Untersuchung der aktuellen Möglichkeit der Stromkostenminimierung in der Lagerhaltung durch Inanspruchnahme regenerativer Energiequellen

Inhaltsverzeichnis

I. Abkürzungsverzeichnis

II. Abbildungsverzeichnis

III. Tabellenverzeichnis

1. Einleitung

2. Zukunftsanalyse des Stromversorgungsmarktes
2.1. Erzeugerseitige Preisentwicklung
2.1.1. Definition
2.1.2. Einflussfaktoren der Strompreisentwicklung
2.1.2.1. Stromverbrauch (Nachfrage)
2.1.2.2. Kapazitäten (Angebot)
2.1.2.3. Variable Kosten / Brennstoffpreise
2.1.2.4. Marktstruktur
2.2. Das Stromversorgungsnetz
2.2.1. Aufbau- und Eigentumsstruktur des deutschen Stromnetzes
2.2.2. Wettbewerb und Entgeltbestimmung
2.3. Staatliche Regulierung und internationale Entwicklungen
2.3.1. Steuern und Subventionen
2.3.1.1. Umsatzsteuer
2.3.1.2. Stromsteuer
2.3.1.3. Konzessionsabgabe
2.3.1.4. Das Erneuerbare Energien Gesetz
II
2.3.1.5. Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz
2.3.2. Internationale Entwicklungen
2.4. Zukunftsanalyse
2.4.1. Einflussanalyse und notwendige Annahmen
2.4.2. Trendprojektion und Szenario-Erstellung
2.4.2.1. Best-Case Szenario
2.4.2.2. Worst -Case Szenario
2.4.2.3. Trend Szenario
2.4.3. Strompreisänderungsrechnung
2.5. Schlussfolgerung

3. Ökologische Möglichkeiten
3.1. Fremdbezug
3.1.1. Möglichkeiten
3.1.2. Vor- und Nachteile des Fremdbezugs
3.2. Solarenergie
3.2.1. Unterschiedliche Bauweisen und Materialien
3.2.1.1. Polykristalline Solarzellen (Dickschicht)
3.2.1.2. Monokristalline Solarzellen (Dickschicht)
3.2.1.2. D ü nnschicht-Technologie
3.2.2. Möglichkeiten der Anwendung
3.2.3. Wahl der optimalen Technik
3.2.4. Ertragskalkulation
3.3. Windenergie
3.3.1. Unterschiedliche Bauweisen
3.3.1.1. Konventionelles Windrad (horizontale Rotationsachse)
3.3.1.2. H-Darrieus-Rotor (vertikale Rotationsachse)
3.3.2. Möglichkeiten der Anwendung
3.3.3. Wahl der optimalen Technik
3.3.4. Ertragskalkulation
3.4. Biogasanlage
3.5. Geothermie

4. Ökonomische Bedingungen
4.1. Wirtschaftlichkeits-Analyse zur Ermittlung monetärer Auswirkungen
4.1.1. Ermittlung der aktuellen Kosten
4.1.1.1. Verbraucherposten und Verbrauchsaufteilung
4.1.1.2. Gesamtverbrauch und Verbrauchsprognose
4.1.2. Methodische Vorgehensweise
4.1.3. Kosten bei Fremdbezug
4.1.4. Kosten mit Solarenergie
4.1.4.1. Anschaffungskosten
4.1.4.2. Laufende Kosten
4.1.4.3. Kosten-Nutzen-Analyse anhand eines vollständigen Finanzplans 89
4.1.5. Kosten mit Windenergie
4.1.5.1. Anschaffungskosten
4.1.5.2. Laufende Kosten
4.1.5.3. Kosten-Nutzen-Analyse anhand eines vollständigen Finanzplans 95
4.2. Einbeziehung nicht direkt monetärer Folgewirkungen
4.2.1. Betriebliches Umweltbewusstsein
4.2.2. Gesamtwirtschaftliche Bedeutung der Lagerhaltung

5. Fazit
5.1 Ergebnisse der Studie
5.2 Handlungsempfehlung

IV. Literaturverzeichnis

I. Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

II. Abbildungsverzeichnis

ABBILDUNG 1: PROZENTUALE ANTEILE DER KOSTENTREIBER AM BRUTTOSTROMPREIS FÜR EIN UNTERNEHMEN MIT EINEM JAHRESVERBRAUCH VON CA. 1,6 GWH. (QUELLE: EWE, FRICKE GMBH; EIGENE DARSTELLUNG)

ABBILDUNG 2: ENERGIEABHÄNGIGKEIT DEUTSCHLANDS, DER NIEDERLANDE, DÄNEMARKS UND NORWEGENS (QUELLE: EUROSTAT; EIGENE DARSTELLUNG)

ABBILDUNG 3: GESAMTER INLANDSSTROMVERBRAUCH DEUTSCHLANDS, DER NIEDERLANDE, DÄNEMARKS UND NORWEGENS. (QUELLE: EUROSTAT; EIGENE DARSTELLUNG)

ABBILDUNG 4: DURCHSCHNITTLICHER KILOWATTSTUNDENPREIS DEUTSCHLANDS, DER NIEDERLANDE, DÄNEMARKS UND NORWEGENS FÜR GEWERBLICHE ABNEHMER. * FÜR DIE NIEDERLANDE FEHLEN STATISTISCHE DATEN FÜR DIE JAHRE 2002, 2003, 2004 (QUELLE: EUROSTAT; EIGENE DARSTELLUNG)

ABBILDUNG 5: KENNZAHLREIHE DER BETRACHTETEN LÄNDER BZGL. DER ENERGIEABHÄNGIGKEIT. * FÜR DIE NIEDERLANDE FEHLEN STATISTISCHE DATEN FÜR DIE JAHRE 2002, 2003, 2004. (QUELLE: EIGENE DARSTELLUNG)

ABBILDUNG 6: KENNZAHLREIHE DER BUNDESREPUBLIK DEUTSCHLAND BZGL. DES INLANDSVERBRAUCHS. (QUELLE: EIGENE DARSTELLUNG)

ABBILDUNG 7: DARSTELLUNG DER PROZENTUALEN RESERVEKAPAZITÄTEN AN DER INSTALLIERTEN LEISTUNG EXKL. WINDKRAFTANLAGEN UND SONSTIGE REGENERATIVE ENERGIEN. (QUELLE: M ARKEWITZ , ET AL . (2002); EIGENE DARSTELLUNG)

ABBILDUNG 8: ANTEILE DER UNTERSCHIEDLICHEN STROMERZEUGUNGSMETHODEN AN DER

BRUTTOSTROMERZEUGUNG. (EIGENE DARSTELLUNG, QUELLE: AGEB)

ABBILDUNG 9: VERGLEICH DES VERLAUFS VON STROMANGEBOT, -NACHFRAGE UND -PREIS. (EIGENE DARSTELLUNG, QUELLE: DATEN BMWI)

ABBILDUNG 10: DARSTELLUNG DES BAFA-PREISES FÜR KRAFTWERKSKOHLE MIT ZUSÄTZLICHEN TRANSPORTKOSTEN AB DER DEUTSCHEN GRENZE. (QUELLE: BUNDESAMT FÜR WIRTSCHAFT UND AUSFUHRKONTROLLE; MCCLOSKEY MARKER PRICES; EIGENE DARSTELLUNG)

ABBILDUNG 11: DARSTELLUNG DES KALKULIERTEN BRAUNKOHLEPREISES AUF BASIS STATISTISCHER UND LITERARISCHER WERTE. *WERTE FÜR 2009 BASIEREN AUF VORLÄUFIGEN ZAHLEN. (QUELLE: DEBRIV TABELLE; S CHR Ö TER (2004); EIGENE DARSTELLUNG)

ABBILDUNG 12: DARSTELLUNG DES VERLAUFS DER GRENZÜBERGANGSPREISE FÜR NG IM JAHRESMITTEL. (QUELLE: TABELLE BMWI, EIGENE DARSTELLUNG)

ABBILDUNG 13: DARSTELLUNG DER URANPREISENTWICKLUNG. *DATEN DER JAHRE 2008 UND 2009 BERUHEN Z.T. AUF PROGNOSEN. (QUELLE: BGR, LIPPMANN (2007), DIEHL (2000), KONSTANTIN (2007), EIGENE DARSTELLUNG)

ABBILDUNG 14: DARSTELLUNG DER ANGEFALLENEN BRENNSTOFFKOSTEN ZUR STROMERZEUGUNG IN DEN JAHREN 2000 BIS 2008. (EIGENE DARSTELLUNG)

ABBILDUNG 15: STROMPREISENTWICKLUNG ANHAND DER BRENNSTOFFPREISE IM HYPOTHETISCHEN ENERGIEMIX. (EIGENE DARSTELLUNG)

ABBILDUNG 16: DARSTELLUNG DER ÜBERKAPAZITÄTS-, BRENNSTOFFPREIS- UND STROMPREISENTWICKLUNG. AUSGANGSPUNKT IST DAS JAHR 2000 MIT DEM WERT 100. (EIGENE DARSTELLUNG)

ABBILDUNG 17: MONOPOLISTISCHE GEBIETSAUFTEILUNG DER ERZEUGER UND REGIONALEN VERSORGER VOR DER LIBERALISIERUNG. (QUELLE: HTTP://UDO-LEUSCHNER.DE/BASISWISSEN/SB133-09.HTM)

ABBILDUNG 18: ABBILDUNG DER GEBIETSMONOPOLE DER ÜBERTRAGUNGSNETZBETREIBER (LINKS, STAND 2010) UND VERTEILUNGSNETZBETREIBER (RECHTS, STAND 2006). (QUELLE: VNB - VDN DATEN UND FAKTEN 2007; ÜNB - EIGENE DARSTELLUNG)

ABBILDUNG 19: VERLAUF DER MÖGLICHEN SZENARIEN AB 2009. DIE WERTE ZWISCHEN 2010 UND 2015 BZW. 2015 UND 2020 WURDEN LINEAR WEITERGEFÜHRT. (EIGENE BERECHNUNG UND DARSTELLUNG)

ABBILDUNG 20: VERLAUF DES STROMPREISES IN LIBERALISIERTEN MÄRKTEN OHNE REGULIERENDE BEGLEITMAßNAHMEN NACH H AAS

ABBILDUNG 21: TATSÄCHLICHER VERLAUF DES STROMPREISES IM ZEITRAUM VON 1992 BIS 2009, PROGNOSE BIS 2030. (QUELLE: EUROSTAT, EIGENE BERECHNUNG UND DARSTELLUNG)

ABBILDUNG 22: SATTELITENAUFNAHME DES BETRACHTETEN LAGERS. VERALTETE AUFNAHME, NEUBAU 2009 NICHT ABGEBILDET. (QUELLE: BING MAPS)

ABBILDUNG 23: SONNENBAHNEN IM JAHRESVERLAUF MIT EINGETRAGENEM AZIMUTWINKEL DES BETRACHTETEN LAGER. (QUELLE: SATEL-LIGHT.COM)

ABBILDUNG 24: HÄUFIGKEITSDICHTE FÜR WINDGESCHWINDIGKEITEN AUF JAHRESBASIS AM STANDORT DES BETRACHTETEN LAGERS. (EIGENE DARSTELLUNG)

ABBILDUNG 25: LASTKURVENVERLAUF AM MONTAG, DEN 07.06.2010. (QUELLE: EWE AG)

ABBILDUNG 26: EINFLUSSFAKTOREN BEI DER KOSTENENTSTEHUNG FÜR STROM (EIGENE DARSTELLUNG)

ABBILDUNG 27: GEWÜNSCHTE VERSCHIEBUNG DER GEGENMAßNAHMEN VON DER WIRKUNGSSTUFE ZUR URSACHENSTUFE. (EIGENE DARSTELLUNG)

ABBILDUNG 28: KUMULIERTE KOSTENVERLÄUFE MIT UND OHNE INSTALLIERTE PV-ANLAGE BEI VOLLSTÄNDIGER EINSPEISUNG. (EIGENE DARSTELLUNG)

ABBILDUNG 29: LASTKURVENVERLAUF MIT EINER 500 KWP PV-ANLAGE UND 35%EIGENVERBRAUCH. (EIGENE DARSTELLUNG)

III. Tabellenverzeichnis

TABELLE 1: DARSTELLUNG DER VERWENDETEN ENERGIE NACH FOSSILEN PRIMÄRENERGIETRÄGERN ZUR ERZEUGUNG VON STROM. ALLE ANGABEN IN PETAJOULE (PJ). (EURELECTRICS, BMWI 2009; EIGENE DARSTELLUNG)

TABELLE 2: DARSTELLUNG DER DURCHSCHNITTLICHEN BRENNWERTE FOSSILER BRENNSTOFFE UND BILANZIERFÄHIGER VERBRAUCHSMENGEN. *WERTE BEZIEHEN SICH AUF DEN UNTEREN HEIZWERT. ** VORAUSGESETZTE DURCHSCHNITTLICHE DICHTE: 0,77 KG/M³. (QUELLE: HEINLOTH (2003), STATISKTIK DER KOHLEWIRTSCHAFT E.V., EIGENE BERECHNUNG)

TABELLE 3: LÄNGE DER STROMNETZE IN DER BUNDEREPUBLIK DEUTSCHLAND. ALLE ANGABEN IN KM. FÜR DIE JAHRE 1999 UND 2000 LAGEN KEINE DATEN VOR. (QUELLE: VDN)

TABELLE 4: NETZENTGELTE FÜR ABNEHMER AUF VERSCHIEDENE NETZEBENEN SEIT 2002 IN CENT/KWH. (QUELLE: VDN)

TABELLE 5: PREISLICHE ÄNDERUNGEN DER STROMSTEUER SEIT EINFÜHRUNG AM 01.04.1999. * WERTE UMGERECHNET AUS DM. (QUELLE: BUNDESMINISTERIUM DER FINANZEN)

TABELLE 6: DARSTELLUNG DER MAXIMALEN KONZESSIONSABGABEN. (QUELLE: §2 KAV)

TABELLE 7: ZUSÄTZLICHE KOSTEN DER EEG-UMLAGE ZUM STROMPREIS SEIT EINFÜHRUNG DES EEG IM JAHR 2000. *DER WERT FÜR 2010 BERUHT AUF EINE PROGNOSE NACH DER METHODE DES AUSGLMECHV. (QUELLE: BEE, BERECHNUNG DER ÜNB)

TABELLE 8: EINFLUSSMATRIX DER UNTERSCHIEDLICHEN KRITERIEN. (EIGENE DARSTELLUNG) 52 TABELLE 9: PROGNOSTIZIERTE DATEN FÜR DIE JAHRE 2010 BIS 2030 IM BEST-CASE SZENARIO. (QUELLE: DEUTSCHE ENERGIE-AGENTUR; EIGENE BERECHNUNG)

TABELLE 10: PROGNOSTIZIERTE PREISÄNDERUNGEN FÜR FOSSILE BRENNSTOFFE IM BEST-CASE SZENARIO. REFERENZ IST 2009. (EIGENE PROGNOSE)

TABELLE 11: STEUERLICHE ENTWICKLUNGEN BZGL. DER STROMKOSTEN IM BEST-CASE SZENARIO. ALLE ANGABEN IN CENT/KWH. (EIGENE PROGNOSE)

TABELLE 12: PROGNOSTIZIERTE DATEN FÜR DIE JAHRE 2010 BIS 2030 IM WORST-CASE SZENARIO. (QUELLE: DEUTSCHE ENERGIE-AGENTUR; EIGENE BERECHNUNG)

TABELLE 13: PROGNOSTIZIERTE PREISÄNDERUNGEN FÜR FOSSILE BRENNSTOFFE IM WORST-CASE SZENARIO. REFERENZ IST 2009. (EIGENE PROGNOSE)

TABELLE 14: STEUERLICHE ENTWICKLUNGEN BZGL. DER STROMKOSTEN IM WORST-CASE SZENARIO. ALLE ANGABEN IN CENT/KWH. (EIGENE PROGNOSE)

TABELLE 15: PROGNOSTIZIERTE DATEN FÜR DIE JAHRE 2010 BIS 2030 IM TREND SZENARIO. (QUELLE: DEUTSCHE ENERGIE-AGENTUR; EIGENE BERECHNUNG)

TABELLE 16: PROGNOSTIZIERTE PREISÄNDERUNGEN FÜR FOSSILE BRENNSTOFFE IM TREND SZENARIO. REFERENZ IST 2009. (EIGENE PROGNOSE)

TABELLE 17: STEUERLICHE ENTWICKLUNGEN BZGL. DER STROMKOSTEN IM TREND SZENARIO. ALLE ANGABEN IN CENT/KWH, MEHRWERTSTEUER AUSGENOMMEN. (EIGENE PROGNOSE)

TABELLE 18: ZUSAMMENFASSUNG DER RECHENERGEBNISSE DER DREI SZENARIEN FÜR DIE GEWÄHLTE ZEITREIHE. (EIGENE BERECHNUNG)

TABELLE 19: DATENTABELLE VORSORTIERTER PRODUKTE UNTERSCHIEDLICHER ANBIETER ZUR DARSTELLUNG DER LEISTUNG DER UNTERSCHIEDLICHEN ZELLBAUWEISEN. (QUELLE: BOSCH SOLAR ENERGY AG; Q- CELLS SE; SCHOTT SOLAR AG)

TABELLE 20: MITTLERE WINDGESCHWINDIGKEIT PRO MONAT UND IM JAHRESMITTEL IN 10 METERN HÖHE. (QUELLE: WINDFINDER.COM)

TABELLE 21: KALKULATION DES MÖGLICHEN ERTRAGES EINER 11 KW WKA AM BETRACHTETEN STANDORT. (QUELLE: LEISTUNGSDATEN WINDUAL H5K)

TABELLE 22: INVESTITIONSPLAN FÜR DIE ANSCHAFFUNG EINER SOLARANLAGE (EIGENE ERSTELLUNG)

TABELLE 23: INVESTITIONSPLAN FÜR DIE ANSCHAFFUNG EINER WKA (EIGENE ERSTELLUNG)

TABELLE 24: ERWARTETE STROMPREISENTWICKLUNG ANHAND DES TREND-SZENARIOS. *VON EUROSTAT ERMITTELTER DURCHSCHNITTSWERT (EIGENE DARSTELLUNG)

TABELLE 25: DARSTELLUNG DER ERGEBNISSE DER INVESTITIONSPLÄNE. (EIGENE DARSTLELUNG)

1. Einleitung

Lagerhaltung ist heutzutage eines der teuersten Geschäftsprozesse, mit denen Firmen aller Größen zu kämpfen haben. Nicht ohne Grund haben alle Automobilhersteller ihre Lagerhaltung auf ein Minimum reduziert. Für viele Firmen, vor allem im Großhandel, gilt diese Option jedoch nicht als Möglichkeit, da sie auf die Flexibilität, die ein großes Lager mit sich bringt, angewiesen sind.

Viele kostensenkende Maßnahmen hat die Lagerhaltung bereits hinter sich, wie beispielsweise die Einführung von Hochregallagern, wodurch die Hallenfläche erheblich verringert werden kann. Auch die Personalkosten werden durch eine zunehmende Automatisierung drastisch verringert. Was bisher aber nur am Rande beachtet wird sind die immer höher werdenden Stromkosten. Bisher beschränken sich die Einsparungsmaßnahmen auf diesem Gebiet auf einfache Maßnahmen, wie z.B. dem Einführen von Energiesparlampen. Die tatsächliche Ursache für dieses Problem, also die Energieversorgung an sich, wird aber weitestgehend außer Betracht gelassen.

An dieser Stelle wird das Thema der „regenerative Energien“ interessant, welche weltweit immer mehr an Bedeutung gewinnen. Auf sogenannten Klimagipfeln (zuletzt in Kopenhagen, im Dezember 2009) wird auf hohem Niveau argumentiert, diskutiert und präsentiert ob, wie und inwiefern die Einführung erneuerbarer Energien das sich merkbar verändernde, weltweite Klima stabilisieren kann. Zum Zeitpunkt der Verfassung dieser Arbeit verursacht die Energieproduktion in etwa 45% der weltweit ausgestoßenen Treibhausgase. Im Transportwesen hingegen werden lediglich 13% dieser Gase produziert, obwohl diese Branche deutlich mehr im öffentlichen Fokus steht. Die Folge kann sein, dass man sich zu stark auf ein wesentlich kleineres Problem konzentriert und dabei das größte Problem nicht intensiv genug betrachtet. Aus diesem Grund konzentriert sich diese Studienarbeit auf dem Aspekt der „grünen“ Stromerzeugung.

Der Faktor Mensch lässt sich durch den Ausstoß der oben beschriebenen Gase kaum noch als Mitursache des sich ändernden Klimas ausschließen und so spricht man sogar schon von einem „ anthropogenen Klimawandel“ oder in manchen Medien auch dramatisch von einer „Klimakatastrophe“. Zwar entsprechen diese Begriffe nicht vollständig der Wahrheit - nicht der gesamte Effekt des sich ändernden Klimas ist anthropogenen Ursprungs und von einer Katastrophe kann, zumindest momentan, nicht die Rede sein -, so hat das enorme öffentliche Interesse für diese Thematik aber schon dafür gesorgt, dass das Bewusstsein der Bevölkerung über das eigene Verhalten und dessen Auswirkungen auf die Umwelt enorm gewachsen ist.

Folglich wird immer häufiger hinterfragt, ob Produkte die konsumiert werden „CO2- neutral“ sind oder nachhaltig produziert werden. Hier liegen enorme Chancen für Unternehmen ihr Image als „grün“ zu festigen und somit die immer umweltbewusstere Bevölkerung - und Medien - für sich zu gewinnen. Diese Chance gilt nicht nur für produzierende, sondern auch für dienstleistende Unternehmen und Handelskonzerne, unter anderem durch Einsatz regenerativer Energien, wie zum Beispiel in der Lagerhaltung.

Neben dem Umweltaspekt, gibt es auch wirtschaftliche Argumente für den Einsatz erneuerbarer Energien. So werden beispielsweise fossile Brennstoffe immer knapper und dementsprechend teurer, was somit zu höheren Strompreisen führt. Die Unabhängigkeit von Stromlieferanten, zumindest teilweise, wäre für viele Verbraucher ein Grund zur Freude und vielen gewerblichen Abnehmern ginge es nicht anders. Nicht den konstanten Preisschwankungen unterworfen zu sein, sorgt für eine höhere Planungssicherheit und im besten Fall auch für sinkende Kosten.

Hinzu kommt der Umstand, dass die Energielieferanten ihre Quellen immer mehr aus politisch instabilen Regionen beziehen. Ein gutes Beispiel hierfür ist die Gaskrise, die sich Anfang 2009 abspielte: Russland stritt sich mit der Ukraine, wobei der deutsche Gasverbraucher als unbeteiligter Leidtragender zu verzeichnen war, inklusive den mit Brenngas befeuerten Kraftwerken. Auch die OPEC gilt mit politisch unberechenbaren Mitgliedern wie beispielsweise dem Iran, Irak, Venezuela und Libyen als unzuverlässig. Weiterhin basiert die Förderung deutscher Steinkohle nur noch auf Subventionen des Bundes und der Braunkohleabbau wird durch strengere Auflagen immer schwieriger, was das gesamte Unterfangen der Kohlekraftwerke ebenfalls fraglich erscheinen lässt.

Es dürfte somit jedem klar sein, dass der Energieversorgung ein großer Wandel bevorsteht, wobei zu erwähnen ist, dass es nicht klar ist, wann dieser Wandel sich vollziehen wird. Ebenfalls unklar ist, wie genau die Veränderungen aussehen werden.

Ziel dieser Arbeit ist es demnach, den Einsatz eines absoluten „Hot Topic“ auf wirtschaftliche Tauglichkeit zu prüfen und dadurch zu erörtern, ob es sich bereits heute rentieren könnte verstärkt auf Nachhaltigkeit im Energiebereich zu setzen. Wie bereits angedeutet, wird diese Arbeit den Versuch behandeln die Lagerhaltungskosten durch den Einsatz regenerativer Energiequellen zu verringern.

2. Zukunftsanalyse des Stromversorgungsmarktes

Der Energieversorgungsmarkt ist im Umbruch. Vor allem in Deutschland wird eine zufriedenstellende Antwort auf die Frage gesucht, ob, und wenn ja, inwiefern es in Zukunft Veränderungen hinsichtlich des Preises und der Art der Stromversorgung geben wird. Dieser Strukturwandel vollzieht sich unter anderem durch ein hohes Maß an Kostenbewusstsein beim Endverbraucher, aber ebenso durch die Bemühungen der Bunderegierung und der Wirtschaft die Vorreiterrolle der Bundesrepublik auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien sicher zu stellen und somit den errungenen Wissensvorsprung zu wahren.

Für eine spätere Wirtschaftlichkeitsanalyse, muss ein zuverlässiger Verlauf des zukünftigen Strompreises ermittelt werden. Hierdurch wird sichergestellt, dass der zukünftige Aufwand für Strom, mit und ohne Einsatz regenerativer Energien, miteinander verglichen werden kann. Bei der Erstellung einer Zukunftsanalyse dieses Marktes gilt es verschiedene Aspekte zu beachten. Um diese Aspekte klar vor Augen führen zu können, wird exemplarisch der Strompreis eines mittelständischen Unternehmens mit Lagerhaltung und einem Jahresverbrauch von ca. 1,6 GWh aus dem Jahr 2009 in ihre unterschiedlichen Kostenfaktoren unterteilt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Prozentuale Anteile der Kostentreiber am Bruttostrompreis für ein Unternehmen mit einem Jahresverbrauch von ca. 1,6 GWh.

(Auskunft EWE, Daten Fricke GmbH, eigene Darstellung)

Die Kostenposten sind zur Deutlichkeit in drei Gruppen unterteilt. Der grüne Bereich umfasst die Kosten, die auf der Erzeugerseite entstehen. Es handelt sich hierbei um den Wirkarbeits- und Leistungspreis, wo Brennstoff- und Vertriebskosten und ein Gewinnaufschlag für den Erzeuger enthalten sind. Die roten Flächen zeigen staatliche Regulierungen, bestehend aus Steuern und Pflichtabgaben. Der blaue Bereich, der ausschließlich die Netzentgelte umfasst, ist ein Sonderfall. Hierbei handelt es sich um eine staatliche Regulierung, welche jedoch der Wettbewerbsförderung zwischen den Betreibern dient und somit die Schnittstelle zwischen Erzeuger und Verbraucher betrifft. Demgemäß werden die Netzstruktur und dementsprechend auch die Entgelte gesondert behandelt.

Die Analyse der Erzeugerseite wird als erstes vorgenommen. Es wird untersucht, welche makroökonomischen Faktoren einen direkten Einfluss auf den Strompreis haben. Danach werden die Netzstruktur und ihre historischen Entwicklungen als zweiter Aspekt auf ihren Einfluss bezüglich des Strompreises untersucht. Anschließend wird erörtert, welche Wirkung staatliche Regulierungen, wie beispielsweise Steuererhöhungen oder Subventionen, auf die Bildung des Strompreises hat. Schließlich werden die gewonnenen Erkenntnisse in einer Zukunftsanalyse eingebracht, wodurch mögliche Szenarien des zukünftigen Stromversorgungsmarktes entstehen. Anhand eines aus den Ergebnissen erstellten Trend Szenarios erfolgt eine Schlussfolgerung für die mittelfristige, betriebliche Energiebeschaffung im direkten Vergleich zur heutigen Situation.

Ziel dieser Zukunftsanalyse ist es, eine tendenzielle Entwicklung des Strommarktes für die nächsten zehn Jahre festzustellen. Die ausgewählten Faktoren bieten eine ausreichend solide Grundlage für dieses Ziel. Dennoch sollte eine auf historische Daten beruhende Kurzanalyse der Aspekte stattfinden, damit eine begründete Prognose für die zukünftige Entwicklung abgegeben werden kann. Die Betrachtung aller, den unterschiedlichen Preistreiberfaktoren beeinflussenden Aspekte wären im Rahmen dieser Arbeit aus dem Grund nicht sinnvoll, da es sich hierbei um eine zu große Zahl von Variablen handelt. Somit sollte beachtet werden, dass die ermittelten Werten sich zwar der Realität annähern, diese jedoch nicht vollständig entsprechen können.

2.1. Erzeugerseitige Preisentwicklung

2.1.1. Definition

Wird vom Strompreis gesprochen, so ist im Normalfall derjenige Preis gemeint, den ein Endkunde bei der Beschaffung einer bestimmten Menge - nahezu immer in kWh gemessen - seinem Versorger bezahlen muss. Allerdings unterscheidet man auf dem Strommarkt noch zwei weitere Preisarten.¹ Sowohl der Großhandels- bzw. Börsenpreis, als auch der Preis bei bilateralen Geschäften beschreibt einen Preis für eine bestimmte Menge Strom.

Der Großhandelspreis bezieht sich auf den Börsenpreis für bestimmte Mengen Strom, die zu festgelegten Zeiten geliefert werden. Die Entstehung von Börsenpreisen für Strom ist eine logische Konsequenz aus der Liberalisierung des Strommarktes, die Ende April 2008 in Kraft trat.² Diesen Preis zahlen Versorger für Strom, welcher danach mit Aufschlägen an den Endverbraucher weitergeleitet wird. Der Preis bei bilateralen Geschäften bezieht sich auf den direkten Handel eines einzigen Lieferanten und eines einzigen Abnehmers, sogenannte Over-The-Counter Verträge (OTC). Dieser gleicht sich im Normalfall dem Börsenpreis an, kann aber aufgrund unterschiedlicher Faktoren variieren. So werden bilateral beispielsweise Vollversorgungsverträge und Termingeschäfte zur Risikoabsicherung abgeschlossen.³ Der Endkundenpreis, die sogenannten Strombeschaffungskosten, bezahlen Geschäfts- und Privatkunden an ihre Lieferanten. Dieser Preis stellt sich zusammen aus dem Börsenpreis und unterschiedlichen weiteren Kosten, wie zum Beispiel Steuern und einem Gewinnaufschlag des Lieferanten.

Im weiteren Verlauf wird der Schwerpunkt auf den Endkundenpreis für gewerbliche Abnehmer gelegt, weil dieser für die weitere Studie ausschlaggebend ist. Die beiden verbleibenden Preise werden als Großhandelspreis und OTC-Preis bezeichnet.

2.1.2. Einflussfaktoren der Strompreisentwicklung

Es gibt auf Seiten der Erzeuger mehrere wichtige Faktoren auf makroökonomischer Ebene, die einen direkten Einfluss auf die Kosten für Strom haben.⁴ Die vier, für dieses Thema wichtigsten Faktoren werden im Folgenden analysiert und anhand empirischer Daten wird gezeigt, wie sich die einzelnen Aspekte zukünftig auf den Strompreis auswirken können. Es handelt sich hierbei um die auf jedem liberalisierten Markt wichtigen Aspekte Angebot und Nachfrage, sowie die Brennstoffpreise und die Struktur des Marktes, auf der Unternehmen, die Elektrizität produzieren bzw. vertreiben, agieren.

2.1.2.1. Stromverbrauch (Nachfrage)

Durch den immer noch fortwährenden Liberalisierungsprozess des Strommarktes innerhalb der Europäischen Wirtschaftsunion (Schengener Abkommen) ist es fragwürdig, ob es möglich ist Nachfrage (= Stromverbrauch) in einem einzigen Land mit dem dort verlangten Preis in Verbindung zu bringen. Im- und Exporte könnten ein verzerrtes Bild bewirken. Importe bedeuten eine nicht ausreichende Produktion im Inland, Exporte eine Überproduktion. Somit könnten Importländer durch das knappere Angebot einen dauerhaft höheren Preis zahlen müssen, sodass der Preis im Exportland verbrauchsunabhängig relativ niedrig gehalten werden kann. Das Exportland könnte also auf Kosten des Importlandes einen sehr stabilen Inlandsstrompreis ermöglichen, was ein Misslingen der Liberalisierung bedeuten würde.

Um die Relation zwischen Strompreis und nationalen Absatz untersuchen zu können, muss diese Möglichkeit ausgeschlossen werden. Hierzu werden zwei Stromexporteure und zwei Importeure innerhalb Europas betrachtet. Diese Länder werden anhand ihrer Energieabhängigkeit bestimmt. Die Energieabhängigkeit beschreibt inwieweit sich eine Wirtschaft auf Energieträgerimporte verlässt, um seinen eigenen Energiebedarf zu decken. Ermittelt wird sie, indem der Nettoimport durch die Summe des Bruttoinlandsenergieverbrauchs inkl. Lager dividiert wird.⁵ Bei einem negativen Ergebnis ist man Netto-Exporteur, weil mehr exportiert als importiert wird. Zu beachten ist hierbei allerdings, dass nicht nur Stromimporte und -exporte betrachtet werden, sondern auch die Handelsbilanz von Energieträgern. Trotzdem ist die Betrachtung der Energieabhängigkeit sinnvoll, da jeder Energieträger theoretisch auch zur Stromproduktion eingesetzt werden kann und dementsprechend ein Äquivalent darstellt.

Unter den zwei Importeuren sind Deutschland als relativ energieabhängig und die Niederlande als mäßig energieabhängig. Die beiden Exporteure sind Dänemark als relativ energieunabhängig und Norwegen als extrem energieunabhängig.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Energieabhängigkeit Deutschlands, der Niederlande, Dänemarks und Norwegens. (vgl. EuroStat, eigene Darstellung)

Als nächstes wird die Bruttostromerzeugung der oben gewählten Länder in einem Diagramm dargestellt. In einem zusätzlichen Diagramm werden die im Durchschnitt angefallenen Kosten pro Kilowattstunde für gewerbliche Abnehmer im jeweiligen Land gezeigt. Dieser Preis wird exklusive Mehrwertsteuer angegeben. Einerseits, um staatliche Einflüsse wie Umsatzsteueränderungen weitestgehend außer Betracht lassen zu können und andererseits, weil das Gewerbe Kosten dieser Art über den Vorsteuerabzug erstattet bekommt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4: Durchschnittlicher Kilowattstundenpreis Deutschlands, der Niederlande, Dänemarks und Norwegens für gewerbliche Abnehmer.

* Für die Niederlande fehlen statistische Daten für die Jahre 2002, 2003, 2004 (vgl. EuroStat; eigene Darstellung)

Die Abbildung 1, Abbildung 2 und Abbildung 3 legen deutlich zwei Vermutungen nahe. Es sieht danach aus, dass der Strompreis für Unternehmen nahezu unabhängig von der Energieabhängigkeit steigt. Des Weiteren scheint derselbe Strompreis bei leichten Erhöhungen der Absatzmengen (Gesamtwirtschaftlicher Verbrauch der Länder) zu steigen. Um diese Vermutungen bestätigen zu können werden Kennzahlen benötigt.

Allererst muss sich bewahrheiten, dass der Preis in Exportländern nicht auf Kosten der Importländer niedrig gehalten werden kann. Die Energieabhängigkeit sollte also keine übergeordnete Rolle spielen. Die Kennzahl hierzu errechnet sich wie folgt:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Steigt die Energieabhängigkeit im Vergleich zum Vorjahr, so sollten die Endverbraucherkosten ebenfalls steigen, insofern diese voneinander abhängig sind. Die Kennzahl sollte im Falle einer proportionalen Preissteigung 0 betragen, d.h. der Preis bleibt relativ gesehen gleich. Ist die Zahl größer als 0, findet eine überproportionale Kostensteigung statt. Hier steigt der relative Preis pro abgenommene Leistungseinheit. Ein Wert kleiner als 0 bezeichnet das genaue Gegenteil, nämlich billigeren Strom bei gleichbleibender Energieabhängigkeit, steigende Energieabhängigkeit bei gleichbleibendem Strompreis oder sowohl billigeren Strom als auch höhere Energieabhängigkeit. Das Ausgangsjahr ist 1999 und hat dementsprechend den Wert 0.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5: Kennzahlreihe der betrachteten Länder bzgl. der Energieabhängigkeit.

* Für die Niederlande fehlen statistische Daten für die Jahre 2002, 2003, 2004. (eigene Darstellung)

Wie bereits auf den ersten Blick zu erkennen ist, nehmen die Kennzahlen für alle Länder sowohl negative, als auch positive Werte an. Da es sich hierbei um eine dimensionsbehaftete relative Kennzahl handelt, sind diese Werte einfach zu interpretieren. Sie zeigen, wie viel Euro der Preis für 1 kWh Strom über oder unter dem Preis liegt, der auf Basis der Daten aus dem Vorjahr ermittelt wurde. Die Diversität der Ergebnisse macht klar, dass zwischen diesen beiden Faktoren keine eindeutig nachweisbare Relation besteht und die Liberalisierung des Marktes insofern funktioniert.

Allerdings ist zu bemerken, dass in dieser mittelfristigen Darstellung die Preise dazu tendieren höher auszufallen, als unmittelbar aus den Daten des vorherigen Jahres nachvollziehbar ist. Das heißt, dass der Strom relativ gesehen immer teurer wird. Man zahlt tendenziell immer mehr für eine Kilowattstunde Elektrizität, scheinbar unabhängig von der Energieabhängigkeit. Dies widerspricht somit der These, dass Exportländer ihre Preise auf Kosten von Importländern niedrig halten.

Als Nächstes kann geprüft werden, inwiefern der Preis von der Inlandsnachfrage (sprich vom Verbrauch) abhängt. Da der Schwerpunkt auf dem Inlandsmarkt liegt, wird hier nur noch Deutschland betrachtet. Auch in diesem Fall sind Kennzahlen unerlässlich. Hierzu wird der gesamte Inlandsverbrauch der Bundesrepublik betrachtet. Mit dem bereits in Abbildung 3 dargestellten Strompreis erstellt man hier wie folgt die benötigten Kennzahlen:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Diese Formel ähnelt der Formel zur Kennzahlbildung bei der Energieabhängigkeit, sodass die Ergebnisse einfach verglichen werden können. Hier sollte die Kennzahl bei gleichbleibendem Strompreis gleich 0 sein. In der gesamten betrachteten Zeit steigt der Nettostromverbrauch in Deutschland um ca. 12,8%.⁶

Da vereinfacht gilt: Mehr Nachfrage = höhere Preise, sollten in diesem Modell, bei welchem das Angebot noch keine Beachtung findet, die Kennzahlen eine leicht steigende Tendenz haben.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6: Kennzahlreihe der Bundesrepublik Deutschland bzgl. des Inlandsverbrauchs. (eigene Darstellung)

Auch hier fällt die hohe Volatilität der Werte ins Auge. Die Kennzahlen sagen das gleiche aus, wie bei der Energieabhängigkeit und daher trifft es auch hier zu, dass eine eindeutige Relation des Inlandsverbrauches mit dem Strompreis nicht nachgewiesen werden kann, zumindest nicht ohne weitere Einflussfaktoren. Trotzdem ist auch hier eindeutig ein Aufwärtstrend zu erkennen. Auch in diesem Fall wird demnach bestätigt, dass tendenziell relativ mehr für 1 kWh Strom bezahlt werden muss, als im Vorjahr.

Somit scheint die Inlandsnachfrage keinen entscheidenden Einfluss auf die Preisbildung zu haben, wie man normalerweise hätte erwarten können. Jedoch ist der Verbrauchsaspekt nicht der einzige Faktor, der bei der Preisbestimmung in Frage kommt. In Kombination mit anderen Größen könnte er trotzdem eine Rolle spielen.

Die Gründe für steigende Preise lassen sich also nicht unmittelbar anhand der Nachfrage erklären. Der nächste logische Schritt ist die Betrachtung des Angebots, welches in Kombination mit der Nachfrage aus makroökonomischer Sicht auf einem vollständig liberalisierten Markt den Preis bestimmt.

2.1.2.2. Kapazitäten (Angebot)

Die positive Energieabhängigkeit der Bundesrepublik lässt auf dem ersten Blick darauf schließen, dass das Inlandsangebot die Nachfrage nicht decken kann, da Energieträger importiert werden müssen. Dies würde eine Unterdeckung bedeuten. Tatsächlich ist es jedoch so, dass die Gesamtheit der in Deutschland betriebenen Kraftwerke und Anlagen - die sogenannte installierte Leistung - zumindest theoretisch ausreichend Strom produzieren könnten und somit eine Überkapazität bestehe.⁷ So einfach geht diese Rechnung allerdings nicht auf, denn wegen Ausfällen, Wartung, mangelnder Effizienz und Ähnlichem, kann nicht die gesamte Leistung ausgeschöpft werden. Auch ist der Begriff Überkapazität von unterschiedlichen Definitionen geprägt und wird somit auch mit verschiedenen Zahlen angegeben. Aus diesem Grund muss zuerst eine kurze Erläuterung und Festlegung auf einer für diese Arbeit relevante Überkapazitätsdefinition folgen.

Exemplarisch wird das Jahr 1999 betrachtet. Rein rechnerisch hätte der Kraftwerkspark in Deutschland bei der nominellen Leistung von 121,5 Gigawatt, ausgehend von 8760 Laufstunden p.a., ca. 1064 TWh erzeugen können. Die Tatsächlich produzierte Energie belief sich allerdings nur auf 556,3 TWh.⁸ Die erhebliche Differenz zwischen Bruttoerzeugungskapazität und Bruttoerzeugung hat, wie oben erwähnt, unterschiedliche Gründe und kann nicht pauschal als Überkapazität betrachtet werden. Hierzu ist es notwendig diese erhebliche Differenz zu unterscheiden.

Man unterscheidet Reserveleistung, nicht einsetzbare Leistung und freie Leistung. Als Reserveleistung wird Stromerzeugungskapazität in vorher einkalkulierter Höhe bezeichnet, die entweder zur Deckung nicht kalkulierbarer Spitzenlasten - bedarfsseitig - oder zur Deckung von Ausfällen - deckungsseitig - benötigt wird.⁹ Die nicht einsetzbare Leistung bezeichnet den Anteil der installierten Leistung, der weder zur Deckung der Jahreshöchstlast, noch als Reserveleistung benutzt werden kann. Es handelt sich hierbei nahezu ausnahmslos um sogenannte „langzeitkonservierte Kraftwerke“.¹⁰ Ineffiziente Öl- und Gaskraftwerke werden beibehalten, um Standortvorteile im Falle eines Kraftwerkneubaus ausnutzen zu können. Diese Kraftwerke werden damit zwar zur installierten Leistung gezählt, tragen jedoch nur in vernachlässigbarer Höhe an der Stromerzeugung im Inland bei. Schließlich beschreibt die freie Leistung die Restdifferenz, nachdem von der installierten Leistung die Reserve- und nicht einsetzbare Leistung subtrahiert wurde. Hierbei handelt es sich um freie Kraftwerkskapazitäten, die nicht in Anspruch genommen werden, jedoch problemlos zur Verfügung stünden.¹¹

Zur Ermittlung der Bedeutung des Angebots auf dem Strompreis sind die Reserveleistung und freie Leistung relevant, weil sie die nutzbare Differenz zwischen Angebot und Nachfrage darstellen. Aufgrund der strategischen Bedeutung dieser Zahlen, gestaltet sich die Beschaffung verlässlicher Daten als sehr schwierig. Demzufolge kann die Entwicklung der Reserveleistung nur im Zeitraum zwischen 1990 bis 1999 mit belegbaren Daten betrachtet werden.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 7: Darstellung der prozentualen Reservekapazitäten an der installierten Leistung exkl. Windkraftanlagen und sonstige Regenerative Energien.

(vgl. Markewitz und Vögele 2002, S.36; eigene Darstellung)

Deutlich erkennbar ist der Abbau, der seit Ankündigung und Durchsetzung der Liberalisierung vollzogen wird. Dies ist durch den entstandenen Konkurrenzdruck zu erklären. Nicht in Anspruch genommene Reserven, welche vor der Liberalisierung im Überfluss vorhanden waren, werden abgebaut um Kosten zu senken und wettbewerbsfähig zu bleiben. Da diese Reserven vorher nie in Anspruch genommen wurden, sorgt dies nicht für eine Verknappung des Angebots und deshalb auch nicht für höhere Preise. Durch Kostensenkungen bei den Anbietern sorgt diese Entwicklung sogar für niedrigere Verbraucherpreise. Hierdurch kann auch davon ausgegangen werden, dass sich dieser Trend, zumindest bis zum annähernden Ausgleich von berechneter und in Anspruch genommener Reserve, fortsetzt.

Da genaue Daten zur freien Leistung für die Erzeugerunternehmen ebenfalls strategisch wichtig sind, sind diese nahezu nicht zugänglich und an dieser Stelle kann nur eine Schätzung erfolgen. Die freie Leistung stellt die bei Spitzenlast verbleibende, noch erzeugbare Elektrizitätsmenge dar und dient somit als Indikator für die Untergrenze der Überkapazität.¹² Sie zeigt, wie hoch die zusätzliche Belastung für die Inländische Stromerzeugung sein kann, ohne Versorgungsengpässe hervorzurufen. Für diese Schätzung ist es zunächst notwendig die Erzeugungseigenschaften der Kraftwerke zu kennen. Es handelt sich hierbei um planbare Erzeugung, flexible Erzeugung und stochastische Erzeugung.¹³ Die planbare Erzeugung fährt nach einem genau berechenbaren Fahrplan und dient der Grundlastdeckung. Dieser Bereich wird unter anderem von Kernkraftwerken abgedeckt. Flexibel erzeugende Kraftwerke sind in der Lage kurzfristig auf Lastenschwankungen zu reagieren, wie beispielsweise Gasturbinenkraftwerke. Sie decken die Mittel- und Spitzenlast. Zur stochastischen Erzeugung zählen u.a. Wind- und Sonnenenergie. Weil die Stromerzeugung nahezu nicht planbar ist, können sie nur bedingt zur Grundbedarfsdeckung eingesetzt werden. Wird nun die Strukturentwicklung der Stromerzeugung betrachtet, sind einige, wichtige Tendenzen zu erkennen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 8: Anteile der unterschiedlichen Stromerzeugungsmethoden an der Bruttostromerzeugung.

(vgl. AG Energiebilanzen e.V. 2010, Daten; eigene Darstellung)

Deutlich zu sehen ist, wie die Energieerzeugungsmethoden zur Deckung der Grundlast prozentual - und absolut¹⁴ - abnehmen. Die stochastischen Energieerzeugungsmethoden, zu denen viele regenerative Energien zählen, nehmen weiterhin zu. Die Folge ist zwar mehr installierte Leistung, aber gleichzeitig eine Zunahme des Anteils nicht einsetzbarer Leistung, da ca. 90% der installierten

Windkraftleistung angesichts der unsicheren Erzeugung als nicht einsetzbar erfasst werden.¹⁵ Dies bedeutet demnach, dass nur mit ca. 10% der installierten Windkraftleistung als Beitrag zum Grundbedarf gerechnet wird. Somit deuten die fallenden Anteile planbarer und flexibler Erzeugungsmethoden auf eine Verringerung der freien Leistung hin. Die negative Tendenz sorgt in erster Instanz auch hier im Rahmen der Kostenoptimierung zu niedrigeren Strompreisen. Sollte jedoch zu einem gewissen Zeitpunkt die freie Leistung 0 betragen oder gar negativ sein, stehen in den Jahren darauf gezwungener Maßen größere Stromimportmengen oder Investitionssummen bevor, da die Inlandsnachfrage die planbare Kraftwerkskapazität überstiegen hat. Dies könnte wiederum höhere Preise zur Folge haben.

Abschließend wird mit den gewonnenen Erkenntnissen über die Kapazitäten, in Kombination mit der Nachfrage aus dem vorangehenden Teilkapitel, erneut die Strompreisentwicklung betrachtet. Hierzu müssen Angebot und Nachfrage unter Berücksichtigung von Reservekapazitäten und der vorhandenen freien Leistung betrachtet werden. Erschwerend kommen Importe und Exporte hinzu, die zwar eine geringe, aber dennoch nicht zu vernachlässigende Rolle spielen.

Die im Inland verbrauchte Menge wird vom Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie statistisch erfasst und ist mit der Nachfrage gleichzusetzen, da die überflüssige Kapazität für eine dauerhafte Marktsättigung sorgt. Das zur Verfügung stehende, erzeugbare Stromangebot setzt sich bis 1997 aus der produzierten Strommenge, zuzüglich Importsaldo, der prognostizierten Reserven und der freien Leistung zusammen. Das Angebot ab 1998 wird aus der erzeugten Menge, zuzüglich Importe, der prognostizierten Reserven und freien Leistung, abzüglich der um die Reservequote erhöhten Exporte kalkuliert. Exporte werden nach 1998 nicht mehr als Überkapazität betrachtet, weil diese seit der Marktöffnung als im Ausland eingeplante Kapazität zur Energieversorgung betrachtet werden können. Dafür müssen diese von der inländischen Gesamtkapazität subtrahiert werden, einschließlich der dazu einkalkulierten Reserven. Die Formeln dazu lauten:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Infolge der schwer zu ermittelnden Zahlen für die Reserveleistung und die freie Leistung wird für die Festlegung der Reservequote von Schätzungen ausgegangen. Grundlage für diese Schätzungen ist die Untersuchung der Überkapazitäten von Markewitz und Vögele für das Forschungszentrum Jülich. Hier ist für die Jahre 1990 bis 1999 die Reserveleistung genau angegeben (siehe Abbildung 7). Diese Tendenz wird in den Schätzungen des Autors bis zu einem Wert von 10% in 2007 fortgesetzt. Die Schätzung für die freie Leistung gestaltet sich schwieriger. Hier wird in der besagten Untersuchung nur für das Jahr 1999 ein Wert in Höhe von 4,5% bis 6,3% der Gesamtkapazität angegeben.¹⁶ Um die freie Leistung nicht zu überschätzen wird von einem leicht degressiv fallenden Verlauf ausgegangen, welches sich in einem Anfangswert von 6% in 1991 bis 3% der Gesamtkapazität in 2007 äußert. Wie bereits erläutert ist der Grund für den Abbau der Überkapazität der Erhalt der Wettbewerbsfähigkeit, vor allem nach der Marktliberalisierung. Die endgültige Reservequote setzt sich aus der Summe des prozentualen Anteils der freien Leistung und der Reserveleistung an der Gesamtkapazität zusammen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 9: Vergleich des Verlaufs von Stromangebot, -nachfrage und -preis. (vgl. BMWi 2010; eigene Darstellung)

Deutlich zu erkennen sind die sich annähernden Angebots- und Nachfragekurven. Die Frage die sich nun stellt ist, warum ein inländischer Markt, der immer noch eine Netto-Überkapazität produziert und die Kosten stets optimiert, trotzdem mit steigenden Preisen zu kämpfen hat. Theoretisch wäre bei einem Überangebot mit niedrigen Preisen zu rechnen. Wenn zusätzlich sogar Kosten minimiert werden können, sollte der Preis weiter fallen anstatt stark anzusteigen. Erst beim Gleichgewichtspreis sollte sich diese Tendenz einstellen.

Die einzig schlüssige Erklärung ist, dass in der Preisbildung noch mehr Faktoren eine Rolle spielen. Bei genauerer Betrachtung der Elektrizitätserzeugung, lässt sich schnell ein weiterer Aspekt finden. Da der Strom in der Natur nicht frei verfügbar ist, muss dieser aus sogenannten Primärenergieträgern gewonnen werden. Demzufolge wechselt der Fokus im nächsten Teilkapitel zu denjenigen Energieträgern, welche als Brennstoffe für die Kraftwerke dienen.

2.1.2.3. Variable Kosten / Brennstoffpreise

In dieser Arbeit wird vereinfacht davon ausgegangen, dass Fixkosten im Kraftwerksbetrieb stabil bleiben und somit zwar den Preis beeinflussen, jedoch nicht für mittelfristige Schwankungen im Strompreis zuständig sein können. Somit werden nur die variablen Kraftwerkskosten betrachtet, die hauptsächlich aus den Brennstoffpreisen bestehen, welche zur Stromerzeugung gebraucht werden.¹⁷ Aus diesem Grund können Preisänderungen in der Beschaffung dieser Energieträger kurz- bzw. mittelfristig ebenfalls erheblichen Einfluss auf die Endkosten für den Verbraucher haben. Es gilt also zu analysieren, ob eventuelle Preisschwankungen bei den Primärenergieträgern den Preisverlauf derartig beeinflussen können, dass dieser jegliche Kostenoptimierung bei den Erzeugerunternehmen überkompensieren und somit die Kostensteigerung erklären kann. Die Konzentration liegt auf der Preisentwicklung in den letzten Jahren. Auf eine komplexe Darstellung der Preisbildungsstrukturen wird aufgrund der Schwerpunktbildung verzichtet und auf andere Fachliteratur verwiesen.

Zuerst muss erörtert werden, wie viel Energie der jeweiligen Primärenergieträger für die Stromerzeugung gebraucht wird. Aktuell werden für die Erzeugung elektrischer Energie in Deutschland ca. 5.500 Petajoule verbraucht, wovon ungefähr 2/3 auf fossile Energieträger zurückgeführt werden kann.¹⁸ In Tabelle 1 sind die Daten der Jahre 2000 bis 2008 aufgelistet.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 1: Darstellung der verwendeten Energie nach fossilen Primärenergieträgern zur Erzeugung von Strom. Alle Angaben in Petajoule (PJ). (vgl. Eurelectric S.55 ff, BMWi 2010; eigene Darstellung)

Zwei Auffälligkeiten können der Tabelle entnommen werden. Allererst ist zu erkennen, dass die benötigte fossile Energiemenge zur Stromerzeugung stagniert oder gar dazu tendiert zu fallen; bis auf die Erdgasnachfrage sinkt der Gebrauch von fossilen Brennstoffen. Dies ist zum Einen anhand der starken Effizienzsteigerungen der Kraftwerke in den letzten Jahren zu erklären. Zum Anderen sorgt der bereits im vorherigen Teilkapitel gezeigte Nutzungsanstieg im Bereich der regenerativen Energien dafür, dass fossile Brennstoffe in immer größerem Ausmaß ersetzt werden. Die für diese Arbeit interessantere Erkenntnis ist die Tatsache, dass Steinkohle, Braunkohle und Erdgas im Schnitt über 90% der eingesetzten Primärenergieträger bilden und somit einen Großteil der variablen Kosten für die Stromerzeugung ausmachen.

Die theoretische Möglichkeit, dass ein einzelner Primärenergieträger bei einem sehr günstigen Preis mit nur sehr geringen Gewichtsmengen einen extrem hohen Brennwert erzielen kann, wobei es nur eine Begrenzung der jährlichen Einsatzmenge gibt, sollte berücksichtigt werden. Das genaue Gegenteil, ein extrem teurer Brennstoff, der nur eine sehr geringe Energiemenge bereitstellt, kann hinsichtlich der ökonomischen Bedingungen und ausreichend vorhandener regenerativer Alternativen ausgeschlossen werden. Deshalb werden im Folgenden ausschließlich die drei im oberen Abschnitt genannten Rohstoffe betrachtet.

Um das beschriebene Szenario auszuschließen, muss der jeweilige Brennwert der Primärenergien betrachtet werden. Die Brennwerte unterscheiden sich je nach Qualität und Untersorte der Energieträger.¹⁹ Infolgedessen wird von einem Mittelwert ausgegangen. Falls sich beim Brennwert keine erheblichen Unterschiede bemerkbar machen, kann berechnet werden, in welcher Höhe die Energieträger zur Stromerzeugung verbraucht werden, um danach deren Beschaffung näher zu betrachten. Durch diese Vorgehensweise wird vermieden, dass ein verzerrtes Bild der Kostenverursachung entstehen kann.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 2: Darstellung der durchschnittlichen Brennwerte fossiler Brennstoffe und bilanzierfähiger Verbrauchsmengen. (vgl. Heinloth 2003 S.153, Statistik der Kohlenwirtschaft e.V. 2010; eigene Berechnung)

Die Zahlen belegen eindeutig, dass sich keine der drei betrachteten Primärenergien in extremem Ausmaß hinsichtlich des Brennwerts von einer anderen unterscheidet. Die Verbrauchsmengen können aus Durchschnittsbrennwert und eingesetzter Energie ermittelt werden und dienen im weiteren Verlauf als Ausgangwert zur Beobachtung der Beschaffung. Dadurch, dass nun eine bilanzierfähige Menge der jeweiligen Energieträger vorliegt, kann den Energieträgern auch eine Preisentwicklung zugeordnet werden. Es erfolgt dabei eine Normierung auf Euro pro Tonne SKE für den jeweiligen Brennstoff.

Die Analyse der Preisentwicklung für Steinkohle ist vergleichsweise einfach zu realisieren. Vor allem die stetige Abnahme von Subventionen, ungünstige geologische Fundorte und das hohe Lohnniveau in Deutschland führen dazu, dass in der Bundesrepublik immer weniger Steinkohle abgebaut wird.²⁰ Bei nur leichtem Rückgang der eingesetzten Steinkohle zur Stromgewinnung, führt dies automatisch zu höheren Importmengen. Zwecks der hohen Menge an Vorkommen und Förderländern wird an dieser Stelle zur Preisermittlung nur der Grenzübergangspreis betrachtet. Der Grenzübergangspreis bildet sich aus dem Durchschnitt von Langfrist- und Spotmarktverträgen frei deutscher Grenze und ist somit dem Preis am nahesten, den die Energieerzeuger zahlen müssen. Da der Grenzübergangspreis nur die Transportkosten von der Förderstelle bis zur deutschen Grenze enthält, wird zusätzlich der Literaturwert für die durchschnittlichen innerdeutschen Transportkosten als Pauschale in Höhe von € 5,54 in 2000 angenommen, mit 1 prozentiger Steigung p.a., um steigenden Kosten gerecht zu werden.²¹

Abbildung 10: Darstellung des BAFA-Preises für Kraftwerkskohle mit zusätzlichen Transportkosten ab der deutschen Grenze.

(vgl. Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle, McCloskey Marker Prices; eigene Darstellung)

Deutlich zu erkennen ist der Aufwärtstrend mit dem Rekordhoch 2008, bei dem für eine Tonne SKE im Schnitt € 112,48 bezahlt werden musste. Mit einem zusätzlich innerdeutschen Transportpreis in Höhe von € 5,99 musste also € 118,47 pro Tonne SKE frei Kraftwerk bezahlt werden.

Die Preisermittlung von Braunkohle gestaltet sich deutlich schwieriger. Sie wird aufgrund des relativ niedrigen spezifischen Brennwertes im Normalfall von den Energieerzeugern selbst in unmittelbarer Nähe der Kraftwerke abgebaut und dort auch zur Energiegewinnung eingesetzt. Die Ziffer für den Eigengebrauch für abgebaute Braunkohle in Deutschland wird mit ca. 90% angegeben und somit dient die abgebaute Braunkohle zum Großteil der Strom und Fernwärmeerzeugung.²² Hierdurch gibt es für Braunkohle keinen repräsentativen internationalen Handel.²³ Die Förderkosten sind also in etwa gleich zu setzen mit dem Preis für Braunkohle. Allerdings fallen diese Kostenangaben unter die strategisch wichtigen Daten der betroffenen Unternehmen und sind dementsprechend nur schwer zugänglich. Die Spekulationen über diese Kosten, welche in diesem Fall einschließlich Betriebsmittel- und Anfahrtskosten kalkuliert werden, gehen stark auseinander. In Branchenstatistiken wird von einem steigenden Braunkohlepreis ausgegangen. Dieser liegt bei 88 €/t. SKE in 2005 bis 113 €/t. SKE in 2009.²⁴ Literaturwerte bewegen sich für die Jahre 2000 bis 2005 abhängig von der Datenquelle zwischen 4,32 €/MWh und 7,20 €/MWh und bleiben weitestgehend stabil, welches einen Wert von 35,17 €/t. SKE bis 58,62 €/t. SKE ergibt.²⁵ Eine steigende Tendenz ist aus dem Grund sinnvoll anzunehmen, da die Kosten mit älter werdendem Abbaumaterial, zunehmender Entfernung zum Kraftwerk und eventuell teurerer Genehmigungen neuer Abbauflächen nicht gleich bleiben werden. Daher wird zwar mit steigenden Preisen gerechnet, aber mit einer geringeren Steigung als in der Statistik, denn dort wird die Gesamtheit aller Braunkohleprodukte betrachtet und nicht nur die Kraftwerkskohle. Der Anfangspreis wird als Mittelwert der Preisangaben von 2000 bis 2005 sowie der Statistikangabe für das Jahr 2005 gewählt und im Jahr 2002 angesetzt. Die Preissteigerung wird als Hälfte der statistischen jährlichen Preissteigung definiert. Das Ergebnis ist eine geglättete Preisentwicklungsgerade für den Brennstoff Braunkohle.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 11: Darstellung des kalkulierten Braunkohlepreises auf Basis statistischer und literarischer Werte. *Werte für 2009 basieren auf vorläufigen Zahlen. (vgl. Datentabelle DEBRIV; Schröter 2004; eigene Darstellung)

Mit einer Preissteigerung von 3 % p.a., steigt der Preis für 1 t. SKE Braunkohle von € 63,58 in 2000 auf knapp 83 Euro in 2009. Auch hier ist trotz der Gewinnung im Inland also eine deutlich steigende Tendenz in der Preisentwicklung festzuhalten.

Als letzter fossiler Brennstoff wird das Erdgas betrachtet. Deutschland bezieht das benötigte Erdgas nur zu ca. 14% aus dem Inland. Die restlichen 86% teilen sich Russland (37%), Norwegen (26%), die Niederlande (19%) und andere (4%).²⁶ Die Erdgasmengen zur Stromversorgung werden zum Großteil von den Erzeugerunternehmen selbst importiert und transportiert, kleinere erdgasbefeuerte Kraftwerke, die beispielsweise von kleineren kommunalen Versorgern betrieben werden, werden von Zwischenhändlern versorgt. Angesichts der sehr komplexen Vermarktungsstruktur werden für Gas ebenfalls die Grenzübergangspreise betrachtet und Steuer- bzw. Zollerhebung vorerst außer Betracht gelassen. Da die durchschnittlichen Transportkosten vom Gewinnungsort zur Bundesdeutschen Grenze in dem Grenzübergangspreis enthalten sind, müssten theoretisch zusätzlich noch die innerdeutschen Transportkosten betrachtet werden. Zwar gibt es Literaturwerte für die durchschnittlichen Transportkosten über eine Pipeline, jedoch beziehen sich diese auf die gesamte Transportstrecke und nicht ausschließlich auf die Kosten für innerdeutschen Transport.²⁷ Auf Grund dessen wird auf eine Betrachtung der Transportkosten innerhalb Deutschlands verzichtet, da diese einen zu großen Unsicherheitsfaktor birgen. Trotzdem ist zu erwähnen, dass der Transport von Erdgas eine wesentlich größere Rolle spielt als beispielsweise beim Kohletransport. Dies ist durch den teuren Transport per Pipeline oder das aufwendige erstellen von LNG zur Verschiffung zu erklären.²⁸ Trotzdem sind die Transportkosten nicht ansatzweise so volatil wie die Preise des Energieträgers selbst. Demnach ist zu erwähnen, dass die vernachlässigten Transportkosten innerhalb der Bundesrepublik den Rohstoff Erdgas spürbar teurer machen als angegeben, jedoch nicht entscheidend für die Volatilität der Preise sind.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 12: Darstellung des Verlaufs der Grenzübergangspreise für NG im Jahresmittel. (vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie 2010, eigene Darstellung)

Auffällig sind hier die Ähnlichkeiten hinsichtlich der Preisentwicklung der Steinkohle. Verantwortlich dafür, ist das Prinzip der Anlegbarkeit, nachdem der Erdgaspreis berechnet wird. Im Bereich der Stromerzeugung bedeutet dies, dass der Erdgaspreis sich infolge seiner Substituierbarkeit durch Steinkohle nach dem Preis des Konkurrenzenergieträgers richtet.²⁹ Nicht zu übersehen ist demnach auch hier die steigende Preistendenz.

Folglich Abbildung 8 machen die drei bisher betrachteten fossilen Brennstoffe zwar ca. 90% der fossilen Energieträger aus, jedoch sind sie nur für ca. 65% der deutschen Stromerzeugung zuständig. Um ein ausreichend aussagekräftiges Ergebnis zu erhalten, sollte auch der Kernbrennstoff Uran betrachtet werden. Durch Einbeziehung der Kernkraftwerke in der Untersuchung nach den Einflüssen der Brennstoffpreise auf den Strompreis, wird der Rohstoffverbrauch von knapp 85% der jährlich erzeugten Menge Elektrizität analysiert. Zieht man in Betracht, dass die Energieträger Sonnenstrahlung und Wind umsonst zur Erzeugung bereitstehen, liegt der Prozentsatz für kostenpflichtige Brennstoffe sogar noch höher.

Die Analyse der Kernbrennstoffe gestaltet sich bei Weitem am schwierigsten. Dies hängt mit dem komplizierten Ablauf zwischen Gewinnung des Uranerzes und Endlagerung nach dem Einsatz im Kraftwerk zusammen. Das gewonnene Uranerz eignet sich nicht ohne Weiteres für den Einsatz zur Stromgewinnung. Beschaffungsund Entsorgungskosten sind für die Stromerzeuger die beiden hauptsächlichen Kostenverursacher bei den Kernbrennstoffen.³⁰ Deshalb werden ausschließlich diese beiden Kostentreiber näher betrachtet und Transportkosten außer Betracht gelassen. Die Beschaffungskosten bestehen aus unterschiedlichen Teilen, die alle beim Produzenten der Brennelemente anfallen:³¹

[...]

---

¹ Bode und Groscurth 2006, S.1

² Bundesministerium der Justiz 2010, EnWG; Konstantin 2007, S.41; Frerichs 2010, S.6

³ Bauknecht und Bürger 2003, S.23

⁴ Haas 2003, S.1; Bauknecht und Bürger 2003, S.15 ff

⁵ Definition lt. Statistisches Amt der Europäisches Union (EuroStat) 2010

⁶ Statistisches Amt der Europäischen Union 2010, Datenbank

⁷ Markewitz und Vögele 2002, S.36; Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie 2010, Energiedaten

⁸ Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie 2010, Energiedaten

⁹ Markewitz und Vögele 2002, S.36

¹⁰ Markewitz und Vögele 2002, S.37

¹¹ Markewitz und Vögele 2002, S.37

¹² Markewitz und Vögele 2002, S.37

¹³ Bauknecht und Bürger 2003, S.16

¹⁴ Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie 2010, Energiedaten

¹⁵ Markewitz und Vögele 2002, S.37

¹⁶ Vgl. Markewitz, et al. (2002), S.37

¹⁷ Schröter 2004, S.32

¹⁸ Eurelectric 2009, S.163; Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie 2010, Energiedaten

¹⁹ Heinloth 2003, S.140 ff

²⁰ Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie 2010; Statistik der Kohlenwirtschaft e.V. 2010; Schröter 2004, S. 32; Bundesministerium der Finanzen 1999 - 2010

²¹ Schröter 2004, S.33

²² Daten bereitgestellt vom DEBRIV

²³ Schröter 2004, S.34

²⁴ Statistik der Kohlenwirtschaft e.V. 2010

²⁵ Schröter 2004, S.34

²⁶ Herkner 2009, S.20

²⁷ Cramer, et al. 2009, S.83

²⁸ Cramer, et al. 2009, S.83 ff.

²⁹ Schröter 2004, S.33

³⁰ Schröter 2004, S.35

³¹ Konstantin 2007, S.26