Gesamtwirtschaftliche Auswirkungen der Förderung und des Ausbaus erneuerbarer Energien auf Basis des Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) in Deutschland - eine ökonomische Analyse

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

1 Einleitung

2 Grundlagen des Strommarktes
2.1 Charakterisierung des Produktes Strom
2.2 Historische Entwicklung und Liberalisierung des Strommarktes
2.3 Wertschöpfungskette der Stromwirtschaft
2.3.1 Übertragung und Verteilung
2.3.2 Erzeugung
2.4 Stromgestehungskosten
2.5 Strompreisbildung
2.6 Energieträgereinsatz zur Stromerzeugung

3 Erneuerbare Energien in Deutschland
3.1 Energiepolitik
3.1.1 Energiepolitisches Zieldreieck
3.1.2 Energiekonzept der Bundesregierung
3.2 Das Erneuerbare-Energien-Gesetz
3.2.1 Historische Entwicklung des EEG
3.2.2 Zielvorgaben der Regelwerke
3.2.3 Funktionsweise des EEG
3.2.3.1 Abnahme, Vergütung und Kostenumwälzung
3.2.3.2 Besondere Regelungen
3.2.4 EEG-Anlagen und Vergütungsstrukturen
3.2.4.1 Wasserkraft
3.2.4.2 Windenergie
3.2.4.3 Biomasse
3.2.4.4 Solare Strahlungsenergie
3.3 Marktentwicklung erneuerbarer Energien

4 Analyse der gesamtwirtschaftlichen Auswirkungen
4.1 Theorieansatz der Kosten-Nutzen-Analyse
4.2 Vorgehensweise der Untersuchung
4.3 Kostenwirkungen
4.3.1 Direkte Kosten
4.3.2 Indirekte Kosten
4.3.2.1 Regel- und Ausgleichsenergie
4.3.2.2 Netzausbau
4.3.2.3 Transaktionskosten
4.4 Nutzenwirkungen
4.5 Verteilungswirkungen
4.6 Makroökonomische und sonstige Wirkungen
4.7 Gesamtbilanzierung der Effekte

5 Schlussbetrachtung und Ausblick

Anhang

Literaturverzeichnis

Fachzeitschriften

Internetquellen

Erklärung

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Leitfaden der Arbeit

Abbildung 2: Energieumwandlung und -anwendung

Abbildung 3: Wertschöpfungskette im Strommarkt

Abbildung 4: Regelzonen der Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland

Abbildung 5: Ausgleichs- und Regelenergie

Abbildung 6: Lastkurve der Stromnachfrage

Abbildung 7: Merit-Order Kurve

Abbildung 8: Bruttostromerzeugung 2010 in Deutschland in TWh

Abbildung 9: Bruttostromerzeugungskapazitäten in Deutschland

Abbildung 10: Strompreiszusammensetzung im Jahr 2009

Abbildung 11: Energiepolitisches Zieldreieck

Abbildung 12: Importabhängigkeit in Deutschland

Abbildung 13: Vergleich der CO2-Bilanz verschiedener Energieträger

Abbildung 14: Prozess der Kostenumwälzung gemäß EEG 2009

Abbildung 15: Entwicklung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien

Abbildung 16: Stromerzeugungsstruktur erneuerbarer Energien im Jahr 2010

Abbildung 17: Vorgehensweise der Analyse

Abbildung 18: Merit-Order Effekt

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Stromgestehungskosten einzelner Erzeugungsarten

Tabelle 2: Ausnutzungsdauer der Kraftwerke in Deutschland im Jahr 2009

Tabelle 3: Vorkommen von Primärenergieträgern

Tabelle 4: Vergütungsregeln für Strom aus Wasserkraft

Tabelle 5: Vergütungsregeln für Strom aus Windenergie

Tabelle 6: Vergütungsregeln für Strom aus Biomasse

Tabelle 7: Vergütungsregeln für Strom aus Solarer Strahlungsenergie

Tabelle 8: Entwicklung der EEG-Differenzkosten

Tabelle 9: Kosten für die EEG-Veredelung

Tabelle 10: Kostenabschätzung für Windprognosefehler

Tabelle 11: Netzausbaukosten des Jahres 2007

Tabelle 12: Vermiedene CO2-Emissionen

Tabelle 13: Merit-Order Effekt im Jahr 2007

Tabelle 14: Bruttobeschäftigung durch erneuerbare Energien im Jahr 2007

Tabelle 15: Einsparung fossiler Primärenergieträger im Jahr 2007

Tabelle 16: Bilanzierung der Analyseergebnisse

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1 Einleitung

Konventionelle Energieträger wie Kohle, Erdgas, Erdöl und Kernenergie tragen traditionell die Hauptlast der Energieversorgung in Deutschland. Erneuerbare Energien wie Windenergie, Wasserkraft, solare Strahlungsenergie oder Biomasse setzten sich dagegen bisher unter normalen Umständen am Energiemarkt nicht durch, da ihre Erzeugungskosten zumeist höher sind als die von konventionellen Energieträgern. Im Zuge des ökologischen Bewusstseins und der weltweit knapper werdenden fossilen Brennstoffe haben Industrieländer, darunter auch Deutschland, unter anderem beschlossen, Fördersysteme für die Energieerzeugung aus erneuerbaren Energien zu installieren mit der Aussicht auf eine unerschöpfliche und umweltfreundliche Energieversorgung.^[1]

In Deutschland ist das zentrale Fördersystem das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), welches am 1. April 2000 das Stromeinspeisegesetz (StrEG) von 1991 ersetzt hat und in den Jahren 2004 und 2009 inhaltlich überarbeitet wurde. Das EEG fördert sowohl die Strom- als auch Wärmeerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern, wobei in dieser Arbeit der Fokus auf der Förderung im Bereich Stromerzeugung liegt. Bei dem EEG handelt es sich demnach um ein Fördermodell in Form einer Abnahmegarantie mit fixer Mindestprämienvergütung für eingespeisten Strom aus erneuerbaren Energien. Diese Vergütungen sind Anlagenbetreibern und Investoren über einen definierten Zeitraum garantiert und sorgen somit für Planungssicherheit. Bei der Vergütungshöhe wird lediglich nach der eingesetzten Technik, der installierten Leistung, dem Standort der Anlage und dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme unterschieden. Die Stromerzeugung aus EEG-Anlagen erfolgt somit nicht nachfrage- bzw. preisgesteuert, da die Stromvermarktungsvergütung für Anlagenbetreiber immer gleich ist. Die gezahlte Vergütung wird über die sogenannte EEG-Umlage vom Letztverbraucher des Produktes Strom finanziert. Ziel des Gesetzes ist ein verstärkter Einsatz erneuerbarer Energien zur Stromerzeugung in Deutschland als zentraler Bestandteil des Klimaschutzes und der Einhaltung der Vorgabe der Europäischen Union (EU) zur Reduzierung der Kohlendioxid (CO2)-Emissionen.^[2]

Durch Einführung des EEG hat sich der Anteil erneuerbarer Energien an der Bruttostromerzeugung in Deutschland in den letzten zehn Jahren mehr als verdoppelt. Das damals gesetzte Ziel, den Anteil an der gesamten Bruttostromerzeugung bis 2010 auf 12,5% zu erhöhen, wurde bereits 2007 erreicht. So hat die Bundesregierung im Rahmen ihres aktuellen integrierten Energiekonzepts das ursprüngliche Ziel für das Jahr 2020 von 20% auf nun mindestens 30%-Anteil erneuerbarer Energien an der Bruttostromerzeugung revidiert.^[3]

Dieser enorme Anstieg bringt neben positiven ökologischen Effekten hinsichtlich einer Reduzierung der CO2-Emissionen, auch weitere gesamtwirtschaftliche Nutzeneffekte mit sich. So wird durch den verstärkten Einsatz erneuerbarer Energien die Importabhängigkeit von fossilen Rohstoffen gesenkt und es entstehen neue Beschäftigungsfelder, die inländische Wertschöpfung und Arbeitsplatzschaffung bewirken. Diesen Erfolgen stehen jedoch auch Kosteneffekte gegenüber, die die Volkswirtschaft belasten. Durch den deutlichen Anstieg der EEG-Umlage in den letzten Jahren erhöhten sich die Belastungen für die Letztverbraucher. Im internationalen Wettbewerb stehende energieintensive Unternehmen sehen in dem aktuellen Fördersystem auf Grund steigender Stromkosten einen Wettbewerbsnachteil. Zudem stellt der enorme Ausbau die Energiewirtschaft zunehmend vor eine technische Herausforderung, da das Angebot erneuerbarer Energien zu einem großen Teil aus Technologien wie Wind- oder solarer Strahlungsenergie besteht, deren Stromerzeugung durch meteorologische Faktoren beeinflusst wird. Die daraus resultierende volatile Stromerzeugung kann das Gleichgewicht des gesamten Stromnetzes beeinflussen, da eine Synchronität von Angebot und Nachfrage nicht zu jeder Zeit gegeben ist. Des Weiteren wird die regional unterschiedliche Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien zunehmend durch Engpässe in den Stromnetzen begrenzt, was einen deutlichen Ausbau und Umbau des Stromnetzes erfordert.^[4]

Seit Einführung des EEG wird sowohl auf nationaler als auch internationaler Ebene über die gesamtwirtschaftliche Effizienz des aktuellen Fördersystems und über notwendige Anpassungen und Verbesserungsmöglichkeiten diskutiert. Vor diesem Hintergrund ist das Ziel dieser Arbeit, eine wirtschaftswissenschaftlich fundierte Analyse der gesamtwirtschaftlichen Kosten- und Nutzenwirkungen der Förderung erneuerbarer Energien, die sich auf Basis des EEG und des daraus resultierenden Zuwachses an EEG-Anlagen ergeben haben, zu erarbeiten. Hierbei wird auf Ergebnissen bereits vorliegender Gutachten aufgebaut. Das Ergebnis soll zeigen, inwieweit die deutsche Förderpolitik mit dem aktuellen Einspeisevergütungssystem eine volkswirtschaftlich kosteneffiziente Lösung zur Etablierung der erneuerbaren Energien im Stromportfolio Deutschlands ist.

Um sich ein entsprechendes Urteil bilden zu können, bedarf es zunächst einer Darstellung der Grundlagen und Rahmenbedingungen der deutschen Stromwirtschaft. Dabei wird auf die historische Entwicklung, die einzelnen Stufen der Wertschöpfungskette, die zur Verfügung stehenden Stromerzeugungsformen und die Preisbildung im Strommarkt eingegangen. Im nächsten Kapitel wird die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien charakterisiert. Dabei werden zuerst auf energie- und klimapolitische Strategien und Zielsetzungen dargestellt, welche die Grundlage für die Gestaltung des EEG sind. Im Anschluss wird die Funktionsweise des gesetzlichen Förderinstrumentes EEG erläutert. Dabei werden sowohl die erste Auflage des Gesetzes aus dem Jahr 2000 als auch die nachfolgenden Novellierungen der Jahre 2004 und 2009 inhaltlich betrachtet.^[5] Danach wird in Kapitel 3 ein Überblick über technische Rahmenbedingungen, Einsatzmöglichkeiten und die heutige Marktstellung regenerativer Stromerzeugungsformen gegeben.

Nachdem eine umfassende Wissensbasis zu erneuerbaren Energien und deren gesetzlicher Förderung in Deutschland vorgetragen wurde, werden schwerpunktmäßig die gesamtökonomischen Effekte der Förderung unter Anwendung einer Kosten-Nutzen-Analyse (auch Cost-Benefit-Analysis genannt) objektiv bewertet. Um eine derartige Analyse durchführen zu können, bedarf es dabei zunächst einer theoretischen Grundlage zur Vorgehensweise und zu Problemlösungsansätzen. Im Anschluss erfolgt die Analyse der Kosten- und Nutzeneffekte. Kostenseitig wird dabei spezieller Fokus auf die Mehrkosten gegenüber der Stromerzeugung aus nicht-erneuerbaren Energien, Kosten für Regel- und Ausgleichsenergie auf Grund volatiler Stromeinspeisung durch Wind- und solarer Strahlungsenergie, Transaktionskosten und Ausbau- und Umbaukosten des Stromnetzes gelegt. Dem soll dann der volkswirtschaftliche Nutzen gegenübergestellt werden. Hier werden unter anderem die Minderung der externen Kosten aus nicht-erneuerbaren Energieformen, die verringerte Importabhängigkeit und beschäftigungs- und umsatzwirksame Faktoren untersucht. Im Anschluss an die Analyse soll eine Gesamtabwägung der Kosten und Nutzenwirkungen erfolgen mit dem Ergebnis, ob das aktuelle Förderinstrument für erneuerbare Energien in ökonomischer Hinsicht ein gesamtwirtschaftlich sinnvolles Instrument darstellt. Mit einer Schlussbetrachtung und einem Ausblick wird die vorliegende Arbeit komplettiert.

Die zuvor beschriebene Struktur der Vorgehensweise zeigt Abbildung 1:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Leitfaden der Arbeit

(eigene Darstellung)

2 Grundlagen des Strommarktes

Wie bereits in Kapitel 1 erwähnt, wird in dieser Arbeit der Förderung des EEG im Bereich der Stromerzeugung untersucht, die Wärmeerzeugung wird nicht näher betrachtet. Für das Verständnis der später folgenden Analyse werden dazu in diesem Kapitel die benötigten Grundlagen des deutschen Strommarktes erläutert. Dabei wird zuerst das Produkt Strom und dessen besondere Eigenschaften beschrieben. Des Weiteren folgt ein Rückblick zur Entwicklung des Strommarktes mit besonderem Fokus auf den Liberalisierungsprozess Ende der 1990er Jahre. Dieser Rückblick soll dann den heutigen Aufbau der Stromwirtschaft mit der dazugehörigen Wertschöpfungskette erklären. Für die später folgende Analyse sind dazu die Wertschöpfungsbereiche Erzeugung, Übertragung und Handel von besonderer Bedeutung und werden daher umfassend vorgestellt. Zuletzt wird in diesem Kapitel die aktuelle Marktsituation des deutschen Strommarktes abgebildet, mit einem Überblick über die Anteilsstruktur der Energieträger an der Gesamterzeugung, der installierten Erzeugungsleistung und der Ausnutzungsdauer des Kraftwerkparks in Deutschland. Zudem werden die Vorkommen der zur Stromerzeugung einsetzbaren Primärenergieträger in Deutschland begutachtet, um festzustellen in wie weit Deutschland seine Stromversorgung mit heimischen Energieträgern in Zukunft abdecken kann.

2.1 Charakterisierung des Produktes Strom

Um ein grundlegendes Verständnis für die Stromwirtschaft zu erhalten, wird in diesem Absatz der technische und physikalische Hintergrund des Produktes Strom erläutert. Strom entsteht grundsätzlich durch eine Energieumwandlung. Energie ist dabei eine physikalische Einheit, welche in Brennstoffen wie Kohle oder in Energieträgern wie Dampf gespeichert ist.^[6] Bei der Energieumwandlung bzw. -anwendung kann zwischen drei verschiedenen Arten der Energie unterschieden werden. Primärenergien sind natürliche Rohstoffe, die noch keiner Umwandlung unterzogen wurden. Dazu zählen fossile Energieträger wie Kohle, Erdöl und Erdgas, die Kernenergie sowie erneuerbare Energien. Eine zweite Art der Energie ist die Endenergie, welche in einem Umwandlungsprozess, z. B. durch ein Kraftwerk, aus Primärenergie gewonnen wird. Diese unterscheidet sich in nicht-leitungsgebundene Energie wie Heizöl oder Benzin und in leitungsgebundene Energie wie Strom oder Fernwärme. Dritte Hauptform der Energie ist die Nutzenergie, die nach einer erneuten Umwandlung in Geräten des Endverbrauchers genutzt wird. Bespiele für Nutzenergie sind Licht oder Wärme.^[7] Den Prozess der Energieumwandlung bzw. -anwendung zeigt Abbildung 2.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Energieumwandlung und -anwendung

(in Anlehnung an Konstantin, P. (2009), S. 2)

Das Produkt Strom ist keine gewöhnliche Handelsware, denn es ist von physikalischen Spezifikationen geprägt, die gewisse ökonomische Auswirkungen zur Folge haben. Da diese für den weiteren Verlauf dieser Arbeit von Bedeutung sind, werden die elementaren Eigenschaften von Strom im Folgenden dargestellt:

Speicherbarkeit: Strom muss genau zu dem Zeitpunkt produziert werden, in dem er nachgefragt wird. Die Speicherung von Strom ist nur in geringem Umfang möglich, z. B. durch die Nutzung von Batterien oder Pumpspeicherkraftwerken, bei denen Wasser in einen hoch gelegenen Stausee gepumpt wird und bei Bedarf wieder bergab fließt und mithilfe von Turbinen und Generatoren Strom erzeugt. Grundsätzlich existiert jedoch keine ökonomisch effiziente Möglichkeit, die eine Speicherung von Strom in großem Maße ermöglicht.^[8] Die gesamte Kraftwerkskapazität in Deutschland muss daher auf den höchsten zwischenzeitlichen Strombedarf, ausgelegt sein, damit es zu keinem Stromausfall kommt.^[9]

Leitungsgebundenheit: Strom muss jedem Verbraucher durch entsprechende Netzstrukturen in Form von Transport- und Verteilungsnetzen zugänglich gemacht werden. Der Transport vom Kraftwerk zum Letztverbraucher erfolgt in Deutschland über Stromleitungen in einem Verbundnetz, d. h. dass mehrere Kraftwerke mit dem Netz verbunden sind und so der Ausfall eines Kraftwerkes durch den Einsatz eines anderen Kraftwerkes ersetzt werden kann, damit es zu keiner Unterbrechung der Versorgung kommt. Das gesamte Netzsystem muss dabei ebenfalls der Kapazität, die zur Spitzenlast transportiert wird, angepasst sein, d. h. die Leitungen müssen die dementsprechend nachgefragte Menge an Strom problemlos transportieren und verteilen können, ohne dass es zu einem Ausfall kommt.^[10]

Kuppelprodukt: Strom ist auf Grund seiner zwei essentiellen Bestandteile, zum einen der eigentlichen Stromleistung und zum anderen der ständigen Verfügbarkeit durch die entsprechenden Netzstrukturen, ein Kuppelprodukt. Diese beiden Bestandteile sind für den Letztverbraucher nur in Kombination wertvoll und nutzbar, ein einzelner Bestandteil, also nur Strom ohne Netzstruktur, oder nur die Netzstruktur ohne Strom, ist hingegen wirtschaftlich wertlos.^[11]

Geringe Substituierbarkeit: Strom ist die Grundlage für eine Reihe von Nutzenergieformen wie Licht oder Bewegung und lässt sich nur teilweise bis gar nicht durch andere Endenergieformen ersetzen. In gewissen Bereichen ist eine Substitution durch andere Energieträger möglich, beispielsweise bei der Erzeugung von Wärme durch Heizsysteme auf Basis einer Gasfeuerung. Jedoch ist das Substitutionspotential begrenzt, denn ein Großteil der Nutzenergieformen basiert ausschließlich auf Strom.^[12]

2.2 Historische Entwicklung und Liberalisierung des Strommarktes

Nachdem zuvor Eigenschaften des Produktes Strom charakterisiert wurden, wird im Folgenden die historische Entwicklung des deutschen Strommarktes vorgestellt. Dabei liegt der besondere Fokus auf der Liberalisierung des Marktes, welche die heutige Struktur und Funktionsweise des Strommarktes begründet.

Strommärkte sind weltweit verschieden organisiert und in unterschiedlichen Ausmaßen durch staatliche Regulierungen beschränkt. Regulierungen beeinflussen das Agieren und Handeln von Unternehmen durch ordnungspolitische Maßnahmen, wie Marktzugangs- und Preisregelungen, mit dem Bestreben Marktversagen bzw. -missbrauch zu verhindern.^[13] Die Erzeugung von Strom ist traditionell monopolistisch organisiert. Liegen die Eigenschaften eines Monopols vor, sollte gemäß wettbewerbspolitischer Theorie der Staat entweder durch Verstaatlichung oder Regulierung in den Betrieb eingreifen, da ansonsten die Monopolmacht missbraucht werden könnte.^[14]

Bis Ende der 1990er Jahre war der Strommarkt in Deutschland durch eine monopolistische Struktur mit wenigen überregionalen Verbundunternehmen gekennzeichnet. Letztverbraucher konnten ihre Stromversorger nicht frei wählen, sondern mussten Strom von dem in ihrem Gebiet zuständigen Energieversorgungsunternehmen (EVU), welches sowohl als Erzeuger, als Netzbesitzer und auch als Lieferant in einem geschlossenen Versorgungsgebiet agierte, beziehen. Die Begründung für diese Struktur lag darin, dass im Strommarkt Wettbewerb in gewissen Bereichen nicht funktioniert, da die Merkmale eines natürlichen Monopols vorliegen. Ein natürliches Monopol ist dann gegeben, wenn ein Alleinanbieter auf Grund von Größenvorteilen kostengünstiger und effizienter produzieren bzw. liefern kann als mehrere Anbieter. Für den Strommarkt sind hier vor allem Transport- und Verteilungsnetze als natürliches Monopol zu nennen, da diese mit besonders hohen Kapitalinvestitionen einhergehen und konkurrierende Netzsysteme gesamtökonomisch unwirtschaftlich sind.^[15]

Die Vor- und Nachteile der bis zur Liberalisierung im Jahr 1998 herrschenden Monopolstruktur konnten kontrovers diskutiert werden. Die Vorteile lagen hauptsächlich darin, dass die EVU durch sichere Einnahmen in den Aufbau einer stabilen und zuverlässigen Stromversorgung investieren und somit Versorgungssicherheit für den auf Strom angewiesenen Industriestandort Deutschland gewährleisten konnten. Nachteilig war jedoch, dass sich die EVU vornehmlich an der Weiterentwicklung der Technik mit dem Fokus der Versorgungssicherheit orientierten und die Bedürfnisse der Letztverbraucher nur wenig Beachtung fanden. Die Kosten der Stromproduktion waren in einem derartigen Verkäufermarkt letztendlich zweitrangig, da diese ohnehin von den Letztverbrauchern getragen werden mussten. Es fehlte somit jeglicher Kostenoptimierungsanreiz, sowohl auf Seiten der Verbraucher, denen die Auswahl des Anbieters verwehrt wurde, als auch auf Seiten der Versorger.^[16]

Die lange Zeit herrschende Monopolstruktur wurde erstmals Ende der 1980er Jahre durch die Erkenntnis, dass Wettbewerb in anderen Bereichen der Wertschöpfungskette außerhalb des als natürliches Monopol angesehenen Transport und Verteilungsnetzes möglich ist, in Frage gestellt. So schlug die Europäische Kommission bereits im Jahr 1988 die Öffnung nationaler Strommärkte zur Schaffung eines europäischen Binnenmarktes vor. Hauptantreiber der Auflösung der Monopolstruktur war letztendlich die EU, die im Zuge der Europäischen Integration primär nach verstärktem Wettbewerb und gemeinsamen Märkten strebte. Deutschland als Mitgliedsstaat der EU ist in energiepolitischen Gestaltungsmöglichkeiten nicht alleine entscheidungsbefugt, denn wegweisende Entscheidungen werden durch die EU festgelegt und haben Vorrang vor Rechtsnormen einzelner Staaten.^[17]

Mit der EU-Binnenmarktrichtlinie Elektrizität 96/92/EG vom 19. Dezember 1996 wurde die Liberalisierung des Strommarktes in Deutschland angestoßen. Der Begriff Liberalisierung bezeichnet dabei die Deregulierung bzw. Befreiung staatlicher Einflüsse auf wirtschaftliche Märkte.^[18] Das Ziel der Richtlinie war Monopole zu regulieren und Rahmenbedingungen für den Wettbewerb auf dem Strommarkt zu schaffen, um somit niedrige bzw. wettbewerbsfähige Strompreise für die Letztverbraucher sicherzustellen. Die Mitgliedsstaaten der EU mussten die Richtlinie innerhalb von zwei Jahren in nationales Recht übertragen, dem Deutschland mit dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) vom 24. April 1998 nachkam. Das EnWG ging dabei im Vergleich zu den gesetzlichen Gestaltungen der anderen EU-Mitgliedsstaaten über die europäische Vorgabe einer schrittweisen Eröffnung des Marktes hinaus.^[19]

Das Gesetz stellte eine Reihe von neuen Anforderungen an den Markt und dessen Teilnehmer. Die festgefügten Versorgungsgebiete in Deutschland wurden aufgehoben. Jeder Letztverbraucher durfte von nun an seinen Stromversorger frei wählen und somit auch eine Entscheidung treffen, aus welcher Erzeugungsart sein Strom produziert wird. Zentrales Element der Liberalisierung ist die per Gesetz verpflichtende Entflechtung der bisher in den Verbundunternehmen zusammengefassten Wertschöpfungsstufen Erzeugung, Netz und Vertrieb durch das sogenannte Unbundling-Verfahren. Nach der Liberalisierung sind die Unternehmen gezwungen, die einzelnen Bereiche der Wertschöpfungskette organisatorisch, rechtlich und bilanziell abzugrenzen. Einzig der Bereich Netz wird im liberalisierten Markt weiter als natürliches Monopol fortgeführt. Dabei wird jedoch gefordert, dass Netzbetreiber allen Nutzern einen diskriminierungsfreien Netzzugang bieten. Stromlieferanten, die über keine eigenen Netze verfügen, haben nun die Möglichkeit, Letztverbraucher mit Strom zu beliefern.^[20]

Nach der erfolgten Liberalisierung betraten bis zum Jahr 2000 einige neue Teilnehmer den deutschen Strommarkt. Auf Grund hoher Netzentgelte und einer damit verbundenen unwirtschaftlichen Marktsituation für Stromanbieter ohne eigenes Netz, zogen sich jedoch viele wieder aus dem Markt zurück. Auf Basis der durch die EU erlassenen Beschleunigungsrichtlinie für den Binnenmarkt für Strom und Gas vom 26. Juni 2003 wurde das EnWG einer Überarbeitung unterzogen und im Jahr 2005 rechtswirksam.

Die Reform brachte unter anderem die Einrichtung einer Regulierungsstelle, die heutige Bundesnetzagentur (BNetzA), mit sich, die für die Berechnung und die Genehmigung von Netzentgelten zuständig ist, sodass nun alle Netznutzer den Zugang zu den gleichen Bedingungen bzw. Entgelten erhalten. Durch die Gleichberechtigung bei der Erhebung der Netzentgelte und der ständigen Überwachung der BNetzA ist ein Stromlieferant, der gleichzeitig Eigentümer eines Netzes ist, somit nicht mehr besser gestellt als ein Stromlieferant ohne eigenes Netz.^[21]

2.3 Wertschöpfungskette der Stromwirtschaft

Die neuen gesetzlichen Anforderungen durch den zuvor beschriebenen Liberalisierungsprozess lösten eine entsprechende Entwicklung und Neuorganisation auf dem deutschen Strommarkt aus. Um einen Überblick über die heutige Struktur der Stromwirtschaft zu erhalten, wird nachfolgend der Aufbau der Wertschöpfungskette beschreiben. Dabei wird insbesondere der Bereich Übertragung und Verteilung und der Erzeugungsbereich detailliert dargestellt, da diese für die spätere Analyse wichtig sind. Der Bereich Handel, der ebenfalls der Wertschöpfungskette angehört, wird gesondert in Kapitel 2.5 im Zusammenhang mit der Vorstellung der Strompreisbildung ausgeführt.

Die heutige Aufbaustruktur der Wertschöpfungskette der Stromwirtschaft ist in der nachstehenden Abbildung 3 grafisch veranschaulicht:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3: Wertschöpfungskette im Strommarkt

(in Anlehnung an Markard, J. (2004), S. 68)

Der Aufbau lässt sich grundsätzlich in technische und wirtschaftliche Stufen unterteilen, wobei auch für jede technische Stufe wirtschaftliche Vorgänge wie beispielsweise die Vertragsverhandlung bzw. -gestaltung notwendig sind. Hauptsächlich technisch geprägt sind die Bereiche Erzeugung, Übertragung und Verteilung. Die Bereiche Beschaffung von Brennstoffen und Handel haben dagegen einen wirtschaftlichen Hintergrund.^[22] Im Folgenden werden die technischen Wertschöpfungsbereiche Erzeugung und Übertragung und Verteilung vorgestellt.

2.3.1 Übertragung und Verteilung

Der Sektor Übertragung und Verteilung behält als einziger Bereich im liberalisierten Strommarkt die Sonderstellung des natürlichen Monopols. Zu dem Bereich gehören sowohl der regionale, überregionale und internationale Stromtransport, als auch die lokale Stromverteilung zum Letztverbraucher einschließlich aller Messungen der Stromlieferungen. Das Verbundnetz kann in die vier Spannungsebenen Höchstspannung, Hochspannung, Mittelspannung und Niederspannung unterteilt werden, die alle durch Umspannanlagen miteinander verbunden sind. Je nach Größe bzw. Leistung eines Kraftwerkes wird der Strom über Umspannanlagen von der höchsten Spannungsebene bis zur niedrigsten Spannungsebene geliefert, wobei das Niederspannungsnetz letztendlich den Verbraucher versorgt.^[23]

Netzbetreiber können grundsätzlich gemäß ihrer Aufgabenstellung in Verteilungsnetzbetreiber (VNB) und Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) unterteilt werden. VNB steuern die regionale Verteilung des Stroms bis zum Verbraucher, ÜNB hingegen regeln den Stromtransport über weitere Distanzen. Das heutige Übertragungsnetz in Deutschland unterteilt sich in vier Regelzonen der Betreibergesellschaften Amprion GmbH (vormals RWE Transportnetz Strom GmbH), EnBW Transportnetze AG, TenneT TSO GmbH (vormals E.ON Netz GmbH) und 50hertz Transmission GmbH (vormals Vattenfall Europe Transmission GmbH).^[24]

Eine Regelzone ist dabei ein festgelegtes Gebiet, in dem der jeweilig zuständige ÜNB die Verantwortung trägt. Die einzelnen Regelzonen sind über Kuppelstellen miteinander verbunden. Zu den Regelzonen gehören auch die angeschlossenen Verteilungsnetze der VNB, die eigentumsrechtlich jedoch nicht im Zusammenhang mit den ÜNB stehen.^[25] Nachstehende Abbildung 4 zeigt die geographische Aufteilung der Regelzonen innerhalb Deutschlands:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4: Regelzonen der Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland

(in Anlehnung an Heuck, K., Dettmann, K.-D., Schulz, D. (2010), S. 4)

Da im liberalisierten Markt zu jeder Zeit sowohl Stromabnehmer aus dem Netz entnehmen, als auch Stromeinspeiser Strom ins Netz einspeisen dürfen, bedarf es für den Netzbetreiber einem detaillierten Monitoring, um eine korrekte Steuerung und Abrechnung vollziehen zu können. Auf Grund der Tatsache, dass Strom sich nicht ökonomisch sinnvoll speichern lässt, muss zu jeder Zeit genau so viel Strom produziert werden wie nachgefragt wird. Nur durch diese Ausgewogenheit ist die Stabilität des Stromnetzes sichergestellt, andernfalls würde es zu einem Blackout kommen. Aus diesem Grund ist es notwendig, die Einspeisungen und Entnahmen genau zu beobachten und zu planen. Binnen einer Regelzone werden deshalb für jeden Einspeise- und jede Entnahmestelle sogenannte Bilanzkreise gebildet. In diesem Bilanzkreis werden alle Einspeisungen und Entnahmen erfasst und aggregiert. Für jeden Bilanzkreis wird ein Verantwortlicher bestimmt, der dafür zu sorgen hat, dass seine Bilanz möglichst immer ausgeglichen ist, es also genauso viel einspeist wie entnommen wird.^[26]

Da die Abnahme oder Erzeugung jedoch nicht immer exakt abgeschätzt werden kann, entstehen folglich Unregelmäßigkeit zwischen der erwarteten Bilanz und der tatsächlichen Bilanz. Eine Abweichung kommt durch diverse Umstände zu Stande. Zum einen können Abweichungen im Bereich der Erzeugung entstehen, bedingt durch Kraftwerksausfälle oder volatile Erzeugungsformen, insbesondere der erneuerbaren Energien wie Wind- oder solare Strahlungsenergie. Zum anderen kann sich im Bereich der Nachfrage durch ungewöhnliche Ereignisse bedingt durch meteorologische Gegebenheiten oder besondere Ereignisse, wie beispielsweise einem im TV übertragenen Fussballspiel, eine Abweichung der Prognose ergeben.

Diese Abweichungen werden mittels Ausgleichsenergie durch den zuständigen ÜNB behoben. Da die in einer Regelzone auftretenden Bilanzkreise teilweise gegenläufige Beträge ergeben, heben sich diese untereinander auf und es wird ein Saldo aller Bilanzkreise gebildet. Dieser Saldo wird durch den ÜNB mittels Ausgleichsenergie ausgeglichen.^[27] Sollten bei der Prognose für die Leistungsbilanz einer gesamten Regelzone unvorhergesehene Abweichungen auftreten, werden diesen durch Regelenergie ausgeglichen, welche die Kraftwerksleistung temporär erhöht oder senkt um die Stabilität des Stromnetzes zu gewährleisten. Diese Form der Energiebereitstellung erfolgt durch die Kraftwerksbetreiber. Nachfolgend wird der Unterschied zwischen Ausgleichs- und Regelenergie in Abbildung 5 durch eine graphische Darstellung erläutert:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5: Ausgleichs- und Regelenergie

(in Anlehnung an Zander, W., Nailis, D. u. a. (2004), S. 16)

Für die Überwachung und Steuerung des Regelenergieprozesses sind die jeweilig zuständigen ÜNB verantwortlich. Sie beschaffen die Regelenergie durch ein Ausschreibungsverfahren. Regelenergie unterscheidet sich dabei zum einen in Primär- und Sekundärregelenergie und zum anderen in Minutenreserve. Diese drei Arten differenzieren sich durch die Geschwindigkeit ihres Einsatzes. Primär- und Sekundärregelenergie werden durch die ÜNB regelmäßig nachgefragt. Dabei muss Primärregelleistung binnen 30 Sekunden und Sekundärregelleistung binnen fünf Minuten in angeforderter Höhe bereitgestellt werden. Minutenreserve hingegen wird mittels telefonischer Instruktion von den Kraftwerksbetreibern angefordert und muss innerhalb von 15 Minuten abrufbar sein.^[28] In Deutschland nimmt bei der die Bereitstellung von Primärregelleistung fast der gesamte Kraftwerkspark teil, unabhängig von der jeweiligen Regelzone. Die Bereitstellung erfolgt mittels Freihalten eines bestimmten Anteils ihrer Erzeugungsleistung. Sekundärregelleistung wird durch den Einsatz von Spitzenlastkraftwerken wie Pumpspeicherwerken von dem in der Regelzone zuständigen ÜNB veranlasst. Die Minutenreserve wird eingesetzt, um die Sekundärregelleistung zu entlasten bzw. bei lang andauernder Anforderung zu unterstützen.^[29] Die Kosten, die der ÜNB für die zu beschaffende Regelenergie zu bezahlen hat, werden letztendlich in den Netznutzungsentgelten verrechnet.^[30]

2.3.2 Erzeugung

Abgesehen von dem zuvor dargestellten Bereich Übertragung und Verteilung ist in den anderen Bereichen der Wertschöpfungskette nach der Liberalisierung Wettbewerb entstanden, so auch im Bereich Erzeugung. Durch die Liberalisierung ergibt sich ein Optimierungsbedarf der Erzeugungskapazitäten für die Produzenten, denn die während einer monopolistischen Marktstruktur bestehende Möglichkeit der Kostenumwälzung eines groß angelegten konventionellen Kraftwerkparks auf den Letztverbraucher ist nicht mehr vorhanden.

Der Bereich Erzeugung kennzeichnet sich grundsätzlich durch die Umwandlung von Primärenergie in Strom durch den Einsatz verschiedener Kraftwerkstypen. Die Kraftwerkstypen lassen sich dabei nach verschiedenen Kriterien unterscheiden. Für den späteren Verlauf ist dabei vor allem die Unterscheidung zwischen eingesetzten Primärenergieträgern, der Prozessart und der Einsatzart von Bedeutung.^[31] Bei den eingesetzten Primärenergieträgern lässt sich schlicht zwischen den konventionellen und den erneuerbaren Energieträgern, die zur Stromerzeugung verwendet werden, unterscheiden. Die Prozessart lässt sich hingegen in thermische und nicht-thermische Kraftwerke differenzieren. Thermische Kraftwerke sind Kraftwerke, bei denen Strom auf Basis von Wärme, z. B. durch einen Verbrennungsprozess in einem Kohle- oder Kernkraftwerk, erzeugt wird. Bei nicht-thermischen Kraftwerken wird dagegen der Strom direkt aus der Quellenergie erzeugt, z. B. bei einer Windkraftanlage oder einem Wasserkraftwerk. So sind nicht-thermische Kraftwerke größtenteils auf den Einsatz von erneuerbaren Energien ausgelegt, da diese keinem Verbrennungsprozess unterliegen.^[32]

Von besonderer Bedeutung für das spätere Verständnis ist aber vor allem die Unterscheidung der Einsatzart der verschiedenen Kraftwerkstypen. Dabei unterscheidet man zwischen Grundlast-, Mittellast- und Spitzenlastkraftwerken. Um eine derartige Differenzierung vornehmen zu können, bedarf es zunächst einer Beschreibung der sogenannten Lastkurve der Stromnachfrage. Diese ergibt sich, wenn man die nachgefragte Strommenge zu verschiedenen Zeitpunkten im Tagesverlauf miteinander verbindet. Die Stromnachfrage verhält sich nie konstant, denn sie variiert je nach Tageszeit, Wochentag und Jahreszeit. So wird tagsüber mehr Strom nachgefragt als nachts, an Werktagen mehr als an Wochenenden und im Winter auf Grund von Witterungsverhältnissen und früher auftretender Dunkelheit ebenfalls mehr als im Sommer.^[33] In der nachstehenden Abbildung 6 ist die Lastkurve mit der Einteilung in Grund-, Mittel- und Spitzenlast für einen üblichen Wochentag von 0 bis 24 Uhr dargestellt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6: Lastkurve der Stromnachfrage

(entnommen von Binder, M. (2007), S. 4)

Da Stromnachfrage und -angebot zu jeder Zeit miteinander übereinstimmen müssen, damit es zu keinem Stromausfall kommt, muss der bestehende Kraftwerkspark in der Lage sein, plötzlich auftretende Änderungen in der Stromnachfrage zu decken. Die tägliche Einsatzplanung von Kraftwerksanlagen erfolgt auf Basis von Erfahrungswerten und hängt grundsätzlich von den Kostenstrukturen eines Kraftwerkes ab. Hauptaugenmerk wird dabei auf die variablen Kosten, die durch den Einsatz eines jeweiligen Kraftwerkes verursacht werden, gelegt. Unter den variablen Kosten sind verbrauchsabhängige Kosten zu verstehen, die bei der Stromerzeugung größtenteils durch die Brennstoffkosten zustande kommen.^[34],^[35]

Grundlastkraftwerke sind Kraftwerke, die den täglichen Grundbedarf an Strom decken und aus Kostengesichtspunkten möglichst rund um die Uhr, im Sommer wie im Winter, mit bis zu 8.000 Volllaststunden im Jahr in Betrieb sind und lediglich für Revisionsarbeiten abgeschaltet werden. Sie zeichnen sich durch hohe Investitions- und geringe variable Kosten und einer ständigen Verfügbarkeit aus. Es werden die Kraftwerkstypen eingesetzt, die bei einer hohen Nutzungsdauer die geringsten Stromgestehungskosten pro Kilowattstunde (kWh), d. h. die Kosten, die bei der Umwandlung des Primärenergieträgers in Strom anfallen, verursachen.^[36] Die Grundlast befriedigt etwa die Hälfte der gesamten Stromnachfrage in Deutschland und wird hauptsächlich durch Kern- und Braunkohlekraftwerke, aber auch durch Wasserkraftwerke abgedeckt.^[37] Mittellastkraftwerke wiederum decken mit bis zu 5.000 Volllaststunden im Jahr die tagsüber auftretende durchschnittliche Stromnachfrage, die nicht durch Grundlastkraftwerke gedeckt wird. Dabei werden typischerweise Steinkohlekraftwerke und Gaskraftwerke eingesetzt. Diese charakterisieren sich durch einfachere An- bzw. Abfahrbarkeit, geringere Investitionskosten und höhere variable Kosten im Vergleich zu Grundlastkraftwerke.^[38] Spitzenlastkraftwerke hingegen können durch sehr kurze An- und Abfahrzeiten innerhalb von wenigen Minuten die verschiedenen kurzfristig auftretenden Spitzen in der täglichen Stromnachfrage bedienen. Sie kennzeichnen sich dabei durch geringe Investitionskosten und sehr hohen variable Kosten. Typische Spitzenlastkraftwerke sind Gasturbinen- und Pumpspeicherkraftwerke.^[39]

Kraftwerksanlagen auf Basis erneuerbarer Energien, wie z. B. Wind- oder Photovoltaikanlagen, können gemäß der hier vorgestellten Einsatzart keiner dieser Kraftwerkstypen direkt zugeordnet werden, da ihr Leistungsvermögen von meteorologischen Faktoren abhängig ist und sie nur selten mit maximaler Leistung produzieren können.

2.4 Stromgestehungskosten

Wie im vorherigen Abschnitt beschrieben, werden Kraftwerke gemäß ihrer Kostenstruktur in unterschiedlichem Maße zur Stromerzeugung eingesetzt. Um die Zusammensetzung der Kostenstruktur verschiedener Kraftwerkstypen nachvollziehen zu können, wird in diesem Absatz das Prinzip der Stromgestehungskosten, erläutert. Dabei werden sowohl konventionelle als auch erneuerbare Stromerzeugungstechnologien begutachtet. Dieser Vergleich ist für die spätere Analyse der Ökonomie erneuerbarer Energieträger relevant.

Bei der Investitionsentscheidung für den Bau eines Kraftwerkes wird die Entscheidung für einen bestimmten Kraftwerkstyp auf Basis heutiger Markteinschätzungen gefällt. Dabei sind vor allem der Bedarf nach Erzeugungskapazität geprägt durch das Wirtschaftswachstum, die technische Entwicklung, die Preisentwicklung der Primärenergieträger sowie der Rohstoffe, die zum Anlagenbau benötigt werden, und energiepolitischen Rahmenbedingungen in Form von Umweltauflagen relevant. Insbesondere die zukünftige Preisentwicklung des einzusetzenden Primärenergieträgers kann bei der Festlegung auf einen spezifischen Kraftwerkstyp für die Ökonomie einer Investition entscheidend sein.^[40]

Eine Investition in einer Kraftwerksanlage verursacht über die gesamte Laufzeit der Anlage hinweg Einnahme- und Ausgabeströme. Einnahmen sind dabei fast ausschließlich die Erlöse aus dem Absatz der Stromleistung. Die Ausgaben sind vielseitiger, denn hier fallen Kapital-, Betriebs- und Brennstoffkosten sowie Kosten für CO2-Emissionszertifikate an.^[41] Mittels einer Investitionsrechnung kann ökonomisch beurteilt werden, ob die Investition sinnvoll ist oder nicht. Die Grundlage dafür liefert die Kostenseite einer Anlage in Form der Stromgestehungskosten gemessen in der Produkteinheit für Strom €/MWh, um diese mit anderen Anlagen vergleichen zu können.^[42]

Unter Stromgestehungskosten sind die Kosten zu verstehen, die für die Umwandlung eines Primärenergieträgers in Strom anfallen. Zu den Kosten gehören wie anfangs erwähnt Kapital-, Brennstoff- und Betriebskosten einer Kraftwerksanlage. Kapitalkosten sind zum einen die Kosten für die Herstellung der Anlage, zum anderen auch noch eine Vielzahl von weiteren Kosten, wie z. B. Kosten für Grundstücke und Gutachten oder Kosten für den Abbau der Anlage nach Einstellung des Betriebes. Zudem verstehen sich unter Kapitalkosten auch Zinsbelastungen, die je nach Größe der Anlage einen großen Anteil annehmen können. Die Betriebskosten lassen sich unterteilen in variable und fixe Betriebskosten. Dazu zählen unter anderem Kosten für Wartung, Instandhaltung, Versicherungen, Personal und Reparaturen.^[43]

Die Stromgestehungskosten weichen auf Grund der verschiedenen Kostenaspekte je nach Erzeugungsart und Kraftwerkstyp voneinander ab. Um die Stromgestehungskosten einer neuen Anlage berechnen zu können, können zwei Verfahren angewendet werden, zum einen das statische und zum anderen das dynamische Verfahren. Bei dem statischen Verfahren erfolgt die Berechnung ohne die Einbeziehung einer Kapitalverzinsung. Es werden die Gesamtkosten, die über die Laufzeit der Anlage hinweg anfallen, summiert und ins Verhältnis zur prognostizierten Stromerzeugungsmenge gesetzt, um einen vergleichbaren Wert in €/MWh zu erhalten. Dieses Verfahren wird allerdings nur bei relativ kleinen Investitionsprojekten angewendet.

Bei komplexeren und größeren Investitionsvorhaben wird das dynamische Verfahren angewendet, bei dem die Kapitalverzinsung und die unterschiedlichen Zahlungsströme mit einbezogen werden. Das meist angewendete Verfahren ist hierbei die Kapitalwertmethode.^[44] Dabei werden die Barwerte aller Einnahme und aller Ausgaben, die innerhalb der Laufzeit der Anlage anfallen, summiert und gegeneinander verrechnet Für den Barwert wird als Bezugszeitpunkt der Tag der Inbetriebnahme gewählt. Zahlungen, die vor der Inbetriebnahme anfallen, werden aufdiskontiert, Zahlungen und Einnahmen die danach aufkommen, werden abdiskontiert. Zur Diskontierung wird der Kalkulationszinssatz verwendet. Danach erfolgt eine Umwandlung in Kosten je Produkteinheit. Dabei wird der ermittelte Kapitalwert auf die geplante Stromerzeugungsmenge verteilt, um einen einheitlichen Wert in €/MWh zu erhalten, der beliebig mit anderen Anlagen vergleichbar ist.^[45]

Nachfolgend werden die jeweiligen Stromgestehungskosten der verschiedenen Stromerzeugungsarten miteinander verglichen. Dabei ist zu beachten, dass in dieser Arbeit nicht der Raum für eine detaillierte Herleitung der Stromgestehungskostenrechnung für jeden Kraftwerkstyp gegeben ist, so dass bereits berechnete Daten aus einer Studie des Institutes für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung der Universität Stuttgart herangezogen werden. Die Erhebung der Daten erfolgte unter Einsatz des dynamischen Verfahrens mit Ansatz aktueller Marktwerte und einer Diskontrate von 7,5%. Zudem wurden Standardkraftwerkstypen mit einer Inbetriebnahme im Jahr 2010 und entsprechenden durchschnittlichen Nutzungsstunden miteinander verglichen.^[46] In der nachstehenden Tabelle 1 sind die Stromgestehungskosten der konventionellen und erneuerbaren Energieträger aufgeführt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 1: Stromgestehungskosten einzelner Erzeugungsarten

(in Anlehnung an Wissel, S., Rath-Nagel, S. u. a. (2008), S. 13-15)

Der Darstellung ist zu entnehmen, das sich konventionellen Energieträger im Vergleich zu erneuerbaren Energieträgern durch teilweise deutlich geringere Stromgestehungskosten auszeichnen. Die Ergebnisse sind dabei nur Momentaufnahmen, denn alle Erzeugungsformen können sich in ihren Kostenstrukturen weiterentwickeln. So beabsichtigen Kernkraftwerksbetreiber eine Senkung der Kapitalkosten, Betreiber von fossilen Kraftwerken eine Reduzierung der Treibhausgasemissionen und Betreiber der erneuerbaren Energien eine Degression der Investitionskosten durch technische Weiterentwicklung und der Massenfertigung entsprechender Anlagen.^[47]

2.5 Strompreisbildung

Nachdem im letzten Absatz ein Überblick über die Einsatzart verschiedener Kraftwerkstypen und deren Kostenstruktur gegeben wurde, erfolgt nun eine Einführung in die Funktionsweise der Strompreisbildung im Rahmen des Stromhandels. Dies ist für den späteren Verlauf von Bedeutung, um zu verstehen, wie die durch das EEG geförderten erneuerbaren Energieträger mit ihrem Recht auf Voreinspeisung und feste Vergütung auf die Strompreisbildung der konventionellen Energieträger Einfluss nehmen.

Vor der Liberalisierung existierte die Funktion des Stromhandels nur innerhalb der vertikal integrierten Versorgungsunternehmen. Heute steht der Handel jedoch vermehrt im Fokus der Marktteilnehmer. Erzeuger konkurrieren um die Erzeugung und Bereitstellung von Strom und Versorger konkurrieren um die Belieferung an den Letztverbraucher. Diese Unternehmen treffen auf einem Großhandelsplatz zusammen, mit der Absicht Strom zu kaufen bzw. verkaufen. Der Großhandel, der über eine Börse oder durch außerbörsliche Over-the-Counter (OTC)-Geschäfte abgewickelt wird, umfasst dabei sowohl das physische Stromgeschäft, als auch das Geschäft mit finanziellen Derivaten.^[48]

Im Jahr 2001 vereinten sich die beiden deutschen Strombörsen Leipzig Power Exchange (LPX) und European Energy Exchange (EEX) zur neuen Strombörse EEX mit Sitz in Leipzig. Heutzutage werden etwa 15% des Stromverbrauchs in Deutschland über die EEX im Spotmarkt gehandelt. Die restlichen Anteile des Stromverbrauchs werden weiterhin außerbörslich in langfristig angelegten Geschäften gehandelt. Die Preisbildung für Strom in Deutschland erfolgt auf Großhandelsebene über den Spotmarkt an der EEX. Auf Grund der Anfangs erwähnten Besonderheiten des Produktes Strom gelten eigene Bedingungen und Regeln für den Strombörsenhandel, der sich in seiner Funktionsweise vom Handel an Aktienbörsen unterscheidet, wie nachstehend erläutert wird.^[49]

Unter Spotmarkt versteht man grundsätzlich den sogenannten Day-Ahead Markt, bei dem Stromprodukte auf Basis von Stundenkontrakten gehandelt werden. Hierbei wird die nachgefragte Stromlieferung des folgenden Tages durch ein Auktionsverfahren versteigert. Das Verfahren erfolgt in Form einer geschlossenen Auktion, d. h. es gibt nur eine Runde zur Gebotsabgabe. Die Teilnehmer, meistens Kraftwerksbetreiber, bieten dabei Stromleistung und Preise für jede Stunde des folgenden Tages an. Die angebotenen Leistungspreise basieren zumeist auf den jeweiligen Grenzkosten des Kraftwerkes. Unter den Grenzkosten sind die zusätzlichen Kosten der Erzeugung zur Deckung einer Einheit zusätzlicher Nachfrage zu verstehen.^[50] Nach Angebotsabgabe werden die Kraftwerke beginnend mit den geringsten Grenzkosten zuerst angefordert, danach die Kraftwerke mit höheren Grenzkosten, solange bis die jeweilige Stromnachfrage gedeckt ist. Das Gebot des zuletzt angeforderten Kraftwerkes bestimmt dann den Strompreis an der Börse, den sogenannten Market Clearing Price (MCP). Diesen Preis gibt demnach das teuerste Kraftwerk an, welches noch zur Deckung der Stromnachfrage gebraucht wird. Die günstigeren Kraftwerke erhalten diesen Preis ebenfalls für ihre angebotene Erzeugungsleistung. Die Zusammenführung aller Angebots- und Nachfragegebote, sowohl auf Stunden- als auch auf Blockbasis, erfolgt durch eine von der Börse erstellte interpolierte Angebots- und Nachfragekurve, die sogenannte Merit-Order Kurve. Der Schnittpunkt der beiden Kurven erzeugt für jede Stunde des folgenden Tages einen MCP.^[51]

Für den Fall, dass kein Preis ermittelt werden kann, da entweder die Nachfragekurve nicht die Angebotskurve schneidet oder umgekehrt, erfolgt eine zweite Auktionsphase, bei dem die Marktteilnehmer erneut Gebote abgeben können. Sollte auch bei der zweiten Auktionsphase kein MCP zustanden kommen, ist es der Geschäftsführung der Börse erlaubt, die nicht ausreichende Nachfrage anteilsmäßig auf das Angebot oder das nicht ausreichende Angebot anteilsmäßig auf die Nachfrage zu verteilen. Die notwendige Kontrolle der Netzkapazitäten dieser Handelsgeschäfte erfolgt durch den ÜNB. Engpässe, die sich möglicherweise ergeben könnten, sind von ihm zu steuern.^[52] Die folgende Abbildung 7 zeigt, wie die einzelnen Gebote nach der Höhe der Grenzkosten aufsteigend sortiert werden und die Stromnachfrage- die Stromangebotskurve in einem Punkt schneidet. Durch diesen Schnittpunkt werden sowohl der MCP als auch die Strommenge bestimmt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 7: Merit-Order Kurve

(entnommen von Statkraft (2009), S. 4)

Bei der Abgabe von Preisgeboten im zuvor beschriebenen Day-Ahead Markt gibt es zudem zwei Arten von Kapazitätszurückhaltung, die von Kraftwerksbetreiber ausgeübt werden können.^[53] Zum einen gibt es die physische Kapazitätszurückhaltung, bei der eigentlich betriebsbereite Kraftwerke gezielt aus dem Markt genommen werden, in dem in der Auktion von dem jeweiligen Betreiber kein Gebot abgegeben wird. Hierbei ist dem Kraftwerksbetreiber bewusst, dass sein Kraftwerk trotz geringerer Grenzkosten im Vergleich zum MCP nicht eingesetzt wird. Die Motivation dafür liegt in der Gewinnmaximierungsabsicht des Kraftwerkbetreibers. Durch die künstliche Zurückhaltung verschiebt sich die zusammengefasste Angebotskurve der Auktion nach links, ein teureres Kraftwerk rückt ein und der MCP erhöht sich dementsprechend. Durch die Herausnahme eines günstigen Kraftwerkes unterhalb des MCP generiert der Betreiber somit zuerst einen Verlust, da sein Kraftwerk still steht. Dadurch erhöhen sich jedoch die Einnahmen der Kraftwerke, die unterhalb des MCP angeboten haben. Sollten dem Betreiber Kraftwerke dieser Art gehören und die Differenz zum MCP ist höher als der Verlust den er aus dem Nicht-Einsetzen des günstigen Kraftwerkes erhält, ist diese Form der Zurückhaltung für ihn ökonomisch sinnvoll. Die Nachfrager hingegen zahlen den erhöhten Preis und der Strom wird auf diese Weise ineffizient produziert.^[54]

Des Weiteren gibt es die ökonomische Kapazitätszurückhaltung, bei der Kraftwerksbetreiber im Auktionsverfahren Preise aufrufen, die sich über den Grenzkosten des Kraftwerkes befinden. Die angebotenen Preise lassen sich dabei nach der jeweiligen Nachfragesituation unterscheiden. In Zeiten schwacher Nachfrage, in sogenannten Off-Peak-Zeiten, und einer Vielzahl zur Verfügung stehenden Kraftwerksanlagen entsprechen die Grenzkosten zumeist den variablen Kosten des Kraftwerkes. Hierbei spricht man auch von den kurzfristigen Grenzkosten. In Zeiten starker Nachfrage, in sogenannten Peak-Zeiten, wo Kraftwerkskapazität knapp ist, setzen sich die Grenzkosten aus den variablen Kosten und einem zusätzlichen Aufschlag, welcher die Knappheit ausdrückt, zusammen. Hierbei spricht man auch von den langfristigen Grenzkosten. Eine solche Preisbildung in Spitzenlastzeiten ist für den Strommarkt mit der Eigenschaft der praktischen Nicht-Speicherbarkeit von Strom bestimmend. Durch die im Tagesverlauf einzeln auftretenden Spitzenlastzeiten und der damit verbundenen Zahlungsbereitschaft der Nachfrager, ist für Spitzenlastkraftwerke eine Deckung der Vollkosten trotz weniger Einsatzstunden zu erreichen. Aus dieser Systematik lässt sich erschließen, dass die Kraftwerke mit geringeren Grenzkosten als der Höhe des MCP, in dieser Weise Beiträge generieren, um ihre Fixkostenanteile, wie Kapitalkosten, Kosten für Personal, Wartung und Instandhaltung decken zu können.^[55]

Der durch die zuvor beschriebene Day-Ahead Auktion ermittelte Börsenpreis hat einen essentiellen Einfluss auf die Preisbildung an anderen Strommärkten, wie z. B. auf den kurzfristigen OTC-Handel oder auf die Preisgestaltung von langfristigen Absatzverträgen für Letztverbraucher. Da weder ein Käufer noch ein Verkäufer bei einem Stromgeschäft außerhalb der Börse einen für sich schlechteren Preis als den an der Börse akzeptieren würde, gilt der Börsenpreis als ausschlaggebende Referenz. Die so ermittelten Spotpreise legen letztendlich die Stromkosten fest.^[56]

Neben der Day-Ahead Auktion gibt es im Spotbereich noch den kontinuierlichen Handel an der Börse, welcher zwischen 8 und 12 Uhr stattfindet und den Intraday Handel, der den Handel rund um die Uhr bis zu 75 Minuten vor der physischen Stromlieferung beschreibt. Zudem gibt es noch den Terminmarkt an der EEX, bei dem finanzielle und nicht-finanzielle Produkte in Form von Optionen und Futures gehandelt werden, welche zur Risikoabsicherung eingesetzt werden können.^[57] Sowohl der Intraday-Markt als auch der Terminmarkt sind jedoch für den weiteren Verlauf dieser Arbeit nicht von Bedeutung und werden daher hier nicht näher erläutert.

2.6 Energieträgereinsatz zur Stromerzeugung

Nach der bisher erfolgten Darstellung der grundlegenden Eigenschaften und Rahmenbedingungen der Stromerzeugung, der Übertragung und Verteilung und der Strompreisbildung in Deutschland, soll nun die aktuelle Marktsituation veranschaulicht werden, um einen Eindruck zu bekommen, welchen Anteil die verschiedenen Erzeugungsformen an der Stromerzeugung in Deutschland haben. Dabei werden aktuelle Daten zu Bruttostromverbrauch, Bruttostromerzeugung und Stromerzeugungskapazitäten dargestellt. Um eine gewisse Vergleichbarkeit erhalten zu können, werden zudem Daten des Jahres 1991 abgebildet. Zuletzt soll ein kurzer Überblick über die in Deutschland existierenden Vorkommen an Primärenergieträgern, welche zur Stromerzeugung eingesetzt werden, präsentiert werden. Dies dient dazu, im späteren Verlauf der Arbeit die Importabhängigkeit der Stromerzeugung in Deutschland zu untersuchen.

Mit einem Jahresverbrauch von 603 Terawattstunden (TWh) Strom im Jahr 2010 ist Deutschland der größte Strommarkt Europas und der sechstgrößte Strommarkt der Welt. Die Bruttostromerzeugung im Jahr 2010 betrug 620 TWh Strom, was einem Anstieg um etwa 15% gegenüber dem Jahr 1991 entspricht. Seit 1991 hat sowohl die Bruttostromerzeugung als auch der Verbrauch mit Ausnahme des Jahres 2009, welches bedingt durch die Folgen der weltweiten Wirtschafts- und Finanzkrise und des starken konjunkturellen Einbruchs rückläufig war, kontinuierlich zugenommen. Seit 2003 ist die Bruttostromerzeugung konstant höher als der Bruttostromverbrauch, so dass Deutschland als Nettoexporteur die überschüssigen Strommengen bis zum Jahr 2010 exportierte.^[58] Durch die am 17. März 2011 von der Bundesregierung beschlossene zwischenzeitliche Stilllegung der sieben ältesten Kernkraftwerke in Deutschland im Zusammenhang mit der atomaren Katastrophe in Japan, wurde Deutschland zum Nettoimporteur von Strom, d. h. es wurde in Deutschland mehr Strom verbraucht als produziert.^[59]

Die Struktur des Energieträgermix zur Stromerzeugung hat sich in den letzten Jahren verändert. So tragen heute zwar nach wie vor die konventionellen Energieträger die Hauptlast der Bruttostromerzeugung, jedoch gewannen vor allem die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und die Erdgasverstromung in den letzten Jahren an Bedeutung. Insgesamt hatten die konventionellen Energieträger Braunkohle, Steinkohle und Kernenergie im Jahr 2010 einen Gesamtanteil von 65% an der Bruttostromerzeugung, doch ihr Anteil ist rückläufig, denn im Jahr 1991 war es noch ein Anteil von 84%. Der bedeutendste Energieträger im deutschen Strommix ist die Braunkohle mit 24% Anteil an der Gesamterzeugung gefolgt von der Kernenergie mit 23% und der Steinkohle mit 18%. Insgesamt produzierten Kohlekraftwerke im Jahr 2010 263 TWh Strom, wobei sowohl Braunkohle als auch Steinkohle gegenüber dem Jahr 1991 7% bzw. 6% an der Gesamterzeugung verloren haben. Die Kernkraftwerke produzierten 2010 mit 139 TWh etwa 3% mehr Strom als im Vorjahr, ihr Anteil im Vergleich zu 1991 sank jedoch um 9%. Bedingt durch die atomare Katastrophe in Japan und dem damit beschlossenen Ausstieg aus der Kernenergie bis zum Jahr 2022 ist für die nächsten Jahren mit einem sinkenden Anteil der Kernenergie an der inländischen Bruttostromerzeugung zu rechnen.^[60]

Im Gegensatz zu den zuvor erwähnten anteilsmäßig rückgängigen Energieträgern konnten sowohl Erdgas als auch die erneuerbaren Energien in den letzten Jahren ein Wachstum verzeichnen. Mit 86 TWh Erzeugung im Jahr 2010 hat sich der Anteil von Erdgas mit aktuell 13% Anteil an der Gesamterzeugung gegenüber 1991 mehr als verdoppelt. Die größten Gewinne im Strommix konnten allerdings die erneuerbaren Energien verzeichnen. Hatten sie im Jahr 1991 noch einen geringen Anteil von 1% an der Gesamterzeugung, so erreichten sie im Jahr 2010 einen Anteil von 16,5%.^[61]

[...]

^[1] Vgl. Wiesmeth, H. (2003), S. 13-19.

^[2] Vgl. § 1 EEG (2000).

^[3] Vgl. BMWi, BMU (2010), S. 5.

^[4] Vgl. 50hertz Transmission GmbH, u. a. (2011), S. 2-6.

^[5] Die vom Deutschen Bundestag am 30. Juni 2011 verabschiedete Novelle des EEG mit Gültigkeit ab 1. Januar 2012 ist in dieser Arbeit nicht berücksichtigt worden.

^[6] Vgl. Diekmann, B., Heinloth, K. (1997), S. 18-22.

^[7] Vgl. Konstantin, P. (2009), S. 1-2.

^[8] Vgl. Reiche, D. (2005), S. 55.

^[9] Vgl. Koenig, C., Kühling, J., Rasbach, W. (2008), S. 39.

^[10] Vgl. Zahoransky, R. A. (2009), S. 20.

^[11] Vgl. Ströbele, W., Pfaffenberger, W., Heuterkes, M. (2010), S. 203.

^[12] Vgl. Ströbele, W., Pfaffenberger, W., Heuterkes, M. (2010), S. 205.

^[13] Vgl. Spicker, J. (2006), S. 34-35.

^[14] Vgl. Weise, P., Brandes, W., Eger, T., Kraft, M. (2005), S. 529-530.

^[15] Vgl. Peters, H-R. (2000), S. 190-191.

^[16] Vgl. Brasche, U. (2008), S. 105.

^[17] Vgl. Spicker, J. (2006), S. 36.

^[18] Vgl. Gabler (2009), S. 262.

^[19] Vgl. Wiesner, M. (2009), S. 36-38.

^[20] Vgl. Konstantin, P. (2009), S. 41-42.

^[21] Vgl. Nagel, B. (2010), S. 49-50.

^[22] Vgl. Monstadt, J. (2004), S. 205 ff.

^[23] Vgl. Konstantin, P. (2009), S. 393 ff.

^[24] Vgl. Heuk, K., Dettmann, K-D., Schulz, D. (2010), S. 4.

^[25] Vgl. Zander, W., Nailis, D. u a. (2004), S. 5.

^[26] Vgl. Koenig, C., Kühling, J., Rasbach, W. (2008), S. 84-85.

^[27] Vgl. Zander, W., Nailis, D. u a. (2004), S. 6.

^[28] Vgl. Amprion (2011).

^[29] Vgl. Ströbele, W., Pfaffenberger, W., Heuterkes, M. (2010), S. 233-234.

^[30] Vgl. Schwab, A. J. (2009), S. 882. und vgl. Müller-Kirchenbauer, J., Zenke, I. (2001), S. 696.

^[31] Vgl. Konstantin, P (2009), S. 180-182.

^[32] Vgl. Oeding, D., Oswald, B. R. (2004), S. 47-51.

^[33] Vgl. Seifert, J. (2009), S. 7-8.

^[34] Vgl. Konstantin, P. (2009), S. 182.

^[35] Die Kostenstruktur eines Kraftwerkes wird in Kapitel 2.4 nochmals im Detail behandelt.

^[36] Stromgestehungskosten werden in Kapitel 2.4 detailliert vorgestellt.

^[37] Vgl. Hirschl, B. (2008), S. 72-73.

^[38] Vgl. Strauß, K. (2009), S. 29-33.

^[39] Vgl. Oeding, D., Oswald, B. R. (2004), S. 53-54.

^[40] Vgl. Wissel, S., Rath-Nagel, S. u.a. (2008), S. 10-11.

^[41] CO2-Emissionszertifikate werden hier nicht näher thematisiert. Für ein Grundverständnis bietet sich Konstantin, P. (2009), S. 121 ff. an.

^[42] Vgl. Wolter, D., Reuter, E. (2005), S. 89-93.

^[43] Vgl. Wissel, S., Rath-Nagel, S. u.a. (2008), S. 16-17.

^[44] Neben der Kapitalwertmethode findet auch die Annuitätenmethode als dynamische Investitionsrechnung Anwendung. Diese Methode wird jedoch in dieser Arbeit nicht weiter berücksichtigt.

^[45] Vgl. Schmeisser, W. (2010), S. 223-224.

^[46] Vgl. Wissel, S., Rath-Nagel, S. u. a. (2008), S. 13-15.

^[47] Vgl. Kaltschmitt, M., Streicher, W., Wiese, A. (2006), S. 551-552.

^[48] Vgl. Spicker, J. (2006), S. 39-40.

^[49] Vgl. Jarass, L., Obermair, G. M., Voigt, W. (2009), S. 239-241.

^[50] Vgl. Konstantin, P. (2009), S. 292.

^[51] Vgl. Ockenfels, A., Grimm, V., Zoettl, G. (2008), S. 15-21.

^[52] Vgl. von Roon, S., Huck, M. (2010), S. 1-4.

^[53] Vgl. Bundeskartellamt (2011), S. 115-119.

^[54] Vgl. Jungbluth, C., Borchert, J. (2008), S. 216-225.

^[55] Vgl. Ockenfels, A., Grimm, V., Zoettl, G. (2008), S. 17-21.

^[56] Vgl. Ockenfels, A., Grimm, V., Zoettl, G. (2008), S. 4.

^[57] Vgl. Konstantin, P. (2009), S. 45-50.

^[58] Vgl. BMWi (2011), S. 22.

^[59] Vgl. Stern (2011).

^[60] Vgl. BMWi (2011), S. 23.

^[61] Die Entwicklung der Bruttostromerzeugung aus erneuerbaren Energien wird in Kapitel 3.1 nochmals gesondert aufgenommen.