Zur Kopplung eines Energiesystemmodells mit einem Modell zur Lastflussanalyse

Aufgabenstellung:

Im Rahmen der Diplomarbeit soll analysiert werden, wie optimierende Modelle zur Energie- systemplanung mit Modellen zur Lastflussberechnung gekoppelt werden können. Hierzu ist aufzubereiten, wie Elektrizitätsnetze bislang in optimierenden Energiesystemmodellen typi- scherweise nachgebildet werden. Darauf aufbauend sollen verschiedene Möglichkeiten zur Berücksichtigung detaillierter Informationen zu Elektrizitätsnetzen in Optimiermodellen erar- beitet werden. Eine erste Möglichkeit hierfür liegt in der geographisch detaillierteren Abbil- dung der existierenden Netzstrukturen; darauf aufbauend könnte die Integration weiterer Ne- benbedingungen in das Optimiermodell zur Berücksichtigung von DC-Modellen oder aber die Kopplung eines Optimiermodells mit einem Modell zur Lastflussberechnung realisiert wer- den. Der Kandidat soll die verschiedenen Konzepte einander vergleichend gegenüber stellen und abschließend ein Konzept erarbeiten, wie eine solche Modellkopplung ausgestaltet sein könnte.

  i  

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis .......................................................................................iii

Tabellenverzeichnis ............................................................................................ iv

  Abkürzungsverzeichnis  v

1.  Einleitung  1

1.1.  Problemstellung  1

1.2.  Zielstellung  1

1.3.  Aufbau der Arbeit  2

2.  Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen  3

2.1.  Wirtschaftlichkeit Versorgungssicherheit Umweltverträglichkeit  3

2.2.  Entwicklung der Erzeugungs- und Verbrauchsstruktur in Deutschland  7

2.2.1.  Erneuerbare Energien  7

2.2.2.  Der konventionelle Kraftwerkspark  10

2.2.3.  Die Laststruktur  17

2.3.  Konsequenzen  19

3.  Das Spot Pricing  23

4.  Die Modellierung von Energieübertragungsnetzen  29

4.1.  Aufbau und Eigenschaften von Energieübertragungsnetzen  29

4.2.  Elektrotechnische Grundlagen der Leistungsflussberechnung  32

4.2.1.  Ursache und Darstellung von Wechselspannungen  32

4.2.2.  Wirk- und Blindleistungen im Wechselstromsystem  34

4.2.3.  Der Blindleistungsbedarf von Netzbetriebsmitteln  36

4.2.4.  Blindleistungsbereitstellung (Kompensationsmittel)  39

4.3.  Planung und Abbildung von Energieübertragungsnetzen mit Modellen  40

4.3.1.  Alternating Current-Modelle (AC-Modell)  40

4.3.2.  Direct Current-Modelle (DC-Modelle)  43

4.3.3.  Erweiterte Direct Current-Modelle  44

  ii  

4.3.4.  Vergleich und Anwendung von DC- und AC-Modellen  46

5.  Energiesystemmodelle und Netzabbildungen  56

5.1.  Optimierende Energiesystemmodelle  56

5.2.  Modellierung von Leistungsflüssen in Energiesystemmodellen  57

5.3.  Technische und ökonomische Implikationen der Modellierung  59

6.  Kapazitätsbestimmung mit NTC und PTDF  61

6.1.  Die Bestimmung von Net Transfer Capacities  62

6.2.  Die Bestimmung von Power Transfer Distribution Factors  64

6.3.  Vergleich von NTC und PTDF  68

7.  Modellkonzepte für verbesserte Netzabbildungen in PERSEUS  68

7.1.  Vorgehensweise  68

7.2.  Die geografisch detaillierte Abbildung der Netzstrukturen  69

7.3.  Der PTDF-Ansatz  72

7.4.  Integration von DC-Lastfluss-Restriktionen  79

7.5.  Kopplung eines Energiesystemmodells mit einem Lastflussmodell  82

7.6.  Vergleich der Ansätze  85

7.7.  Aktuelle Ansätze anderer Forschungseinrichtungen  87

8.  Zusammenfassung  91

  Danksagung  93

  Quellenverzeichnis  94

  Verzeichnis der Anhänge  I

  iii  

Abbildungsverzeichnis

  Abbildung 2-1: Erzeugungskapazitäten in Deutschland nach Unternehmen  4

  Abbildung 2-2: Entwicklung der installierten WEA-Leistung  7

  Abbildung 2-3: Räumliche Verteilung der WEA-Onshore-Leistung MW  9

  Abbildung 2-4: Installierte Kraftwerksleistung nach Primärenergieträgern  11

  Abbildung 2-5: Geografische Darstellung des konventionellen Kraftwerksparks  13

  Abbildung 2-6: Potentielle Zubaukraftwerke bis zum Jahr 2020 stillgelegte AKW  16

  Abbildung 2-7: Zusammenhang Bevölkerung Elektrizitätsverbrauch Kraftwerksleistung  18

  Abbildung 2-8: Bevölkerungsdichte in Deutschland als Indikator für Lastzentren  19

  Abbildung 2-9: Leistungsflüsse und Grenzkosten des europäischen Elektrizitätsmarkts  21

  Abbildung 2-10: Entwicklung der jährlichen Ausgaben für die Netzinfrastruktur der ÜNB  22

  Abbildung 3-1: Übersicht über Engpassmanagementsysteme  24

  Abbildung 3-2: LMP ohne Engpass  26

  Abbildung 3-3: LMP mit Engpass  27

  Abbildung 4-1: Aufbau des Energieversorgungsnetzes in Deutschland  31

  Abbildung 4-2: Spannungen im Dreiphasensystem  33

  Abbildung 4-3: Mögliche Zeitverläufe von Strom und Spannung  35

  Abbildung 4-4: π-Ersatzschaltbild einer Leitung  37

  Abbildung 4-5: T-Ersatzschaltbild eines einphasigen Zweiwicklungstransformators  39

  Abbildung 4-6: Leistungsfluss über eine Leitung  40

  Abbildung 4-7: 3-Knotennetz  47

  Abbildung 4-8: Berechnete Leistungsflüsse (DC-Modell)  50

  Abbildung 4-9: Spannungsprofil im WECC-System  54

  Abbildung 5-1: Ablauf einer modellbasierten Szenarioanalyse  59

  Abbildung 5-2: Kraftwerkszubauergebnisse eines Projekts für die Region Deutschland  60

  Abbildung 5-3: Stromaustausch Jahressalden 2015  61

  Abbildung 6-1: Bestimmung von NTC  63

  Abbildung 6-2: Physikalischer Fluss in einem 2-Knotennetz  65

  Abbildung 6-3: Wirtschaftliche Transaktion vs physikalischer Fluss  66

  Abbildung 6-4: Übertragungskapazitätsbestimmung mit NTC und PTDF  68

  Abbildung 7-1: Vereinfachte georeferenzierte Netzstrukturen am Beispiel Brandenburgs  71

  Abbildung 7-2: Zonenmodell des europäischen Elektrizitätssystems  73

  Abbildung 7-3: Flussbasierte Allokation mit PTDF zwischen Deutschland und Frankreich  73

  Abbildung 7-4: Die lastabhängige Bestimmung von Grenzkapazitäten  77

  Abbildung 7-5: Kopplung von PERSEUS mit einem reduzierten Netzmodell  83

  Abbildung 7-6: SWOT-Analyse  86

  iv  

Tabellenverzeichnis

Tabelle 2-1:  Mittlere CO 2 -Emissionen von verschiedenen Energieträgern  6

Tabelle 2-2:  Installierte WEA-Leistung nach Bundesländern  8

Tabelle 2-3:  Legende der konventionellen Erzeugungsanlagen Deutschland  12

Tabelle 2-4:  Regional gegensätzliche Entwicklung von Last und Erzeugung  20

Tabelle 4-1:  Übliche Spannungsebenen in Deutschland  30

Tabelle 4-2:  Darstellung elektrotechnischer Größen  34

Tabelle 4-3:  Leistungsgrößen und deren Zusammenhänge  36

Tabelle 4-4:  Symbole und Eigenschaften von Grundschaltelementen der Elektrotechnik  36

Tabelle 4-5:  Spezifische Leitungsgrößen von Drehstromfreileitungen  38

Tabelle 4-6:  Einteilung der Knotenpunkte und gegebene gesuchte Größen  42

Tabelle 4-7:  Netzparameter  48

Tabelle 4-8:  Lastvarianten  49

Tabelle 4-9:  Ergebnisvergleich 1 zwischen einem AC DC Modell  50

Tabelle 4-10:  Ergebnisvergleich 2 zwischen einem AC- DC-Modell  51

Tabelle 4-11:  Wirkleistungsverluste und Blindleistungsbedarfe  52

Tabelle 4-12:  Relativer Fehler des Lastflusses in einem Netzknoten  55

Tabelle 4-13:  Zusammenfassender Vergleich verschiedener Modelle zur Lastflussbestimmung  

   56

Tabelle 6-1:  PTDF- Matrix  67

Tabelle 6-2:  Die vollständige PTDF-Matrix eines 3-Knotennetzes  67

Tabelle 7-1:  Inzidenzmatrix von Abbildung 6-3  79

Tabelle 7-2:  Kriterien für die SWOT-Analyse  85

Tabelle 7-3:  Berücksichtigung von Lastflüssen in (deutschen) Energiesystemmodellen  90

Abkürzungsverzeichnis

Hier aufgeführte Abkürzungen, Formelzeichen und Größen gelten global in dieser Arbeit. In

einigen Abschnitten werden weitere hier nicht aufgeführte Abkürzungen verwendet, die lokal

bezeichnet sind.

A Österreich

AC Alternating Current

AKW Atomkraftwerk

ARegV Anreizregulierungsverordnung

BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V.

BE Belgien

BHKW Blockheizkraftwerk

BMU Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit

bne Bundesverband Neuer Energieanbieter

BNetzA Bundesnetzagentur

c. p. ceteribus paribus (unter sonst gleichen Bedingungen)

CH Schweiz

CZ Tschechien

DC Direct Current

DE Deutschland

DEBRIV Bundesverband Braunkohle

DESTATIS Statistisches Bundesamt Deutschland

DEWI Deutsches Windenergie-Institut

DIN Deutsches Institut für Normung e. V.

DIW Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung

DK Dänemark

EE 2

Lehrstuhl für Energiewirtschaft (Technische Universität Dresden)

EEG Gesetz über die Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien

EEV Lehrstuhl für Elektrische Energiesysteme

(Bergische Universität Wuppertal)

EEX European Energy Exchange

EN Europäische Normung

EnWG Energiewirtschaftsgesetz

ETSO European Transmission System Operators

EU Europäische Union

EWI Energiewirtschaftliches Institut (Universität Köln)

EWL Lehrstuhl für Energiewirtschaft Essen (Universität Duisburg Essen)

FDLF Fast decoupled load flow

FR Frankreich

GIS Geografisches Informationssystem

GUD Gas- und Dampf- (Kraftwerk)

GW Gigawatt

IAEW Institut für elektrische Anlagen und Energiewirtschaft

(Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule Aachen)

IEA International Energy Agency

IEE Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation

(Technische Universität Graz)

IER Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung (U-

niversität Stuttgart)

IfE Lehrstuhl für Energiewirtschaft and Anwendungstechnik

(Technische Universität München)

IIP Institut für Industriebetriebslehre und Industrielle Produktion

IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change

IT Italien

KraftNAV Kraftwerks-Netzanschlussverordnung

kV Kilovolt

kW Kilowatt

KW Kraftwerk

kWh Kilowattstunde

KWK Kraft-Wärme-Kopplung

LEE Lehrstuhl für Energiesysteme und Energiewirtschaft

(Universität Dortmund)

LMP Locational Marginal Pricing

LSEW Lehrstuhl für Energiewirtschaft

(Brandenburgische Technische Universität Cottbus)

MA Mitarbeiter

MJ Megajoule

MVA Megavolt ampere

MVar Megavolt ampere reactive

MW Megawatt

MWh Megawattstunde

NL Niederlande

NP Nodal Pricing

NTC Net Transfer Capacity

ODBC Open Database Connectivity

OTC Over the Counter

PERSEUS Program Package for Emission Reduction Strategies in Energy Use

and Supply

PFC Power Flow controlling devices

PFlow Wirkleistungsfluss

PL Polen

PTDF Power Transfer Distribution Factor

S Schweden

SCQP Strictly convex quadratic programming

STATCOM Static Compensators

SteinkohleFinG Gesetz zur Finanzierung der Beendigung des subventionierten Stein-

kohlenbergbaus zum Jahr 2018

StrEG Stromeinspeisegesetz

StromNEV Stromnetzentgeltverordnung

SVC Static Var Compensator

t Tonne

TCDF Transmission congestion distribution factors

TCSC Thyristor Controlled Series Compensator

TEHG Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz

TRM Transfer Reliability Margin

TSO Transmission System Operator (= Übertragungsnetzbetreiber)

TTC Total Transfer Capacity

UCTE Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity

UN United Nations

ÜNB Übertragungsnetzbetreiber

UPFC Unified Power Flow Controller

VGB Verband der Großkessel-Besitzer

VWEW Verlags- und Wirtschaftsgesellschaft der Energiewirtschaft

WEA Windenergieanlage

Elektrotechnische Formelzeichen und Größen

∆U Spannungsabfall

B Blindleitwert (Suszeptanz)

C Kapazität eines Kondensators

Differenz zwischen Strom- und Spannungswinkel

E Eisenkern

f Frequenz

F Leistungsfluss

G Wirkleitwert (Konduktanz)

HOS Hauptfeldreaktanz (der Oberspannung)

î Amplitudenwert der Stromstärke

I komplexer Strom

I Stromstärke (im Wechselstromsystem als Effektivwert)

i(t) zeitabhängige Stromstärke

I b Blindstrom

I w Wirkstrom

L Induktivität/auch Leitung

NI Net Injection (Nettoeinspeisung in einem Knoten)

OS Oberspannung

P Wirkleistung

p(t) zeitabhängige Leistung

P V Verlustleistung

Q Blindleistung

R' längenabhängiger Wirkwiderstand

R' längenabhängiger Wirkwiderstandsbelag

R Wirkwiderstand (Resistanz)

S komplexe Scheinleistung

S Scheinleistung (als Effektivwert angegeben)

û Amplitudenwert der Spannung

U komplexe Spannung

U Spannung (im Wechselstromsystem als Effektivwert)

u(t) Zeitabhängige Spannung

US Unterspannung

V Volt

X Blindwiderstand (Reaktanz)

X C kapazitiver Widerstand

X L ' längenabhängiger Induktanzbelag

Z Impedanz (komplexer Widerstand)

Θ Differenz von 2 Spannungswinkeln /

π Gewichtungsfaktor

ω Kreisfrequenz

1. Einleitung

1.1. Problemstellung

Die heutige Wirtschaftswelt ist durch komplexe Interdependenzen einer Vielzahl von (Ein- fluss-) Variablen gekennzeichnet. Sowohl Akteure des privatwirtschaftlichen Sektors als auch die politischen Verantwortungsträger müssen unter diesen Rahmenbedingungen Entscheidun- gen, die den jeweiligen Zielsystemen genügen, treffen.

Eine Reduzierung der damit verbundenen Unsicherheit wird mit der Nutzung von Modellen erreicht. Modelle sind vereinfachte Abbildungen der Realität, deren Ergebnisse die Entschei- dungsgrundlage von Akteuren bilden (vgl. detailliert in Stuible, 2002, 7f.). Zu den Anforde- rungen an Modelle gehört die adäquate Vereinfachung der Realität unter Berücksichtigung einer akzeptablen Modellgröße und des Implementierungsaufwands.

Insbesondere Entscheidungen in der Energiewirtschaft sind durch eine wechselseitige Abhän- gigkeit von technischen und wirtschaftlichen Einflussfaktoren gekennzeichnet. Die dabei zum Beispiel eingesetzten Energiesystemmodelle sollen technische und ökonomische Größen ver- knüpfen.

Durch eine vereinfachte Darstellung der Energieübertragungsnetze in Energiesystemmodellen können suboptimale bzw. technisch nicht realisierbare Ergebnisse ermittelt werden. Diese ungenauen Netzabbildungen führen beispielsweise zu Kraftwerksallokationen, die in der Rea- lität aufgrund von Netzengpässen 1 , aus Netzstabilitätsaspekten 2 und weiteren Faktoren nicht durchführbar sind. Insbesondere die veränderten energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen erfordern die Anpassung der Modelle.

1.2. Zielstellung

Im Rahmen dieser Arbeit ist herauszustellen, welche neuen Anforderungen an Energiesys- temmodelle gestellt werden müssen. Hierzu ist aufzubereiten, wie Energiesystemmodelle Netzstrukturen abbilden und welche Implikationen mit dieser Systematik verbunden sind. Des 1 Als Netzengpass wird in diesem Zusammenhang die unzureichende Übertragungskapazität einer Leitung ver- standen. Damit können nicht die kostengünstigsten Kraftwerke eingesetzt werden. 2 Unter Netzstabilitätsaspekten sind z. B. die Spannungsqualität mit Ober- und Untergrenzen der Spannung, die Frequenzhaltung und der Blindleistungshaushalt zu verstehen (vgl. Neufert, 2001, 33).

Weiteren sollen mögliche Ansätze einer konzeptionell verbesserten Abbildung der Energie- übertragungsnetze aufgezeigt werden. Durch die Berücksichtigung von Leistungsflüssen wer- den Engpässe erkannt und die Allokation der Energieerzeugung verbessert. Auch die Berück- sichtigung von Blindleistung, die u. a. für den Transport von elektrischer Energie notwendig ist, führt zu veränderten Modellergebnissen. Die verschiedenen Möglichkeiten der Berück- sichtigung von Leistungsflüssen werden zunächst theoretisch hergeleitet und im Weiteren werden Ansätze für eine Integration/Kopplung mit einem Lastflussmodell aufgezeigt und an- hand geeigneter Faktoren miteinander verglichen.

Die Bearbeitung der Fragestellung erfordert eine interdisziplinäre Herangehensweise mit Kenntnissen der Elektrotechnik, der Informatik und der Energiewirtschaft. Das Ergebnis der Arbeit sind bewertete Handlungsalternativen zur Integration oder Kopplung der erforderlichen Netzstrukturen in Energiesystemmodellen.

1.3. Aufbau der Arbeit

Im Anschluss an die Einleitung werden im Gliederungspunkt 2 Energiewirtschaftliche Rah- menbedingungen skizziert. Weitreichende Veränderungen von exogen vorgegebenen Ein- flussfaktoren haben Auswirkungen auf die Kraftwerksstruktur und die Energieübertragungs- netze.

Das 3. Kapitel Das Spot Pricing behandelt einen effizienten Ansatz für die Berücksichtigung von knappen Übertragungskapazitäten aus theoretischer und praktischer Sichtweise.

In Abschnitt 4 wird erläutert, wie Elektroenergieübertragungsnetze aufgebaut sind und welche technischen Parameter bei der Energieübertragung zu beachten sind. Die eingesetzten Model- le zur Berechnung von Leistungsflüssen in Energieübertragungsnetzen werden genannt und analysiert.

Das 5. Kapitel Energiesystemmodelle und Netzabbildungen beschreibt die bisherige Abbil- dung von Energienetzen in ausgewählten Energiesystemmodellen. Der Fokus liegt hierbei auf dem Energiesystemmodell PERSEUS, welches am Lehrstuhl Energiewirtschaft in Cottbus verwendet wird.

Im 6. Kapitel werden NTC und PTDF erläutert und die Unterschiede zwischen diesen Ansät- zen für den grenzüberschreitenden Energieaustausch herausgestellt.

Den Hauptteil dieser Arbeit bildet der Abschnitt 7 Modellkonzepte für verbesserte Netzabbil- dungen in PERSEUS. Der Autor stellt konzeptionell dar, wie eine verbesserte Abbildung von Netzen ausgestaltet werden kann. Hierbei bieten sich verschiedene Verfahren an, die genannt, erläutert und verglichen werden.

In Kapitel 8 wird die Arbeit abschließend zusammengefasst.

2. Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen

2.1. Wirtschaftlichkeit, Versorgungssicherheit, Umweltverträglichkeit Die Energiewirtschaft des 21. Jahrhunderts ist durch die Zielgrößen Wirtschaftlichkeit, Ver- sorgungssicherheit und Umweltverträglichkeit 3 gekennzeichnet. In diesem Abschnitt werden wesentliche Aspekte dieser Zielgrößen dargestellt.

Wirtschaftlichkeit Eine volkswirtschaftlich gesehen optimale Versorgung der Verbraucher mit Energie ist durch das Schaffen von Wettbewerbsmärkten möglich. Aus diesem Grund wurde am 19.12.1996 in der europäischen Binnenmarktrichtlinie Strom 96/92/EG festgelegt, dass der Strommarkt in den Mitgliedsstaaten geöffnet werden muss (vgl. EU, 1996) 4 . „Deutschland setzte diese Richt- linie durch das Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) um.“ (Gerke et al. 2000, 9).

Bis zur Umsetzung des EnWG wurde der Elektrizitätsmarkt in einem geografisch begrenzten Gebiet durch ein Unternehmen versorgt (=Gebietsmonopol). Dieses Unternehmen war zu- ständig für die Erzeugung, Übertragung und Verteilung der elektrischen Energie an die End- verbraucher 5 . Die Entflechtung dieser Strukturen, das so genannte Unbundling 6 sah u. a. eine Trennung von Netz und Erzeugung vor.

Die politische Zielrichtung auf der Erzeugerebene ist die Schaffung von Voraussetzungen zur Marktteilnahme einer Vielzahl von Unternehmen. Trotz der Liberalisierung stellten im Jahr 2005 7 fünf Unternehmen etwa 70% der Kraftwerkskapazitäten. Der Erzeugermarkt in Deutschland weist oligopolartige Strukturen auf (vgl. Abbildung 2-1).

3 Besser bekannt als das Zieldreieck der Energiewirtschaft (vgl. u.a. BMU, 2007b).

4 Der Prozess der Neuregelung wird auch als Liberalisierung des Energiemarktes bezeichnet. 5 Auch für weitere Aktivitäten wie die Rechnungslegung waren die Unternehmen zuständig. 6 Unter Unbundling wird „die buchhalterische, informatorische, organisatorische und rechtliche Entflechtung des Übertragungs- und Verteilnetzes von den anderen Wertschöpfungsstufen in vertikal und horizontal integrierten Versorgungsunternehmen“ verstanden (Wissel, 2006, 4). In dieser Arbeit werden nur Aspekte der Erzeugung und des Netzes kurz dargestellt.

7 Ermittelte Kapazitäten am Ende des Jahres 2004.

Abbildung 2-1: Erzeugungskapazitäten in Deutschland nach Unternehmen (Quelle: eigene Darstellung nach Schwarz/Lang, 2005, 864-867) Mit der am 30. Juni 2007 in Kraft getretenen Kraftwerks-Netzanschlussverordnung 8 soll eine Veränderung der bisherigen Strukturen erreicht werden. Sie sieht den bevorzugten Netzan- schluss neuer Marktteilnehmer vor und soll zu einer langfristig heterogenen Marktstruktur bei der Erzeugung führen (vgl. KraftNAV, 2007 und bne, 2007). Durch den entstehenden Wett- bewerbsmarkt soll letztlich die Energieerzeugung c. p. zu niedrigeren Kosten ermöglicht wer- den 9 .

Auf der Übertragungs- und Verteilnetzebene stellt sich eine andere Situation dar. Bei lei- tungsgebundenen Branchen wie bei der Stromübertragung und -verteilung würden Mehrfach- investitionen in konkurrierende Netzstrukturen eine Ressourcenverschwendung bedeuten. Die Etablierung eines Wettbewerbs ist bei den Netzen ökonomisch nicht sinnvoll 10 , da ein Unter- nehmen die Dienstleistung Transport von elektrischer Energie kostengünstiger bereitstellen kann, als dies mehrere könnten 11 .

8 Verordnung zur Regelung des Netzanschlusses von Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie (Kraft- werks-Netzanschlussverordnung- KraftNAV).

9 Ob oligopolartige Strukturen in der Energiewirtschaft tatsächlich zu erhöhten Preisen führen, soll in dieser Arbeit nicht evaluiert werden.

10 Es gibt in Deutschland mehrere Netzbetreiber, die jedoch in einem geografisch begrenzten Gebiet und in einer bestimmten Spannungsebene ein Monopol haben.

11 Solche Marktformen werden auch natürliche Monopole genannt, sie zeichnen sich durch subadditive Kosten- funktionen aus (vgl. Borrmann/Finsinger, 1999, 122-127).

Ohne Regulierung haben die Unternehmen Anreize, die Dienstleistung/das Gut zu verknap- pen bzw. nur zu hohen Preisen anzubieten. Damit werden volkswirtschaftlich unerwünschte Monopolgewinne generiert. Diesem unerwünschten Effekt wird bisher in Deutschland mit einer Cost-Plus-Regelung begegnet. Die Bundesnetzagentur genehmigt den Netzbetreibern nur Entgelte (Netznutzungsentgelte), die den Kosten der Unternehmen und eines Gewinnauf- schlags entsprechen (vgl. EnWG §23a Abs. I) 12 . Mit der bisherigen Regulierung sind tenden- ziell Effekte wie Gold Plating 13 bzw. der Averch-Johnson-Effekt 14 verbunden. Die Unterneh- men haben keinen Anreiz, ihre Kosten zu reduzieren, da sich der Gewinn aus einem prozentu- alen Aufschlag auf die Kosten bestimmt. Ab dem 01.01.2009 wird das bestehende System durch die Anreizregulierung abgelöst, die eine Trennung von Kosten und Erlösen vorsieht. Ziel ist es, durch Festlegung einer Erlösobergrenze für einen Zeitraum die Unternehmen zu Effizienzsteigerungen 15 zu animieren. Um weiterhin die Versorgungssicherheit zu gewährleis- ten, kann die Bundesnetzagentur bei Nichteinhaltung von Qualitätsstandards 16 Erlösanpas- sungen durchführen. Die Erlösobergrenzen werden durch Benchmarking der Unternehmen unter Berücksichtigung von besonderen, nicht von den Unternehmen beeinflussbaren Kosten- bestandteilen bestimmt (vgl. detailliert in BNetzA, 2006 und ARegV, 2007).

Durch die Liberalisierung haben sich neben Erzeugern und Netzbetreibern auch Stromhan- delsunternehmen gebildet, die ausschließlich auf dem Endkundenmarkt aktiv sind. Diese Un- ternehmen realisieren Gewinne durch den effizienten Zu- und Verkauf von Elektrizität auf dem Endkundenmarkt, ohne eigene Erzeugerkapazitäten oder Netzstrukturen vorzuweisen.

Umweltverträglichkeit

Der 4. IPCC-Klimabericht der Uno 2007 zeigt eindrucksvoll, dass der anthropogen verursach-

17 ten Ausstoß von CO 2 dramatische Folgen für das Klima der Erde haben wird (IPCC, 2007, 20-23). Die europäische Union hat sich bereits 1997 im Kyoto-Protokoll dazu entschlossen, die CO 2 -Emissionen zu senken (UN 1997). Deutschland als Einzelstaat verpflichtet sich für 12 Diese Vorgehensweise ist jedoch mit erheblicher Informationsasymmetrie der Akteure verbunden. 13 Die Netzstrukturen werden redundant und mit [zu] hohen Qualitätsanforderungen bereitgestellt. 14 Unter Averch-Johnson-Effekt (benannt nach Averch Johnson) wird der ineffizient hohe Kapitaleinsatz in ei- nem regulierten Monopol verstanden. Daraus resultieren c. p. hohe Kapitalkosten (vgl. Knieps, 2000, 3). 15 Zur Beibehaltung der bisherigen Gewinne sind Kostensenkungen seitens der Netzbetreiber notwendig. 16 Aus der Kombination und Gewichtung von Häufigkeit und Dauer der Übertragungsunterbrechungen, die Menge der nicht gelieferten Energie, die Höhe der nicht gedeckten Last werden Qualitätsmerkmale je Netz- betreiber ermittelt.

17 Genauer ist die Bezeichnung CO 2 -Äquivalent, da es weitere unterschiedlich stark klimawirksame Treibhaus- gase wie Methan u. a. gibt.

die Periode von 2008 bis 2012 zu einer Reduzierung der Emissionen um 21% im Vergleich zum Bezugsjahr 1990 18 .

Die Energiewirtschaft, als maßgeblicher Emittent, wird durch die Einführung eines CO 2 - Zertifikatehandelssystems dazu angeregt, in emissionsarme Kraftwerke zu investieren (vgl. gesetzliche Grundlage TEHG, 2004 und 2007). Am Markt bildet sich aufgrund des begrenz- ten Angebots von CO 2 -Verschmutzungsrechten ein Preis, der von den Unternehmen bei Kraftwerkseinsatzentscheidungen und insbesondere bei Investitionsentscheidungen als Kos- tenfaktor berücksichtigt wird.

Die verschiedenen Kraftwerkstypen weisen unterschiedliche Wirkungsgrade auf, die zu unter- schiedlich hohen CO 2 -Emissionen je erzeugte kWh Elektrizität führen. Neben der Erzeu- gungstechnologie sind die eingesetzten Primärenergieträger entscheidend, da sie aufgrund unterschiedlicher Heizwerte verschiedene spezifische CO 2 -Emissionen aufweisen (vgl. Tabelle 2-1, Werte nach IEA, zit. nach Todem, 2004, 17). Tabelle 2-1: Mittlere CO 2 -Emissionen von verschiedenen Energieträgern 19

In Abhängigkeit des Preises für CO 2 -Emissionsrechte verändern sich die Entscheidungen für oder gegen einen Kraftwerkstyp 20 . Die daraus resultierende Unsicherheit ist ein Investitions- hemmnis für Kraftwerksneubauten (vgl. IEA, 2003, 11 und 60f.). Versorgungssicherheit Der Wettbewerb auf der Erzeugungsebene, die Anreizregulierung auf der Netzebene und umweltpolitische Zielstellungen sollen zudem um das Kriterium Versorgungssicherheit erwei- 18 Bis zum Ende des Jahres 2005 konnte Deutschland die Emissionen um über 18% senken (vgl. Bund 2007 und Kartschall et al., 2007).

19 Neue Kraftwerkstechnologien weisen bessere Wirkungsgrade auf. So erreichen heute moderne GUD- Kraftwerke Wirkungsgrade von 58%, neue Braunkohlekraftwerke Wirkungsgrade von 43% und neue Steinkoh- leverstromungstechnologien Wirkungsgrade von 47% (vgl. Siemens, 2006). 20 Die unsicheren Emissionsreduktionsziele in den Folgeperioden führen zu unsicheren Zertifikatepreisen. Kraftwerksinvestitionen sind sehr langfristige Investitionen, die eine lange und hohe Kapitalbindung für Investo- ren nach sich ziehen.

tert werden. Aktuelle Entwicklungen auf der Erzeugerseite und Erfordernisse auf der Netz- ebene werden im Folgenden analysiert und bewertet. Darauf aufbauend kann in Zusammen- hang mit den Ausführungen des Abschnittes 2.1 evaluiert werden, ob alle 3 Zielkriterien mit- einander in Einklang gebracht werden können.

2.2. Entwicklung der Erzeugungs- und Verbrauchsstruktur in Deutschland

2.2.1. Erneuerbare Energien

Die Energieversorgungssysteme in Deutschland sind seit Jahren durch eine tief greifende Veränderung geprägt. Mit der gezielten Förderung von erneuerbaren Energien vor allem mit gesicherten hohen Vergütungssätzen durch das Erneuerbare Energien Gesetz (vgl. EEG2004 und entsprechende Vorgängergesetze StrEG1991 und EEG2000) hat sich die installierte Leis- tung von Windenergieanlagen (WEA) auf über 21 GW erhöht (vgl. Abbildung 2-2). Die Windenergie ist ohne Berücksichtigung der Wasserkraft die dominierende erneuerbare Ener- gie in Deutschland (vgl. BMU, 2007a, 12 und Anhang A 2) 21 .

Abbildung 2-2: Entwicklung der installierten WEA-Leistung

(Quelle: DEWI, 2007)

21 Die Biomaterie (in gasförmiger, flüssiger, fester Form) ist bei der Endenergiebereitstellung (Wärme-, Elektro- energie- und Kraftstoffbereitstellung) ein bedeutender Faktor. Bei der reinen Strombereitstellung ist die Biomas- se weniger bedeutend.

Die installierten WEA-Leistungen konzentrieren sich auf die tendenziell windreicheren Ge- biete im Norden von Deutschland und/oder befinden sich in Regionen mit einer geringen Be- völkerungsdichte (DEWI, 2007, vgl. Tabelle 2-2) 22 . Tabelle 2-2: Installierte WEA-Leistung nach Bundesländern 23

Somit befinden sich ca. 65% der Onshore-Kapazitäten in den dargestellten Bundesländern. Eine räumlich detaillierte Darstellung der installierten WEA-Leistung zeigt Abbildung 2-3.

22 Die ostdeutschen Bundesländer Brandenburg und Sachsen-Anhalt haben eine Bevölkerungsdichte von 87 bzw. 121 Einwohnern je km². Lediglich Mecklenburg-Vorpommern weist mit 74 Einwohnern je km² einen geringeren Wert auf. Der bundesdeutsche Durchschnitt ist 230 Einwohner je km² (vgl. Statistisches Bundesamt, 2006). 23 Eine Darstellung mit allen Bundesländern befindet sich im Anhang. Stand 1. Halbjahr 2007.

Abbildung 2-3: Räumliche Verteilung der WEA-Onshore-Leistung [MW] (Quelle: REISI, 2008) Mit der geplanten Installation von 1.500 MW Offshore-Windleistung bis zum Jahr 2011 und die geplante weitere Erhöhung auf bis zu 25.000 MW bis zum Jahr 2030 wird die installierte Leistung in Norddeutschland stark zunehmen (vgl. Gabriel, 2007).

Neben den Offshore-Kapazitäten ist auch eine Erhöhung der installierten Leistung durch Re- powering (Ersetzen von alten WEA durch neue leistungsstärkere Anlagen) zu erwarten. Die

installierte Leistung erhöht sich bei Durchführung von Repowering-Maßnahmen um einen Faktor zwischen 1,5 bis 3,5 (vgl. BWE, 2007, 2 f.). In Einzelprojekten sind Leistungssteige- rungen um den Faktor 6 möglich (vgl. Dena, 2005, 15).

Unter Berücksichtigung des Offshore- und Repowering-Potentials wird sich die installierte WEA-Leistung in Deutschland auf über 50 GW bis zum Jahr 2020 erhöhen. Der WEA- Leistungsanteil der Küstenbundesländer und des nördlichen Binnenlands 24 wird sich auf über

40 GW erhöhen (vgl. Dena, 2005, 11 und 45).

Um die Bedeutung der Dimension zu erfassen, sei ein Vergleich mit der Schweiz angebracht. Die Schweiz hatte im Jahr 2003 eine insgesamt installierte Nettokraftwerksleistung von 17 GW (vgl. Eurostat, 2005, 4). Das unterstreicht die enormen Ausbauziele und die Dimension der Windenergienutzung.

Aufgrund der fluktuierenden Windverhältnisse ist die Windenergieerzeugung nur bedingt grundlastfähig und kann ohne Zwischenspeicher nur in geringem Maße konventionelle Kraftwerke ersetzen.

2.2.2. Der konventionelle Kraftwerkspark

Unter dem konventionellen Kraftwerkspark sind in dieser Arbeit alle fossilen, nuklearen Kraftwerke sowie Wasserkraftwerke zu verstehen. Im Jahr 2006 waren in Deutschland insge- samt ca. 139,5 GW Nettokraftwerksleistung installiert (BDEW, 2006). Dabei entfielen fast 107 GW (75,5%) auf konventionelle Kapazitäten 25 . Die prozentuale Aufteilung der Leistung gegliedert nach Primärenergieträgern zeigt Abbildung 2-4.

24 Das umfasst die Bundesländer Niedersachsen, Schleswig-Holstein, Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg, Sachsen-Anhalt und Nordrhein-Westfalen.

25 Berücksichtigt man zusätzlich noch den geringen WEA-Leistungskredit von unter 8% ist die Dominanz der konventionellen Anlagen noch größer. Der Leistungskredit ist der Anteil der WEA-Leistung um den die konven- tionelle Kraftwerkskapazität bei konstanter Versorgungsqualität ohne Berücksichtigung von Speichermöglich- keiten reduziert werden kann. Mit zunehmender installierter Windleistung nimmt der Leistungskredit ab (vgl. Schulz et al., 2004, 32 und 37f.).

Abbildung 2-4: Installierte Kraftwerksleistung nach Primärenergieträgern (Quelle: eigene Darstellung; Daten nach BDEW, 2006) In Abbildung 2-5 sind die konventionellen Kraftwerke nach Primärenergieträgern und der räumlichen Verteilung dargestellt. Die zugehörige Legende befindet sich in Tabelle 2-3. Zu erkennen ist, dass Braunkohlekraftwerke an die Primärenergievorkommen der Lausitz, des Mitteldeutschen, des Helmstedter und des Rheinischen Reviers gebunden sind (vgl. DEBRIV) 26 . Ebenso, wie die Braunkohle weist die Steinkohle eine Standortgebundenheit auf. Ein Transport von Steinkohle über weite Strecken ist zwar möglich, jedoch ist der Standort eines Steinkohlekraftwerks an Wasserzufahrtswege gebunden. Damit ist ein kostengünstiger und wirtschaftlicher Transport per Schiff möglich.

26 Das ist der Tatsache geschuldet, dass Braunkohle aufgrund des hohen Wassergehalts eine geringe Energie- dichte hat und ein Transport großer Mengen über weite Strecken unwirtschaftlich ist. Braunkohle hat eine Ener- giedichte von ca. 2,8 kWh/ kg, Steinkohle von ca. 9 kWh/ kg (vgl. Steinkohle-Portal). Eine Karte mit den Lager- stätten von Primärenergieträgern ist unter www.geoshop-hannover.de zu finden, letzter Abruf 31.03.2008.

Tabelle 2-3: Legende der konventionellen Erzeugungsanlagen Deutschland

Abbildung 2-5: Geografische Darstellung des konventionellen Kraftwerksparks 27 (Quelle: eigene Darstellung, Daten nach VWEW, 2007) 28

27 Es besteht kein Anspruch auf Vollständigkeit. In der Karte sind Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von

101,6 GW eingezeichnet.

28 Dargestellt sind nur Kraftwerke über 100 MW, die Symbolgröße ist proportional zur installierten Leistung.

Befinden sich mehrere Kraftwerke an einem Standort, sind die Kapazitäten zusammengefasst. Die exakte Positi- on des Kraftwerks kann wegen der ungenauen Angaben abweichen. Die Kartengrundlage ist von Google Maps.

Die Abbildung 2-5 zeigt, dass Steinkohlekraftwerke an Küstenstandorte, Kanäle und schiffba- re Flüsse gebunden sind. Des Weiteren sind Kraftwerke auf Steinkohlebasis an den Förder- standorten in Deutschland möglich 29 .

Eine weitere wichtige Stellung bei der Elektrizitätserzeugung nehmen die Atomkraftwerke ein (vgl. Abbildung 2-4). Atomkraftwerke sind aufgrund des hohen Energiegehalts nuklearer Brennstoffe relativ Standort ungebunden 30 . Das Gefahrenpotential eines radioaktiven Unfalls führte zu einer Abkehr von der Atomenergienutzung in Deutschland.

Mit dem Beschluss vom 14.06.2000 zwischen der Bundesregierung und den Energieversor- gungsunternehmen wurde entschieden, dass Deutschland aus der nuklearen Energieerzeugung aussteigt (vgl. BMU, 2000). Diese Vereinbarung sieht vor, dass in Deutschland keine weite- ren Atomkraftwerke gebaut werden, die Bestandsanlagen eine begrenzte Regellaufzeit von 32 Jahren und damit eine begrenzte Reststrommenge 31 haben.

Gaskraftwerke bzw. Gas- und Dampfkraftwerke (GUD) mit hohen Wirkungsgraden zeichnen sich durch niedrige CO 2 -Emissionen aus. Sie wurden bisher wegen der hohen Erdgasbezugs- kosten bei der Bereitstellung von Spitzenleistung eingesetzt. Bedingt durch die niedrigen CO 2 -Emissionen von GUD-Kraftwerken werden sie aber für den Einsatz in der Mittel- und Grundlast interessant.

Die Altersstruktur des deutschen Kraftwerksparks zieht einen großen Erneuerungsbedarf nach sich, der in den nächsten Jahrzehnten umgesetzt werden muss (Fichtner, 2007, 3). Unter die- sen Rahmenbedingungen zeigt sich zusammenfassend eine starke Veränderung der Erzeu- gung hinsichtlich der Struktur und der Allokation (vgl. Abbildung 2-6):

• Wenige neu installierte Braunkohlekraftwerke aufgrund der hohen spezifischen CO 2 - Emissionen pro erzeugte kWh Elektrizität.

• Schließung der verbleibenden Atomkraftwerke bis zum Jahr 2021 (vgl. Anhang A 3).

29 Die Förderstandorte in Deutschland sind das Ruhrgebiet und das Saarland (vgl. Steinkohleportal, 2008). Dabei ist zu berücksichtigen, dass die heimische Förderung von Steinkohle stark subventioniert wird. Mit dem Be- schluss zur Beendigung der Steinkohlesubventionen werden bis zum Jahr 2018 die verbliebenen acht Zechen in Deutschland geschlossen (SteinkohleFinG, 2007).

30 Ein Kilogramm Natur-Uran hat eine 18.900-fache höhere Energiedichte als Steinkohle (vgl. Deutsches Atom- forum). Der notwendige Kühlkreislauf kann einerseits über Standort bindende natürliche Kühlwasserreservoirs, andererseits auch über standortunabhängige Kühltürme realisiert werden.

31 Mit der Möglichkeit, Strommengen teilweise auf andere Atomkraftwerke zu übertragen.

• Eine starke Reduzierung der Erzeugungskapazitäten im Süden Deutschlands 32 .

• Signifikant neue WEA-Erzeugungskapazitäten durch Repowering und Offshore-

Anlagen im Norden von Deutschland (in Abbildung 2-6 nicht dargestellt).

• Die Zunahme CO 2 -emissionsarmer GUD-Kraftwerke.

• Neue Steinkohlekraftwerke insbesondere an der Rhein-Ruhrschiene und an Küsten-

standorten, die mit Importsteinkohle befeuert werden.

• Bisher ungeklärter verbleibender Ersatz- und Zubaubedarf von Kraftwerkskapazitäten.

32 Durch die Stilllegung der AKW reduzieren sich die Erzeugungskapazitäten in den Bundesländern Baden-

Württemberg und Bayern (=Süden) um ca. 11 GW. Der bisher geplante Zubau von Kraftwerken umfasst nur ca.

5 GW (vgl. eigene Recherchen, Quellen u. a. BDEW, VWEW, BMU, VGB Powertech). Im Süden fallen da-

durch bis zum Jahr 2021 fast 43% der Kraftwerksleistung (ohne Zubauberücksichtigung) allein durch den Atom- energieausstieg weg. Im Rest von Deutschland reduziert sich die Kraftwerksleistung nur um 13%, was die starke Abhängigkeit von der Atomenergie im Süden unterstreicht.