Vertrag entgegen und kündigt für den Kunden beim alten Lieferanten. Dabei überprüft dieser, ob die Kündigung problemlos erfolgen kann. Anschließend wird der neue Kunde beim Netzbetreiber zur Netznutzung angemeldet. Der Netzbetreiber überprüft, ob er den Lieferanten bereits kennt, denn dann gibt es einen Rahmenvertrag, in dem der neue Kunde zusätzlich erfasst wird. Gibt es keinen Rahmenvertrag, muss dieser erst neu abgeschlossen werden. Gleichzeitig meldet der alte Lieferant seinen alten Kunden beim Netzbetreiber ab. Zum Zeitpunkt der Umstellung vom alten Vertrag auf den neuen Vertrag wird der Zählerstand abgelesen (entweder durch den Kunden selber oder durch den Service des Netzbetreibers) oder rechnerisch abgegrenzt, der alte Vertrag wird endabgerechnet und der neue Vertrag tritt in Kraft. Mit dieser standardisierten Abwicklung wurden durch den Beschluss der Regulierungsbehörde Fristen, Inhalte, beteiligte Partner und die Datenübermittlungsformate geregelt. Dieser schwierige und aufgrund der vielen Beteiligten schwer zu steuernde Prozess läuft seitdem deutlich reibungsloser und effizienter als in der Vergangenheit und wird langsam massengeschäftstauglich. Für den Lieferanten ergibt sich aus den zahlreichen Kundenwechseln die Notwendigkeit, mit jedem Kundenwechsel die Prognosen für den Stromeinkauf zu aktualisieren. Dabei muss der Lieferant unterschiedliche Kundengruppen unterscheiden: Kleinkunden und Sondervertragskunden. Copyright LichtBlick SE 31

32 Verbrauchslastgänge verschiedener Kundenarten Montag Dienstag Mittwoch Donnerstag Freitag Samstag Sonntag 4.5 Verbrauchsprognosen Der Lieferant muss grundsätzlich zwischen Kleinkunden (Haushalte und Kleingewerbe) und Sondervertragskunden (Großgewerbe und Industrie) unterscheiden. Während sich der Stromverbrauch von Kleinkunden relativ gut prognostizieren lässt, ist er bei Sondervertragskunden z. T. sehr stark schwankend. Kleinkunden sind im Energiewirtschaftsgesetz als diejenigen Kunden definiert, deren Jahresverbrauch weniger als kwh beträgt. Um den Verbrauch dieser Kunden als Viertelstundenwert auszuweisen, werden so genannte Standardlastprofile verwendet. Diese wurden aus einer Vielzahl langjähriger echter Messungen gewonnen und vom VDEW (Verband der Elektrizitätswirtschaft) als repräsentativ für bestimmte Kundengruppen erklärt. Beispielhaft sind das VDEW-Haushaltsprofil H0 und das VDEW-Gewerbeprofil G1 in der Grafik gezeigt. Mit Hilfe dieser Standardlastprofile wird das Verbrauchsverhalten der Kleinkunden im Viertelstundenraster so berechnet, dass der Jahresverbrauch aus der Ablesung und die Fläche unter der Kurve identisch sind. Wenn man den Verbrauch eines einzelnen Haushaltskunden aber tatsächlich misst, so weist dessen Lastgang einen deutlich anderen Verlauf auf. Bei den Sondervertragskunden (Kunden mit einem Jahresverbrauch von mehr als kwh) müssen andere Stromzähler eingebaut werden, die das tatsächliche Verbrauchsverhalten des Kunden als echte Viertelstundenwerte aufzeichnen und über Funk- oder Telefonnetz an den Netzbetreiber übermitteln. Beispielhaft ist der gemessene Verbrauchslastgang eines Sondervertragskunden und zweier Standardprofile für Haushaltskunden bzw. kleine Gewerbekunden in der Grafik für den Zeitraum einer Woche dargestellt. Durch die Addition aller gemessenen Lastgänge bzw. berechneten Standardlastprofile können die Netzbetreiber sicherstellen, dass sämtliche Einspeisungen und Verbräuche im Zeitraster einer Viertelstunde zur Verfügung stehen und kein Strom im Netz rechnerisch "verloren geht". Copyright LichtBlick SE 32

33 Kundenbedarfsprognose (mittelfristig) Montag Dienstag Mittwoch Donnerstag Freitag Samstag Sonntag Auf Basis der Standardlastprofile (für die Kleinkunden) und der gemessenen Lastgänge (für die Sondervertragskunden) erstellt der Stromlieferant im Viertelstundenraster die kurz-, mittel- und langfristige Bedarfsprognose für die Summe aller seiner Kunden. Je genauer der prognostizierte Verbrauchslastgang ist, umso optimaler kann der Lieferant seinen Stromeinkauf planen und durchführen. Stecken große Unsicherheiten in der Bedarfsprognose, kann dies zu erheblichen finanziellen Risiken beim Lieferanten führen. Im Verlaufe eines Tages oder auch einer Woche schwankt der Kundenbedarf an Strom erheblich. Für die Planung des Lieferanten bestehen weitere Unsicherheiten darin, dass neue Kunden hinzugewonnen werden und alte Kunden kündigen. Dazu kommen TV-Sonderereignisse wie Fußballmeisterschaften u. ä. diese haben natürlich ebenfalls Auswirkungen auf die Bedarfsprognose des Lieferanten. Da die Lieferanten in der Verpflichtung stehen, diesen unterschiedlichen Bedarf der Kunden zu jedem Zeitpunkt zu decken, muss die Bedarfsprognose regelmäßig erneuert werden. Copyright LichtBlick SE 33