Wolfgang Pfaffenberger, Maren Hille. Investitionen im liberalisierten Energiemarkt: Optionen, Marktmechanismen, Rahmenbedingungen.

Wolfgang Pfaffenberger, Maren Hille Investitionen im liberalisierten Energiemarkt: Optionen, Marktmechanismen, Rahmenbedingungen Abschlussbericht Januar 2004

institut an der universität bremen fahrenheitstraße 8 28359 bremen tel 0421 20143-0 fax 0421 219986 info@bremer-energie-institut.de VDEW (Federführung) AGFW VDN VGB PowerTech VKU VRE Wolfgang Pfaffenberger, Maren Hille Investitionen im liberalisierten Energiemarkt: Optionen, Marktmechanismen, Rahmenbedingungen Abschlussbericht Januar 2004

Vorwort Vorwort Der vorliegende Abschlussbericht fasst die Ergebnisse einer Studie des bremer energie instituts zu Investitionen im liberalisierten Energiemarkt: Optionen, Marktmechanismen, Rahmenbedingungen in insgesamt 10 Kapiteln zusammen. Relevante Daten für die durchgeführten Berechnungen bzw. angestellten Überlegungen sind im Anhang dokumentiert. Wir danken allen, die verschiedene Entwürfe dieses Berichtes gelesen und uns im Rahmen der Diskussion von Zwischenergebnissen wertvolle Hinweise gegeben haben. Aufbauend auf diese Untersuchung werden am Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik an der TU München zurzeit beispielhafte Szenarienrechnungen für unterschiedliche Optionen der Strombereitstellung bis zum Jahr 2020 mit Hilfe eines Simulationsmodells betrachtet. Die Ergebnisse dieser Rechnungen werden in Kürze vorgelegt. 5

Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis...7 Thesenverzeichnis...10 Tabellenverzeichnis...11 Abbildungsverzeichnis...13 1. Aufgabenstellung und Zusammenfassung... 1-1 1.1 Einführung... 1-1 1.2 Aufgabenstellung... 1-1 1.3 Aufbau der Studie... 1-2 1.4 Wesentliche Aussagen in Thesenform... 1-3 1.5 Schlussfolgerungen / Anforderungen an den energiepolitischen Rahmen... 1-6 2. Vorgehensweise... 2-1 3. Darstellung des Status Quo... 3-1 3.1 Struktur der Stromerzeugung... 3-1 3.2 Struktur der Kraftwerke... 3-3 3.2.1 Installierte Leistungen und Einsatzbereiche... 3-3 3.2.2 Räumliche Verteilung der Kraftwerke und Stromerzeugung... 3-6 3.2.3 Beitrag der erneuerbaren Energieträger... 3-8 3.2.4 Kraft-Wärme-Kopplung... 3-11 3.2.5 Entwicklung des bestehenden Kraftwerksparks... 3-12 3.3 Kraftwerkseinsatz und Investitionen im offenen Strommarkt... 3-19 3.4 Struktur der Übertragungsnetze... 3-24 3.5 Umweltpolitische Rahmenbedingungen... 3-32 3.5.1 Vorgaben aus dem Kyoto-Protokoll... 3-32 3.5.2 CO 2 -Emissionszertifikatehandel... 3-35 3.5.3 Weitere umweltpolitische Vorgaben... 3-36 3.6 Energiepolitische Rahmenbedingungen... 3-37 3.6.1 Liberalisierung der Energiemärkte... 3-37 3.6.2 Kernenergieausstieg... 3-38 3.6.3 Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien... 3-40 7

Inhaltsverzeichnis 3.6.4 Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung... 3-42 3.6.5 Energiebesteuerung... 3-43 3.6.6 Novellierung der AVBEltV... 3-44 4. Zukünftige Entwicklung der Strom- und Wärmenachfrage... 4-1 4.1. Entwicklung des Stromverbrauchs bis 2020... 4-1 4.2. Entwicklung des Wärmebedarfs bis 2020... 4-8 5 Energieträger für die zukünftige Stromerzeugung... 5-1 5.1 Fossile Brennstoffe... 5-1 5.2 Kernenergie... 5-6 5.3 Erneuerbare Energieträger... 5-7 6 Entwicklungspotenzial der Stromerzeugungstechniken... 6-1 6.1 Einführung... 6-1 6.1.1 Aspekte der zentralen / dezentralen Stromerzeugung... 6-1 6.1.2 Relevante Erzeugungstechnologien... 6-3 6.2 Dampfkraftwerke... 6-4 6.3 Gasturbinen- und GuD-Kraftwerke... 6-9 6.3.1 Gasturbinen... 6-9 6.3.2 GuD-Anlagen... 6-9 6.3.3 Kombikraftwerke (IGCC, PFBC usw.)... 6-10 6.4 CO 2 -Abtrennung... 6-12 6.5 Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energiequellen... 6-13 6.5.1 Biomasse... 6-13 6.5.2 Wasserkraft... 6-13 6.5.3 Windkraft... 6-14 6.5.4 Geothermie... 6-15 7. Möglichkeiten der Kraft-Wärme-Kopplung... 7-1 7.1 Technische Konzepte der KWK... 7-1 7.1.1 KWK mit Dampfturbinenprozess... 7-2 7.1.2 KWK mit Gasturbinen- und GuD-Prozess... 7-2 7.1.3 BHKW mit Diesel- und Gasmotoren... 7-3 7.1.4 KWK auf Basis von Biomasse... 7-4 7.1.5 Mikrogasturbinen... 7-6 7.1.6 Brennstoffzellen... 7-6 8

Inhaltsverzeichnis 7.1.7 Weitere Konzepte... 7-8 7.2 Einsatzmöglichkeiten der KWK... 7-10 7.2.1 Große KWK-Systeme... 7-16 7.2.2 Kleine KWK-Systeme... 7-18 8. Wirtschaftlichkeitsvergleich von Erzeugungsalternativen... 8-1 8.1 Zur Methodik... 8-1 8.2 Ergebnisse Braunkohle... 8-3 8.3 Ergebnisse Steinkohle... 8-5 8.4 Ergebnisse Erdgas (GuD)... 8-9 8.5 Ergebnisse Erneuerbare Energiequellen... 8-12 8.6 Ergebnisse dezentrale KWK-Anlagen... 8-17 8.7 Zusammenfassende Bewertung... 8-19 8.7.1 Kraftwerke und Markt... 8-19 8.7.2 Kraftwerke und CO 2 -Emissionszertifikate... 8-20 8.7.3 Preise und Investitionen... 8-24 9. Optionen für eine wirtschaftliche und umweltverträgliche Stromerzeugung... 9-1 9.1 Anforderungen des liberalisierten Marktes an die Erzeugungsoptionen... 9-1 9.1.1 Struktur des Strommarktes nach der Liberalisierung... 9-1 9.1.2 Marktgetriebene Investitionen... 9-4 9.1.3 Versorgungssicherheit und Reservekraftwerke... 9-8 9.1.4 Strommarkt und Oligopol... 9-10 9.2 Anforderungen der Stromverbraucher / volkswirtschaftliche Aspekte... 9-12 9.3 Möglichkeiten für einen zukünftigen Erzeugungs-Mix... 9-14 9.3.1 Grundlagen... 9-14 9.3.2 Bewertungskriterien... 9-15 9.3.3 Möglicher Erzeugungs-Mix in 2020... 9-18 10. Schlussfolgerungen... 10-1 Quellen / Literatur Anhang I: Begriffe der elektrischen Arbeit Anhang II: Referenz-Kraftwerke Anhang III: Rahmendaten 9

Thesenverzeichnis Thesenverzeichnis These: Struktur der Stromerzeugung 3-3 These: Struktur der Kraftwerke 3-19 These: Kraftwerkseinsatz und Investitionen im offenen Strommarkt 3-24 These: Struktur der Übertragungsnetze 3-30 These: Umweltpolitische Rahmenbedingungen 3-37 These: Energiepolitische Rahmenbedingungen 3-45 These: Zukünftige Entwicklung der Strom- und Wärmenachfrage 4-10 These: Energieträger für die zukünftige Stromerzeugung 5-10 These: Dampfkraftwerke 6-9 These: Gasturbinen- und GuD-Kraftwerke 6-12 These: CO 2 -Abtrennung 6-13 These: Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energiequellen 6-17 These: Möglichkeiten der Kraft-Wärme-Kopplung 7-19 These: Wirtschaftlichkeitsvergleich von Erzeugungsalternativen 8-25 These: Anforderungen des liberalisierten Marktes an die Erzeugungsoptionen 9-12 These: Anforderungen der Stromverbraucher / volkswirtschaftliche Aspekte 9-14 These: Möglichkeiten für einen zukünftigen Erzeugungs-Mix 9-19 These: Schlussfolgerungen 10-5 10

Tabellenverzeichnis Tabellenverzeichnis Tabelle 3-1: Bruttostromerzeugung und Bruttostromverbrauch in TWh 3-2 Tabelle 3-2: Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energieträgern nach EEG 2001 3-8 Tabelle 3-3: Windenergie 2001 und 2002 3-8 Tabelle 3-4: Stromerzeugung in Kraft-Wärme-Kopplung 2001 3-12 Tabelle 3-5: Leistungsbilanz der allgemeinen Stromversorgung in Deutschland, 2002 und Vorschau 2004 bis 2010 3-17 Tabelle 3-6: Leistungsvorausschau UCTE 3-18 Tabelle 3-7: Tabelle 3-8: Tabelle 3-9: Tabelle 3-10: Tabelle 3-11: Tabelle 3-12: Tabelle 3-13: Tabelle 3-14: Übersicht zur Situation der Stromerzeugungskapazitäten in Europa 3-19 Netzverbindungen zwischen Deutschland und den anliegenden Ländern 3-29 Klassifizierung von Engpassstellen im Bereich der europäischen Stromverbundsysteme 3-31 CO 2 -Emissionen und Veränderungen im Zeitraum 1990 bis 2001 3-33 Entwicklung der aus der Energieerzeugung und -umwandlung resultierenden CO 2 -Emissionen in Deutschland, 1990-2001 3-34 Emissionsgrenzwerte (Tagesmittel) im Vergleich zwischen der gültigen 13. BImSchV und dem Novellierungsentwurf (Kabinettsbeschluss) 3-37 Reststrommengen und Ende der Regellaufzeit der Kernkraftwerke in Deutschland entsprechend Kernenergieausstiegsgesetz 3-39 Vergütungssätze [Ct/kWh] für die Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energiequellen) 3-41 Tabelle 3-15: Höhe der Zuschläge gemäß KWK-Gesetz 7 3-43 Tabelle 4-1: Angenommene politische Maßnahmen in den betrachteten Studien / Prognosen 4-6 Tabelle 4-2: Entwicklung der Wohnflächen in Deutschland 4-9 Tabelle 5-1: Verbrauch / Förderung fossiler Energieträger 5-5 Tabelle 5-2: Reserven / Verbrauch fossiler Energieträger (nationale statische Reichweite) 5-5 Tabelle 5-3: Importabhängigkeit bei fossilen Brennstoffen in Deutschland 5-6 Tabelle 5-4: Reserven konventioneller Brennstoffe in Deutschland, Stand Ende 2001 5-6 Tabelle 5-5: Uranvorräte und Reichweite (Welt) 5-7 11

Tabellenverzeichnis Tabelle 5-6: Tabelle 5-7: Tabelle 5-8: Tabelle 5-9: Tabelle 5-10: Realisierbares technisches Endenergiepotenzial ohne Geothermie 5-7 Zusätzliches Stromerzeugungspotenzial aus Wasserkraft innerhalb von 10 Jahren 5-8 Entwicklung der EEG-Strommengen von 2000 2008 nach VDN 5-9 Entwicklung der EEG-Vergütungen von 2000 2008 nach VDN 5-9 Potenzial erneuerbarer Energien für die Stromerzeugung in Deutschland 5-11 Tabelle 6-1: Beispiele für heutige Braunkohle- und Steinkohlekraftwerke 6-5 Tabelle 7-1: Kenndaten und Stand von Brennstoffzellen 7-7 Tabelle 7-2: Primärenergievorteil durch KWK 7-10 Tabelle 7-3: Emissionsveränderung durch KWK 7-11 Tabelle 7-4: Determinanten der Wärmeseite für das KWK-Potenzial im Bereich Wohngebäude 7-15 Tabelle 7-5: Bedingungen der Wirtschaftlichkeit 7-17 Tabelle 7-6: Einsatzkriterien für dezentrale KWK 7-19 Tabelle 8-1: Parameter der Wärmeversorgung 8-6 Tabelle 8-2: Stromerzeugungskosten in Hybrid-Kraftwerken (Wind&Steinkohle bzw. Wind&Erdgas) bei 5.000 h/a gesamt 8-14 Tabelle 8-3: CO 2 -Vermeidungskosten durch Windenergie 8-15 Tabelle 8-4: Wirkung des CO 2 -Preises auf die Stromerzeugungskosten (bei 5 /t CO 2 ) berechnet auf der Basis des Nennwirkungsgrades 8-20 Tabelle 9-1: Qualitativer Vergleich der Energieträger zur Stromerzeugung 9-17 12

Abbildungsverzeichnis Abbildungsverzeichnis Abbildung 3-1: Entwicklung der Bruttostromerzeugung nach Energieträgern... 3-1 Abbildung 3-2: Bruttostromerzeugung nach Energieträgern in 2002... 3-3 Abbildung 3-3: Engpassleistung der Kraftwerke der allgemeinen und industriellen Versorgung nach Energieträgern (ohne Windenergie)... 3-4 Abbildung 3-4: Ausnutzungsdauer der Kraftwerke... 3-5 Abbildung 3-5: Struktur von Erzeugung und Leistung der Kraftwerke... 3-6 Abbildung 3-6: Gesamt-Stromverbrauch, Netto-Stromerzeugung und Industrie-Einspeisung sowie Netto-Stromaustausch nach Ländern... 3-7 Abbildung 3-7: Durchschnittliche Nutzungsmöglichkeit von Energieträgern... 3-9 Abbildung 3-8: Simulation eines Lastverlaufes mit Wind... 3-10 Abbildung 3-9: Windenergie-Einspeisung bei einem Regionalversorger... 3-11 Abbildung 3-10: Entwicklung der Kraftwerkskapazitäten in Deutschland... 3-13 Abbildung 3-11: Kostenvergleich altes und neues Kraftwerk... 3-13 Abbildung 3-12: Kapazitätsrückgang bei Ansatz einer Lebensdauer von 40 Jahren für Kernkraftwerke... 3-14 Abbildung 3-13: Verbleibende Leistung in v. H. der Last und der installierten Kraftwerksleistung... 3-16 Abbildung 3-14: Verbleibende Leistung und Angemessenheitsindex UCTE... 3-16 Abbildung 3-15: Preisbildung am Strommarkt / Prinzipdarstellung... 3-21 Abbildung 3-16: Strommarkt mit Neubau / Prinzipdarstellung... 3-22 Abbildung 3-17: Strommarkt mit Neubau und Rückbau / Prinzipdarstellung... 3-22 Abbildung 3-18: Knappe Kapazität / Prinzipdarstellung... 3-23 Abbildung 3-19: Gewinndefinition... 3-25 Abbildung 3-20: Deutsches Übertragungsnetz, Stand 1.1.2003... 3-26 Abbildung 3-21: Regelzonen der deutschen Übertragungsnetzbetreiber, Stand 7/2002... 3-27 Abbildung 3-22: Stromaustausch Deutschlands mit den Nachbarländern 2002... 3-28 Abbildung 4-1: Abbildung 4-2: Abbildung 4-3: Abbildung 5-1: Entwicklung von Bevölkerung und BIP/Kopf im Vergleich verschiedener Prognosen... 4-4 Entwicklung Endenergieverbrauch Strom im Vergleich verschiedener Prognosen... 4-7 Bruttoinlandsprodukt (real), Stromverbrauch und Stromintensität des BIP... 4-8 Reserven fossiler Energieträger (Welt, ohne nichtkonventionelle Erdöl- und Erdgasreserven)... 5-1 13

Abbildungsverzeichnis Abbildung 5-2: Statische Reichweite der Reserven und Ressourcen fossiler Brennstoffe (Welt)... 5-2 Abbildung 5-3: Reserven fossiler Energieträger nach Regionen... 5-2 Abbildung 5-4: Abbildung 5-5: Regionale Verteilung der Kohle (nachgewiesene Reserven 2000)... 5-3 Regionale Verteilung des Gesamtpotenzials an konventionellem Erdgas... 5-3 Abbildung 5-6: Darstellung der Energie-Ellipse... 5-4 Abbildung 6-1: Zentralisierungsgrad... 6-1 Abbildung 6-2: Technologien für die Stromerzeugung in Deutschland in einer Zeitperspektive bis 2020... 6-3 Abbildung 6-3: Wirkungsgradsteigerung von Dampfkraftwerken... 6-4 Abbildung 6-4: Entwicklung des elektrischen Wirkungsgrades von Dampfkraftwerken... 6-7 Abbildung 7-1: Nutzungsgrad von KWK-Anlagen... 7-10 Abbildung 7-2: Ausbaupotenzial Fernwärme... 7-11 Abbildung 7-3: Wirtschaftlichkeit der KWK... 7-12 Abbildung 7-4: Abbildung 7-5: Abbildung 7-6: Wettbewerbsfähigkeit der KWK in Abhängigkeit vom Brennstoffpreis... 7-13 Wettbewerbsfähigkeit der KWK bei Einbeziehung der KWK- Brennstoffe in den CO 2 -Emissionszertifikatehandel... 7-14 Wettbewerbsfähigkeit der KWK bei Einbeziehung des Wärmemarktes in den CO 2 -Emissionszertifikatehandel... 7-14 Abbildung 7-7: Jahresdauerlinie einer wärmegeführten KWK-Anlage... 7-18 Abbildung 8-1: Stromerzeugungskosten im Braunkohle-Kraftwerk 2003 (1.000 MW, elektrischer Nennwirkungsgrad 43 %)... 8-3 Abbildung 8-2: Stromerzeugungskosten im Braunkohle-Kraftwerk 2020 (1.000 MW, elektrischer Nennwirkungsgrad 48 %)... 8-4 Abbildung 8-3: Stromerzeugungskosten im Steinkohle-Kraftwerk 2003 (600 MW, elektrischer Nennwirkungsgrad 45 %)... 8-5 Abbildung 8-4: Stromerzeugungskosten im Steinkohle-Kraftwerk 2020 (600 MW, elektrischer Nennwirkungsgrad 51 %)... 8-6 Abbildung 8-5: Abbildung 8-6: Stromerzeugungskosten in einer KWK-Kond-Anlage auf Steinkohle-Basis 2003 im Vergleich zum Steinkohlekraftwerk... 8-7 Stromerzeugungskosten in einer KWK-Kond-Anlage auf Steinkohle-Basis 2020 im Vergleich zum Steinkohle-Kraftwerk... 8-8 Abbildung 8-7: Stromerzeugungskosten im Erdgas-Kraftwerk (GuD) 2003... 8-9 Abbildung 8-8: Stromerzeugungskosten im Erdgas-Kraftwerk (GuD) 2020... 8-10 Abbildung 8-9: Stromerzeugungskosten in einer KWK-GuD-Anlage 2003 (400 MW) auf Erdgas-Basis... 8-11 14

Abbildungsverzeichnis Abbildung 8-10: Stromerzeugungskosten in einer KWK-GuD-Anlage 2020 (400 MW) auf Erdgas-Basis... 8-11 Abbildung 8-11: Stromerzeugungskosten in der Windenergieanlage 2003 (Onshore, 1,2 MW)... 8-12 Abbildung 8-12: Stromerzeugungskosten in der Windenergieanlage 2020 (Offshore, 5 MW)... 8-13 Abbildung 8-13: Stromerzeugungskosten in einer Geothermie-Anlage (5 MW)... 8-15 Abbildung 8-14: Abbildung 8-15: Abbildung 8-16: Abbildung 8-17: Stromerzeugungskosten in Biomasse-Anlagen (20 MW, Brennstoff Alt- und Industrieholz)... 8-16 Stromerzeugungskosten in einem BHKW / 2000 kw el (elektrischer Nennwirkungsgrad 40 %)... 8-17 Stromerzeugungskosten in einem BHKW / 300 kw el (elektrischer Nennwirkungsgrad 35 %)... 8-18 Stromerzeugungskosten in einem BHKW / 10 kw el (elektrischer Nennwirkungsgrad 31 %)... 8-18 Abbildung 8-18: Möglicher Einsatzbereich neuer Stromerzeugungsanlagen... 8-19 Abbildung 8-19: Stromerzeugungskosten beim CO 2 -Preis von 10 /Tonne... 8-21 Abbildung 8-20: Stromerzeugungskosten beim CO 2 -Preis von 20 /Tonne... 8-21 Abbildung 8-21: Abbildung 8-22: Abbildung 8-23: Möglicher Einsatzbereich neuer Stromerzeugungsanlagen bei Ansatz eines CO 2 -Zertifikatepreises in Höhe von 20 /Tonne... 8-22 Brennstoffkosten in fossilen Stromerzeugungsanlagen in Abhängigkeit vom CO 2 -Preis, Variante Technik heute / Preise niedrig... 8-23 Brennstoffkosten in fossilen Stromerzeugungsanlagen in Abhängigkeit vom CO 2 -Preis, Variante Technik 2020 / Preise niedrig... 8-23 Abbildung 8-24: Preisdauerlinie mit Neubau von Kraftwerken... 8-24 Abbildung 9-1: Schema Verbundsystem... 9-1 Abbildung 9-2: Aktivitäten im Übertragungsnetz... 9-2 Abbildung 9-3: Strategieentwicklung im Wettbewerb... 9-4 Abbildung 9-4: Entscheidungssituation von Energieversorgern... 9-5 Abbildung 9-5: Nachfrage nach Strom, Erzeugungsoptionen und Handel... 9-6 Abbildung 9-6: Notwendigkeit zum Bezug und Verkaufsmöglichkeit bei reduziertem Kraftwerkspark... 9-6 Abbildung 9-7: Marktsegmente in Stromerzeugung und -handel... 9-9 Abbildung 9-8: Entscheidungsumfeld für die zukünftige Stromerzeugung... 9-16 15

Aufgabenstellung und Zusammenfassung 1. Aufgabenstellung und Zusammenfassung 1.1 Einführung Anfang des Jahres 2003 wendete sich der Verband der Elektrizitätswirtschaft e.v. (VDEW) an das bremer energie institut, um gemeinsam ein Projekt zur Untersuchung der Möglichkeiten für die zukünftige Elektrizitätsversorgung in der Bundesrepublik und zur Ermittlung der für eine Realisierung erforderlichen Rahmenbedingungen unter den Voraussetzungen des liberalisierten Strommarktes in Europa zu definieren. Nach Abstimmung mit verschiedenen Verbänden der Energiewirtschaft unter der koordinierenden Rolle des VDEW sowie Vertretern von Verbund-, Regional- und Kommunalversorgern wurde das Institut beauftragt, eine Studie mit dem Titel Investitionen im liberalisierten Energiemarkt: Optionen, Marktmechanismen, Rahmenbedingungen zu erarbeiten (Zeithorizont 2020). Auftraggeber sind der VDEW e.v., Berlin; der Verband kommunaler Unternehmen e.v. (VKU), Berlin; der Verband der Verbundunternehmen und Regionalen Energieversorger in Deutschland e.v. (VRE), Berlin; die Arbeitsgemeinschaft für Wärme- und Heizkraftwirtschaft e.v. (AGFW) beim VDEW, Frankfurt am Main; der Verband der Netzbetreiber e.v. (VDN) beim VDEW, Berlin und VGB PowerTech e.v., Essen. 1.2 Aufgabenstellung In den nächsten zwei Jahrzehnten ist ein erheblicher Teil der fossilen Kraftwerkskapazitäten in der Bundesrepublik zu ersetzen. Zudem stehen nach dem gültigen Atomgesetz die Stilllegung und damit ein Ersatz der Kernkraftwerkskapazität an. Die energiepolitischen und unternehmerischen Weichenstellungen für einen ausgewogenen und wettbewerbsfähigen künftigen Energie- und Kraftwerksmix sind in den kommenden Jahren und unter den veränderten Bedingungen eines liberalisierten Strommarktes vorzunehmen. Die künftige Stromerzeugungsstruktur muss gesellschaftlichen, wirtschaftlichen, ökologischen und unternehmerischen Kriterien gerecht werden und sich - aus Sicht von Energiepolitik und Energiewirtschaft - an folgenden energiepolitischen Oberzielen orientieren: 1. Versorgungssicherheit 2. Wirtschaftlichkeit 3. Umweltverträglichkeit Die Grundlage für die von den energiewirtschaftlichen Unternehmen zu treffenden und von energiepolitischer Seite zu ermöglichenden Entscheidungen bilden folgende übergreifende Aspekte: Ein wesentlicher Teil der Produktionseinrichtungen wurde vor langer Zeit gebaut und finanziert, der liberalisierte Elektrizitätsmarkt zehrt heute jedoch nicht mehr von den in der Vergangenheit errichteten Kapazitätsreserven in Erzeugung und Netz. Es ist daher dafür zu sorgen, dass die bestehenden Einrichtungen der Stromversorgung und insbesondere die Stromerzeugungsanlagen rechtzeitig erneuert werden, um der deutschen Volkswirtschaft auch in Zukunft kostengünstigen und umweltverträglichen Strom bei hoher Versorgungssicherheit und Versorgungsqualität bereitzustellen. Die Politik hat die Rahmenbedingungen der Energieversorgung in den vergangenen Jahren grundlegend geändert. Nach der Abschaffung der örtlichen Versorgungsmo- 1-1

Aufgabenstellung und Zusammenfassung nopole gilt grundsätzlich auch hier das Prinzip der Marktwirtschaft. Für Investitionen sind damit primär Unternehmen zuständig und die Preise bilden sich im Marktprozess. Andererseits ist der Strommarkt in stärkerem Umfang als andere Märkte durch staatliche Eingriffe überlagert. Zwischen Markt und politischer Steuerung muss eine klare Arbeitsteilung stattfinden, so dass wirtschaftlich leistungsfähige zukünftige Strukturen entstehen können. Die Stromversorgung in Deutschland basiert heute auf einem Energiemix aus Kohle, Kernenergie, Erdgas und erneuerbaren Energien. Diese Mischung der Energieträger trägt bislang dazu bei, die technischen und marktgegebenen Versorgungsrisiken zu minimieren. Die Stromerzeugung muss auch in Zukunft auf einem Energieträgerportfolio aufgebaut sein, das langfristig eine sichere, kostengünstige und umweltverträgliche Stromversorgung ermöglicht. Vor dem Hintergrund des von der Wissenschaft erwarteten Klimawandels auf Grund der steigenden Emission von Treibhausgasen ist bei allen anstehenden Investitionen in der Stromwirtschaft darauf zu achten, dass Treibhausgasreduktionspotenziale unter Wahrung des Gleichgewichts zwischen Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit und Umweltverträglichkeit so weit wie möglich ausgeschöpft werden. Die zentrale Fragestellung des vorliegenden Gutachtens lautet daher: Wie müssen die (energie-) politischen Rahmenbedingungen gestaltet sein, damit die für den Ersatz der abgängigen Erzeugungskapazitäten in Deutschland erforderlichen Investitionen ermöglicht werden? Dabei sind der gesamte nationale und europäische Ordnungsrahmen wie auch die Entwicklung der Märkte zu berücksichtigen. Insbesondere deren weitere Öffnung und entstehende Wettbewerbsregeln, aber auch flankierende EU-Richtlinien und nationale Gesetze wie EEG, KWK-Gesetz und der vom Bundestag beschlossene Kernenergieausstieg sind zu beachten. 1.3 Aufbau der Studie Nach einem Kapitel Aufgabenstellung und Zusammenfassung (Kapitel 1) und Hinweisen zum methodischen Vorgehen (Kapitel 2) umfasst die Studie folgende inhaltliche Kapitel: Kapitel 3 - Darstellung des Status Quo Beschreibung der Erzeugungsstruktur in Deutschland Mittel- und längerfristige Entwicklung der Erzeugungskapazität Investitionsbedingungen im liberalisierten Markt Funktionsweise des Übertragungsnetzes und Anforderungen an die künftige Regulierung Bedeutung des CO 2 -Emissionszertifikatehandelssystems und anderer umweltpolitischer Randbedingungen Bedeutung nationaler energiepolitischer Maßnahmen Bedeutung europäischer Richtlinien für die Entwicklung am Strommarkt 1-2

Aufgabenstellung und Zusammenfassung Kapitel 4 - Zukünftige Entwicklung der Strom- und Wärmenachfrage Zusammenfassende Darstellung von Prognosen zur zukünftigen Nachfrage nach Strom und Wärme Kapitel 5 - Energieträger für die zukünftige Stromerzeugung Verfügbarkeit fossiler und erneuerbarer Energieträger für die Stromerzeugung in der Zukunft, technisches und wirtschaftliches Potenzial Kapitel 6 - Entwicklungspotenzial der Stromerzeugungstechniken Dampfkraftwerke, Gasturbinen und GuD-Kraftwerke Möglichkeiten der CO 2 -Abtrennung Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energiequellen Kapitel 7 - Möglichkeiten der Kraft-Wärme-Kopplung Technische Konzepte der KWK Bedeutung der KWK für einen effizienten Primärenergieeinsatz und eine umweltverträgliche Stromerzeugung Wirtschaftliche Randbedingungen Abschätzung des KWK-Potenzials in Deutschland Kapitel 8 - Wirtschaftlichkeitsvergleich von Erzeugungsalternativen Spezifische Stromerzeugungskosten Einflüsse eines CO 2 -Emissionszertifikatehandels Kapitel 9 - Optionen für eine wirtschaftliche und umweltverträgliche Stromerzeugung Anforderungen des Marktes an zukünftige Erzeugungsoptionen Möglichkeiten für einen Erzeugungs-Mix 2020 Bewertung der Optionen Kapitel 10 - Schlussfolgerungen 1.4 Wesentliche Aussagen in Thesenform Kapazitätsentwicklung erfordert Investitionen in Kraftwerksneubau Von dem in Deutschland in den nächsten zwei Jahrzehnten notwendigen erheblichen Ersatz von Kraftwerkskapazitäten sind insbesondere Grundlastkraftwerke betroffen. Die Bereitstellung der Ersatzkapazität in Höhe von 40 bis 50 GW erfordert Investitionen in zweistelliger Milliardenhöhe. Da die Kapazitätsreserven des Systems, die zur Aufrechterhaltung der kontinuierlichen Versorgung erforderlich sind, knapp werden, besteht auf Grund der notwendigen Planungs- und Bauzeit für Kraftwerke Handlungsbedarf. Innerhalb des europäischen Stromverbunds ist die Entwicklung ähnlich. In vielen Ländern ist mit einer Verknappung der Kapazitäten zu rechnen. Insofern kann ein erweiterter grenzüberschreitender Handel mit Strom das Problem zwar temporär verringern, aber nicht lösen. 1-3

Aufgabenstellung und Zusammenfassung Steigender Strombedarf, sinkender Wärmebedarf Vielfache Initiativen und Erfolge zur Effizienzsteigerung sowie zur Reduzierung des spezifischen Stromverbrauchs von elektrischen Geräten und Anlagen haben in den letzten Jahrzehnten zu einer weitgehenden Entkopplung des Stromverbrauchswachstums vom Wirtschaftswachstum geführt. Diese Tendenz wird sich auch im Betrachtungszeitraum fortsetzen, so dass nur noch von einem leichten Anstieg des Stromverbrauchs in Deutschland in Höhe von knapp 0,5 Prozent pro Jahr auszugehen ist. Gründe sind vor allem das Wachstum des Bruttoinlandsprodukts, die zunehmende Bedeutung der Informations- und Kommunikationstechnik sowie der Anstieg der Stromnachfrage in der Industrie, worin sich die weiterhin zunehmende Rolle des Stroms als Grundlage für Modernisierung und Innovation in der Volkswirtschaft widerspiegelt. Im Hinblick auf die zu untersuchenden KWK-Potenziale wurde auch die Entwicklung des Energiebedarfs für die Wärmebereitstellung betrachtet. Dieser Energiebedarf wird im Referenzzeitraum sinken. Die Ursache hierfür liegt insbesondere in der durch verschärfte ordnungsrechtliche Vorgaben und/oder Sanierungsmaßnahmen erzielten Verbesserung der energetischen Qualität des Gebäudebestandes (Wärmedämmung, effiziente Anlagentechnik). Fossile Energieträger bleiben Grundlage für die Stromerzeugung Fossile Energieträger stehen für die zukünftige Stromversorgung langfristig verlässlich zur Verfügung. Mit seinen großen Braunkohlereserven verfügt Deutschland über ein kostengünstiges Potenzial zur Dämpfung von Preis- und Versorgungsrisiken. Steinkohle ist weltweit ausreichend vorhanden und geopolitisch günstig verteilt. Sie steht daher auch auf lange Sicht preiswert und verlässlich zur Verfügung. Ein maßgeblicher Zielkonflikt bei der Kohleverstromung besteht in ihren CO 2 -Emissionen. Die CO 2 -Bilanz von Erdgas ist günstiger, jedoch können die hohe Importabhängigkeit und die geringe Zahl der potenziellen Erdgasanbieter zu Versorgungs- und Preisrisiken führen. Unter dem Gesichtspunkt der Risikomischung ist daher die weitere Nutzung des kostengünstigen Energieträgers Kohle (Steinkohle und Braunkohle) geboten. Erneuerbare Energieträger: Umweltfreundlich, aber Defizite bei Wirtschaftlichkeit und Zuverlässigkeit Erneuerbare Energieträger leisten zurzeit noch einen geringen, aber in den letzten Jahren deutlich gestiegenen Beitrag zur Stromerzeugung in Deutschland. Ihr technisches Potenzial ist erheblich; wegen fehlender Wirtschaftlichkeit ist die Nutzung aber eingeschränkt. Hinzu kommen bei stochastisch anfallenden erneuerbaren Energien (Sonne, Wind) ihre fehlende Zuverlässigkeit und die in vielen Fällen große Entfernung zwischen Stromerzeugungs- und Stromverbrauchsort, die einen Ausbau der Infrastruktur erforderlich macht (insbesondere bei der Windenergie). 1-4

Aufgabenstellung und Zusammenfassung Effizienzsteigerung und CO 2 -Minderung durch technischen Fortschritt erreichbar Die technologische Weiterentwicklung der Dampfkraftwerke richtet sich insbesondere auf die Erhöhung des Anlagenwirkungsgrades zur Verringerung des Brennstoffeinsatzes mit resultierender Reduzierung der CO 2 -Emissionen. Bei einem Ersatz bestehender konventioneller Stein- und Braunkohlekraftwerke kann der elektrische Nennwirkungsgrad von heute durchschnittlich 38 % auf etwa 50 % erhöht werden. Die unter Klimaschutzgesichtspunkten interessanten Konzepte zur CO 2 -Abtrennung und -lagerung sind zurzeit und auch im Hinblick auf den anstehenden Investitionszyklus technisch und wirtschaftlich nicht realisierbar. Im erdgasbefeuerten GuD-Prozess sind bis 2020 Nennwirkungsgrade über 60 % zu erwarten. Auch im Bereich der erneuerbaren Energieträger ist von technologischen Entwicklungen auszugehen, die die spezifischen Stromerzeugungskosten senken. Dies wird beispielsweise bei der degressiven Gestaltung der Vergütungssätze nach EEG vorausgesetzt. Wirtschaftliche KWK-Potenziale nutzen Die gekoppelte Strom- und Wärmeerzeugung ist - gegenüber einer getrennten Erzeugung - in der Regel mit einer Primärenergieeinsparung und hieraus resultierend mit einer Minderung der CO 2 -Emissionen verbunden. Im Rahmen der Klimaschutzbestrebungen kann die KWK eine zunehmende Rolle spielen, da sie insbesondere auch im Vergleich zu erneuerbaren Energieträgern eine vergleichsweise kostengünstige Form der CO 2 -Reduzierung darstellt. Die Zeiten des maximalen Wärmebedarfs (Winter) decken sich mit einem hohen Strombedarf, so dass ein Einsatz der KWK vor allem für die Wärmeerzeugung sinnvoll sein kann. Kapazitäten zur reinen Stromerzeugung können dann eingespart werden. Dies setzt allerdings voraus, dass eine langfristig gesicherte Wärmenachfrage vorhanden und der Wärmetransport zum Verbraucher wirtschaftlich realisierbar ist. Keine grundlegende Marktverschiebung zugunsten dezentraler Erzeugung erkennbar In der jüngsten Vergangenheit ist die Erwartung gestiegen, dass dezentrale Stromerzeugungsanlagen erheblich zur Lösung der zukünftigen Versorgungsprobleme beitragen können. Bei der dezentralen Stromerzeugung handelt es sich um eine Strom- (und ggf. gekoppelte Wärme-) Produktion in verbrauchernahen Kleinanlagen. Ein wirtschaftlicher Betrieb erfordert in der Regel die Nutzung des Wärmeerzeugungspotenzials. Ob sich dezentrale Einheiten am Markt durchsetzen werden, wird von der zukünftigen Kostendifferenz zwischen dezentralen und zentralen Erzeugungsoptionen abhängen. Können diese Anlagen hinsichtlich Investitionsaufwand und Umwandlungseffizienz mit der zentralen Erzeugung konkurrieren, werden sie Marktanteile gewinnen. Bisher sind kleine dezentrale Erzeugungsanlagen in bestimmten Nischen des Strommarktes vertreten. Eine grundlegende Marktverschiebung zeichnet sich derzeit nicht ab, weil die Kostendifferenz im Allgemeinen hoch ist. 1-5

Aufgabenstellung und Zusammenfassung Marktpreise geben Investitionssignale Mit dem Kapazitätsrückgang in der Stromerzeugung in Deutschland tritt die Liberalisierung in eine neue Phase ein. Während zu Beginn die Ansicht vorherrschte, der Erfolg der Liberalisierung des Strommarktes sei an sinkenden Strompreisen zu messen, ist nun zu erwarten, dass auf Grund der knapper werdenden Kapazitäten am Großhandelsmarkt für Strom Preiserhöhungen einsetzen. Diese sind bis zu einem Niveau erforderlich, bei dem sich auch neue Erzeugungsanlagen wirtschaftlich tragen können. Grundsätzlich kann der Markt das Investitionsproblem auf diese Weise lösen. Voraussetzung ist allerdings, dass keine regulierenden Eingriffe zur Einschränkung der Preishöhe und der Preisbewegungen erfolgen. Von besonderer Wichtigkeit ist in diesem Zusammenhang, dass im Grundlastbereich kostengünstige Energieträger eingesetzt werden können, damit die Erhöhung des Preisniveaus für Strom in einem volkswirtschaftlich vertretbaren Rahmen bleibt. Umweltschutz effizient und wettbewerbsneutral verwirklichen Wettbewerbsverzerrungen durch die Einführung eines CO 2 -Emissionszertifikatehandels oder durch die Umsetzung sonstiger umweltpolitischer Vorgaben müssen vermieden werden. In Bezug auf die Umweltverträglichkeit muss sichergestellt werden, dass Treibhausgase dort eingespart werden, wo dies volkswirtschaftlich zu den niedrigsten Kosten möglich ist. Für die im Wettbewerb stehenden Stromverbraucher ist es von großer Bedeutung, dass finanzielle Belastungen zum Schutz der Umwelt nicht zu Wettbewerbsverzerrungen führen. Vor diesem Hintergrund ist ein nationaler Alleingang beispielsweise beim Klimaschutz letztlich kontraproduktiv, da er die wirtschaftliche Basis für die zukünftige Entwicklung der deutschen Volkswirtschaft verschlechtert. Die Umweltpolitik muss die Anpassungsfähigkeit der Volkswirtschaft berücksichtigen. 1.5 Schlussfolgerungen / Anforderungen an den energiepolitischen Rahmen Mit der Liberalisierung des Strommarktes hat der Staat die grundsätzliche Entscheidung getroffen, Investitionsentscheidungen hinsichtlich langlebiger und kapitalintensiver Anlagen dem Markt zu überlassen. Dieser kann die notwendigen Preissignale liefern, um Investitionen hervorzurufen. Um in einem durch Kosten- und Preiskonkurrenz geprägten Strommarkt die erforderlichen Investitionen in Stromerzeugungskapazitäten zu ermöglichen, sind daher staatliche Eingriffe in den Erzeugungsmarkt zu vermeiden. Ein Abweichen von der Grundentscheidung für den Markt würde die Investoren eher verunsichern und nicht zur Versorgungssicherheit beitragen. Die Förderung der erneuerbaren Energieträger in Deutschland sollte nach Wirtschaftlichkeitsgesichtspunkten sowie anhand des jeweiligen Beitrages zur Erreichung umweltpolitischer Ziele ausgerichtet werden. Die Möglichkeiten für eine Integration des aus erneuerbaren Energiequellen erzeugten Stroms in das Stromversorgungssystem der Bundesrepublik sind im Hinblick auf 1-6

Aufgabenstellung und Zusammenfassung die erforderlichen Transportkapazitäten und die bereit zu stellende Ausgleichsenergie zu verbessern. Die geplante Einführung eines CO 2 -Emissionszertifikatehandels stellt einen wichtigen Schritt zur Internalisierung externer Kosten dar. Hieraus oder aus der Umsetzung sonstiger umweltpolitischer Vorgaben resultierende Wettbewerbsverzerrungen sollten vermieden werden. Die Allokation der CO 2 -Zertifikate sollte so ausgestaltet sein, dass sich besonders effiziente Erzeugungssysteme am Markt behaupten können. Aus Gründen der Versorgungssicherheit und der Wirtschaftlichkeit sollte auch in 2020 noch ein maßgeblicher Anteil der Stromerzeugung auf Basis von Braun- und Steinkohle erfolgen. Die staatliche Förderung von Forschung und Entwicklung im Energiebereich kann die Zielkonflikte zwischen den Zielen Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit und Umweltverträglichkeit reduzieren. Sie ist sowohl auf der Angebotsseite (z.b. Effizienzsteigerung fossiler Kraftwerke, Integration erneuerbarer Energien in das Versorgungssystem) als auch auf der Nachfrageseite (rationelle Strom- und Energienutzung) zu intensivieren. Dabei sind alle Energieträger- und Technikoptionen einzubeziehen. 1-7

Vorgehensweise 2. Vorgehensweise Für ein Vorhaben wie die vorliegende Studie ist es von großer Bedeutung, das umfangreiche und detaillierte Wissen einzubeziehen, das in den Unternehmen der Energiewirtschaft im Hinblick auf die zukünftigen Perspektiven der Stromwirtschaft in Deutschland vorhanden ist. Dem wurde durch eine entsprechende Arbeitsform Rechnung getragen. Insbesondere für die Erhebung der aktuellen Ausgangslage sowie die Abschätzung des Potenzials für die weitere Entwicklung der Energieträger und Umwandlungstechnologien wurden daher in intensiver Kooperation mit den Fachleuten aus der Branche eine Reihe von Veranstaltungen durchgeführt, deren Ziel es war, das wechselseitige Wissen darzustellen und abzuwägen. Am 18. Juni 2003 fand das Kick-Off-Meeting mit Vertretern der in Kapitel 1.1 genannten Verbände und Unternehmen (Projektgruppe) statt, in dem Arbeitsschwerpunkte und Zielsetzungen der Studie abgestimmt wurden. Die Bestandsaufnahme zu den Energieträgern erfolgte im Rahmen von zwei Workshops, an denen neben der Projektgruppe weitere, hinsichtlich der jeweiligen Themen fachlich versierte Mitarbeiter aus den Verbänden und Unternehmen teilnahmen. Der Workshop Erzeugung I am 18. Juli 2003 in Berlin befasste sich mit der Verfügbarkeit konventioneller Brennstoffe allgemein sowie mit den aktuellen und zukünftigen Einsatzmöglichkeiten der Energieträger Steinkohle, Braunkohle, Erdgas und Kernenergie. Der Workshop Erzeugung II am 23. Juli 2003 in Mannheim widmete sich den erneuerbaren Energieträgern und der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK). Hier wurden zunächst aktuelle Parameter sowie zukünftige Potenziale der Geothermie, der Wasserkraft, der Windenergie und der Biomasse diskutiert. Im Zusammenhang mit der Windenergienutzung erfolgte zudem eine ausführliche Diskussion zur Frage der Stromübertragungs- und Verteilungsnetze in Deutschland. Zwei Referate behandelten die derzeitigen Möglichkeiten sowie die zukünftige Bedeutung der KWK. Die Ergebnisse aus der Erörterung der genannten Fragestellungen mit den beteiligten Fachleuten aus der Energiewirtschaft stellen zusammen mit einer Auswertung der aktuellen wissenschaftlichen Literatur zu den hier relevanten Fragestellungen sowie den diesbezüglichen Erfahrungen des bremer energie instituts die Grundlage für das vorliegende Gutachten dar. Dieses legt in einem ersten Schritt den Status Quo dar, der den aktuellen Anteil der einzelnen Energieträger an der Stromerzeugung in Deutschland (Kapitel 3.1), die derzeitige Struktur der Kraftwerke bzw. Stromerzeugungsanlagen (Kapitel 3.2) und Übertragungsnetze (Kapitel 3.4) sowie eine Übersicht über die umweltpolitischen (Kapitel 3.5) und e- nergiepolitischen Rahmenbedingungen (Kapitel 3.6) umfasst. Im Kapitel 3.3 werden die unsicheren Rahmenbedingungen für Investitionen in neue Kraftwerke und in die Netzinfrastruktur als maßgebliches Problem der Liberalisierung identifiziert. Im Weiteren erfolgt eine Bewertung der zukünftigen Entwicklung sowohl der Strom- und Wärmenachfrage (Kapitel 4) als auch der Angebotsseite, wobei sowohl die Verfügbarkeit der relevanten Energieträger (Kapitel 5) als auch das Entwicklungspotenzial der Stromerzeugungstechnologien (Kapitel 6) betrachtet werden. 2-1

Vorgehensweise Ein gesondertes Kapitel widmet sich anschließend der Kraft-Wärme-Kopplung (Kapitel 7). Hier werden sowohl die technischen Konzepte der KWK (Stand der Technik und zukünftige Entwicklung) als auch die Einsatzmöglichkeiten in einem liberalisierten Markt dargestellt. Das nachfolgende Kapitel 8 liefert einen Wirtschaftlichkeitsvergleich von Erzeugungsalternativen. Hier werden zunächst die spezifischen Stromerzeugungskosten in den heute bzw. innerhalb des Betrachtungszeitraums bis 2020 für die Stromerzeugung relevanten Erzeugungsanlagen errechnet (Kapitel 8.2 bis Kapitel 8.6) und in einem nächsten Schritt die betrachteten Energieträger und eingesetzten Umwandlungstechnologien auf der Grundlage ihrer Marktfähigkeit eingeordnet (Kapitel 8.7). Das Kapitel 9 bewertet die zukünftigen Möglichkeiten auf der Basis der Anforderungen des liberalisierten Marktes (Kapitel 9.1), der Anforderungen der Stromverbraucher und der Volkswirtschaft (Kapitel 9.2) und stellt dann die Optionen für einen zukünftigen Erzeugungsmix dar (Kapitel 9.3). Im Kapitel 10 werden abschließend Forderungen hinsichtlich eines energie- und umweltpolitischen Rahmens zur Sicherung der zukünftigen Elektrizitätsversorgung formuliert. 2-2

Darstellung des Status Quo 3. Darstellung des Status Quo 3.1 Struktur der Stromerzeugung Die Stromerzeugung in Deutschland fußt derzeit im Wesentlichen auf Kohle und Kernenergie. Der Einsatz von Erdgas hat in den letzten Jahren - vor allem auch im Bereich der Kraft-Wärme-Kopplung - etwas zugenommen. Insgesamt tragen die fossilen Brennstoffe knapp Zweidrittel zur Stromerzeugung bei, ein knappes Drittel stellt die Kernenergie und der verbleibende Rest wird durch verschiedene erneuerbare Energieträger (Wasserkraft, Windkraft, Biomasse etc.) ausgefüllt. Abbildung 3-1 und Tabelle 3-1 zeigen die Entwicklung der Stromerzeugung nach Energieträgern und die Abbildung 3-2 zeigt die Struktur der Stromerzeugung des Jahres 2002 nach Energieträgerarten. 1 TWh 600 Bruttostromerzeugung Wasser Kernenergie Braunkohle Steinkohle Mineralöl Erdgas Windkraft Müll u.a. 500 400 300 200 100 0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Abbildung 3-1: Entwicklung der Bruttostromerzeugung nach Energieträgern [Quelle: DIW, Angaben 2001 und 2002 teilweise vorläufig] 1 Zu den Begriffsdefinitionen der elektrischen Arbeit vgl. Anhang I 3-1

Darstellung des Status Quo Tabelle 3-1: Bruttostromerzeugung und Bruttostromverbrauch in TWh [Quelle: DIW, Angaben 2001 und 2002 teilweise vorläufig] 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Wasser 19,7 19,2 21,9 22,3 23,5 25,2 22,7 22 22,5 24,7 27,7 25,6 26 Kernenergie 153 147 159 153 151 154 162 170 162 170 170 171 165 Braunkohle 171 158 155 147 146 143 144 142 139 136 148 155 159 Steinkohle 141 150 142 146 145 147 153 143 153 143 143 138 135 Mineralöl 10,8 14,8 13,2 10,1 10,1 9,1 8,1 7,4 6,7 6,3 5,2 6,1 6 Erdgas 35,9 36,3 33 32,8 36,1 41,1 45,6 48,1 50,8 51,8 49,2 55,5 54 Windkraft 0 0,1 0,3 0,6 0,9 1,5 2 3 4,5 5,5 9,5 10,5 16,8 Müll u.a. 0 2,4 2,5 2,4 2,6 2,7 2,7 2,8 3,2 3,5 3,7 3,7 3,7 Übrige 19,3 11,9 12,1 11,7 13,4 13,4 12,9 13,9 15,2 15,4 17,1 16 15,7 gesamt 550 540 538 527 529 537 553 552 557 556 574 582 581 Importsaldo 0,8-0,6-5,3 0,8 2,3 4,8-5,3-2,4-0,6 1 3-1,3 0,7 Bruttoverbrauch 551 540 533 528 531 542 547 550 557 557 577 581 582 Diese Struktur der Erzeugung hat sich in der Vergangenheit auf Grund von verschiedenen Einflussfaktoren herausgebildet. Technisch-wirtschaftliche Überlegungen der Erzeugungsunternehmen spielten dabei ebenso eine Rolle wie energie- und umweltpolitische Vorgaben für bestimmte Energieträger sowie Aspekte der jeweiligen Versorgungssicherheit, d. h. der Möglichkeit, während der Kraftwerkslebensdauer von etwa 40 Jahren den für dieses Kraftwerk erforderlichen Brennstoff jeweils zu wirtschaftlich günstigen Konditionen verfügbar zu haben. In der Vergangenheit gab es hierzu in einigen Fällen unerwartete Entwicklungen, so z. B. bei den für einen Dauerbetrieb geplanten Gaskraftwerken, die dann später auf Grund der Preisentwicklung bei Erdgas stark reduziert eingesetzt werden mussten. Der Erzeugungsmix, den wir heute in Deutschland vorfinden, ist demnach das Abbild der in der Vergangenheit von den investierenden Unternehmen unter Berücksichtigung der Rahmenbedingungen zugrunde gelegten langfristigen Risikoüberlegungen. Kraftwerke sind Produktionseinrichtungen von besonders langer Lebensdauer. Die Entscheidung über den Bau solcher Anlagen muss sich einerseits in das aktuelle Gefüge der Rahmenbedingungen einpassen und hat gleichzeitig über längere Zeit Bestand. Die gegenwärtige Struktur der Erzeugung spiegelt eine Vielfalt des Energieträgereinsatzes und damit auch eine Mischung von Erzeugungsoptionen wider, die für bestimmte Teilrisiken der Brennstoffmärkte jeweils auch nur teilweise anfällig sind. Dieses Grundprinzip sollte auch in die Zukunft übernommen werden, wenn ein größerer Teil der heute vorhandenen Anlagen ersetzt werden muss. Insbesondere die Erfahrungen aus den Energiekrisen der 70er Jahre haben dazu beigetragen, dass die Bundesrepublik heute über ein hochwertiges Stromerzeugungssystem verfügt. Seine Weiterentwicklung sollte an den Zielen Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit und Umweltverträglichkeit ausgerichtet werden. 3-2

Darstellung des Status Quo Struktur der Stromerzeugung 2002 Bruttostromerzeugung insgesamt: 581 TWh Übrige 3,6% Erneuerbare (Wasser, Wind) 6,5% Fossile Kernenergie 29,6% 60,3% Abbildung 3-2: Bruttostromerzeugung nach Energieträgern in 2002 [Quelle: DIW, Angaben teilweise vorläufig] These 3.1 Die Stromerzeugung in Deutschland fußt heute zu etwa 90 % auf fossilen Energieträgern und Kernenergie. Bei Entscheidungen über die weitere Entwicklung der Stromversorgung wird es darauf ankommen, die Ziele Umweltverträglichkeit, Versorgungssicherheit und Wirtschaftlichkeit auch in Zukunft in einem ausgewogenen Verhältnis zu realisieren. Versorgungssicherheit setzt langfristig verfügbare Energieträger mit kalkulierbaren Brennstoffpreisen voraus. Wirtschaftlichkeit erfordert ein Preisniveau für Strom, das in Konkurrenz zur Stromproduktion anderer Länder steht, um eine Abwanderung von stromintensiven Industriezweigen zu vermeiden und eine verbrauchsnahe Stromerzeugung aufrechtzuerhalten. Umweltverträglichkeit muss sich an den internationalen Standards orientieren. 3.2 Struktur der Kraftwerke 3.2.1 Installierte Leistungen und Einsatzbereiche Das Zusammenwirken von Wirtschaftlichkeitsüberlegungen und Risikogesichtspunkten zeigt sich auch bei einem genaueren Blick auf die Struktur der Kraftwerke selbst. Die Abbildung 3-3 gibt die Entwicklung der Kraftwerksleistung in den letzten Jahren wieder. Anfang der 90er Jahre ergab sich ein Rückgang bei der Braunkohle (vor allem vereinigungsbedingt), Erdgaskraftwerke haben an Bedeutung gewonnen. Die Kraftwerksleistung insgesamt war in den letzten Jahren etwa konstant, wobei allerdings die Erzeugung nach dem genannten Rückgang inzwischen wieder zugenommen und den Stand von 1990 um etwa 30 TWh überschritten hat. 3-3

Darstellung des Status Quo Die Windenergie ist in der Tabelle zu Abbildung 3-3 nicht enthalten. Bedingt durch die Förderung nach dem Erneuerbare Energien Gesetz ist sie in den letzten Jahren stark ausgebaut worden (vgl. dazu Kapitel 3.2.3). Die gesamte installierte Leistung ist dadurch stärker gestiegen als aus der Abbildung ersichtlich. Dabei muss beachtet werden, dass Windenergieanlagen (WEA) auf Grund der von den jeweiligen Windverhältnissen abhängigen starken Schwankung der Stromerzeugung im Wesentlichen nicht Kraftwerke, sondern nur Strom ersetzen. Für jede Windenergieanlage muss quasi spiegelbildlich eine weitere Anlage existieren, die einspringt, wenn die WEA flautenbedingt ausfällt. Hierauf wird ausführlicher im Abschnitt 3.2.3 eingegangen. GW brutto 140,0 Engpassleistung der Kraftwerke nach Energieträgern 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 gesamt 122,9 121,6 121,5 122,6 121,3 119,8 119,2 118,8 120,9 Erdgas, Öl u.a. 29,7 29,4 30,6 32,1 32,6 32,9 33,0 33,8 34,1 Steink 33,7 34,0 33,7 33,6 33,3 33,4 33,0 32,2 32,3 Braunk 27,0 25,5 24,4 24,0 22,2 21,1 20,7 20,3 21,8 Kernkraft 23,8 23,9 23,9 24,0 24,1 23,5 23,5 23,5 23,6 SpWasser 5,7 5,9 5,9 5,9 6,0 5,9 5,9 5,9 6,0 Lwasser 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,1 3,0 3,0 Abbildung 3-3: Engpassleistung der Kraftwerke der allgemeinen und industriellen Versorgung nach Energieträgern (ohne Windenergie) [Quelle: Elektrizitätswirtschaft in Deutschland (2000)] Die Kraftwerke tragen in unterschiedlichem Maße zur Stromerzeugung bei, da sie unterschiedlich eingesetzt werden. Dies ergibt sich einerseits aus der technischen Auslegung der Kraftwerke und zum anderen aus dem Verhältnis der laufenden Kosten, insbesondere der Brennstoffkosten zu einander. Kraftwerke mit niedrigen Brennstoffkosten werden möglichst intensiv eingesetzt, um diesen Vorteil in möglichst großem Umfang zu realisieren. Die Abbildung 3-4 zeigt die durchschnittliche Ausnutzungsdauer der Kraftwerke für das Jahr 2000. Laufwasser, Kernenergie und Braunkohle produzierten in diesem Jahr (ähnlich wie auch in den vorherigen Jahren) durchschnittlich etwa 7.000 Stunden pro Jahr und stellen damit das Rückgrat der Stromversorgung ( Grundlast ) dar. Steinkohle und Erdgas (mit wesentlich geringerem Beitrag) decken die Mittel- und Spitzenlast ab. Zur Veranschaulichung ist auch die durchschnittliche Ausnutzungsdauer der Windenergie dargestellt. Diese ergibt sich aus den an den jeweiligen Standorten der Windkraftanlagen herrschenden Windverhältnissen und nicht aus Entscheidungen über den Einsatz der Kraftwerke, da nach dem gültigen EEG Windenergie immer Vorrang genießt. 3-4

Darstellung des Status Quo Ausnutzungdauer der Kraftwerke 2000 8.000 Grundlast 7.000 6.000 (ohne Wind) 5.000 h 4.000 3.000 2.000 1.000 0 Laufwasser Kernenergie Braunkohle Steinkohle Erdgas Wind gesamt Abbildung 3-4: Ausnutzungsdauer der Kraftwerke (gesamt: einschließlich Müll-, Pumpspeicher und Speicherkraftwerken) [Quelle: Elektrizitätswirtschaft in Deutschland (2000)] Die Abbildung 3-5 zeigt die Anteile der verschiedenen Kraftwerksarten an der installierten Kraftwerksleistung im Verhältnis zum Beitrag zur Erzeugung. Bei Kraftwerken mit hoher Ausnutzung (wie Kernkraft und Braunkohle) ist der Anteil an der gesamten Leistung wesentlich kleiner als der Anteil an der Erzeugung. Bei der Wasserkraft sind die Anlagen insgesamt (Laufwasser- und Speicherwasserkraftwerke) enthalten. Da Speicherwasserkraftwerke u.a. auch zum Ausgleich von Lastspitzen genutzt werden, ist hier die Ausnutzungsdauer niedriger als bei Grundlastkraftwerken. Dies erklärt den Unterschied zur Abbildung 3-4. 3-5

Darstellung des Status Quo Struktur von Erzeugung und Kraftwerken 35,0% Erzeugung 30,0% 25,0% Leistung 20,0% % 15,0% 10,0% 5,0% 0,0% Wasser Kernkraft Braunkohle Steinkohle Erdgas, Öl u.a. Abbildung 3-5: Struktur von Erzeugung und Leistung der Kraftwerke [Quelle: bremer energie institut nach Elektrizitätswirtschaft in Deutschland (2000)] 3.2.2 Räumliche Verteilung der Kraftwerke und Stromerzeugung Die Abbildung 3-6 zeigt die gegenwärtige Struktur von Verbrauch und Erzeugung in Deutschland in einer räumlichen Aufgliederung nach Bundesländern. Im Allgemeinen ist die Erzeugung auch da angesiedelt, wo die Verbrauchsschwerpunkte liegen; diese regionale Struktur des Kraftwerksparks bietet eine Vielzahl wirtschaftlicher und ökologischer Vorteile und erhöht die Versorgungssicherheit. In einigen Regionen gibt es allerdings auch deutliche Differenzen zwischen Erzeugung und Verbrauch; dies gilt beispielsweise für Schleswig-Holstein und Hamburg. In einem großräumigen Ausgleich wird dafür gesorgt, dass die Gesamtbilanz von Erzeugung und Verbrauch ausgeglichen ist. In diesen Ausgleich ist auch das Ausland einbezogen, wobei allerdings Import- und Exportströme im Jahresverlauf ausgewogen sind. Das gegenwärtige Übertragungsnetz ist darauf ausgelegt, diesen Ausgleich zu unterstützen. Für den Ersatz von Kraftwerken ergibt sich daraus die wichtige Nebenbedingung, entweder Kraftwerke räumlich so anzuordnen, dass ein entsprechender räumlicher Ausgleich auch in Zukunft möglich ist, oder die Übertragungsnetze einer neuen Verteilung der Einspeiser anzupassen. Ein besonderes Problem wird sich künftig aus der Einbindung des in Onshore- und ggf. zukünftig in Offshore-Windenergieanlagen erzeugten Stroms ergeben. Aktuelle Beiträge dieser Stromerzeugung, die vor allem in den nördlichen Bundesländern zu einer Veränderung der Verhältnisse geführt haben können, sind in der Abbildung 3-6 noch nicht berücksichtigt. 3-6

Darstellung des Status Quo Abbildung 3-6: Gesamt-Stromverbrauch, Netto-Stromerzeugung und Industrie-Einspeisung sowie Netto-Stromaustausch nach Ländern [Quelle: Elektrizitätswirtschaft in Deutschland (2000)] 3-7

Darstellung des Status Quo 3.2.3 Beitrag der erneuerbaren Energieträger Der Beitrag der erneuerbaren Energieträger zur Stromerzeugung in Deutschland ist bisher gering, weist aber in den letzten Jahren eine stark steigende Tendenz auf. Die Erzeugung von Strom mit Wasserkraft hat in diesem Bereich eine lange Tradition; auf Grund der geomorphologischen Verhältnisse konnte sie in Deutschland allerdings nur eine relativ geringe Rolle spielen. Durch die besondere Förderung hat die Windenergie seit 2000 einen starken Zuwachs erfahren. Tabelle 3-2 zeigt die Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energieträgern (ohne Wasserkraft), die nach EEG vergütet wurde. Windenergie trägt hier den größten Anteil bei. Im Jahre 2002 hat nach Angaben des Bundesumweltministeriums die Erzeugung gegenüber 2001 noch einmal um etwa 50 % zugelegt und betrug etwa 17 TWh (vgl. Tabelle 3-3). Tabelle 3-2: Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energieträgern nach EEG 2001 [Quelle: Bundesregierung (2002)] Leistung [MW] Erzeugung [TWh] Biomasse 300 350 1,4 Wind 8.750 10,5 Photovoltaik 178 0,06 Tabelle 3-3: Windenergie 2001 und 2002 [Quelle: www.bmu.bund.de/de/1024/js/sachthemen/erneuerbar/windenergiedaten/] 2001 2002 Windenergieanlagen Gesamtzahl 11.440 13.760 Gesamtleistung [MW] 8.754 12.001 Stromerzeugung [TWh] 11,0 17,2 Mit dem steigenden Beitrag der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien stellen sich allerdings auch neue Probleme: 1. Nutzungsmöglichkeit Die zeitliche Nutzungsmöglichkeit der erneuerbaren Energieträger ist teilweise durch natürliche Bedingungen eingeschränkt. Die Abbildung 3-7 zeigt den möglichen Beitrag von Sonne und Wind ausgedrückt in Volllaststunden im Vergleich zur konventionellen Stromerzeugung. Die in der Abbildung dargestellten Werte sind Angaben für günstige Standorte. Da die durchschnittliche Ausnutzungsdauer der Stromnachfrage in Deutschland mit etwa 5.000 Stunden wesentlich über der zeitlichen Nutzungsmöglichkeit von Solar- und Windenergie liegt, können diese Erzeugungsvarianten nur Teilbeiträge liefern, die zusammen mit anderen Anlagen insgesamt die Nachfrage nach Strom abdecken. Im Unterschied dazu kann in Anlagen auf der Basis von Biomasse, wenn entsprechende Lagermöglichkeiten für diesen Brennstoff existieren, die Stromerzeugung von der Produktion der Biomasse entkoppelt werden, so dass die Verfügbarkeit im Prinzip genauso von der Nachfrage nach Strom her zu bestimmen ist wie in konventionellen Erzeugungsanlagen. 3-8