Aufrufe
vor 6 Monaten

06 | 2019

  • Text
  • Deutschland
  • Anlagen
  • Energien
  • Leistung
  • Bild
  • Deutlich
  • Erneuerbaren
  • Entwicklung
  • Beziehungsweise
  • Vergleich

Energietransport und

Energietransport und -verteilung Der geplante Neubau eines Braunkohlekraftwerks am Standortort Niederaußem mit einer Kapazität von rund 1 000 MW Leistung ist vom Oberverwaltungsgericht NRW, Düsseldorf, gestoppt worden. Das Gericht erklärte den notwendigen Bebauungsplan für unwirksam, da er formelle Mängel aufwies. Vor dem Hintergrund des Votums der Kohlekommission, aus der Kohleverstromung auszusteigen, dürfte die geplante Anlage für den Betreiber RWE nur noch wenig Relevanz haben. Ausstieg aus der Kohleverstromung Am 6. Juni 2018 beschloss das Bundes - kabinett die Einsetzung einer Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung“ (auch Kohlekommission genannt) [13]. Motiviert durch die im Klimaschutzplan bis zum Jahr 2030 gesetzten Klimagasreduktionsziele soll der Ausstieg aus der Kohleverstromung vorbereitet und eingeleitet werden. Die Kommission hatte den Auftrag, hierfür ein Aktionsprogramm aufzustellen. Schwerpunkte waren die Schaffung einer konkreten Perspektive für neue Arbeitsplätze in den betreffenden Regionen, die Entwicklung eines Instrumentenmix für den Strukturwandel sowie Vorschläge für zielgerichtete Investitionen in die Regionen. Darüber hinaus sollten Maßnahmen erarbeitet werden, mit denen das Reduktionsziel für den Energiesektor zuverlässig erreicht werden kann, einschließlich einer Folgenabschätzung. Des Weiteren sollten ein Plan zur Reduzierung und Beendigung der Kohleverstromung einschließlich eines Abschlussdatums und der hierfür notwendigen rechtlichen, wirtschaftlichen, sozialen, renaturierungsund struktur politischen Begleitmaßnahmen vorgelegt werden. Die Kommission setzte sich aus insgesamt 28 Mitgliedern aus Politik, Gesellschaft, Wirtschaft und Wissenschaft zusammen. Die Kommission wurde durch einen Staatssekretärsausschuss begleitet, dem alle betreffenden Ministerien angehörten. Der Endbericht der Kommission [14] wurde am 26. Januar 2019 veröffentlicht. Die Arbeit der Kommission wurde durch eine Vielzahl von Studien [15 bis 26] begleitet, in denen Ausstiegsszenarien beziehungsweise -pfade aus verschiedensten Perspektiven sowie Strukturdaten analysiert wurden. Die meisten Studien analysieren die emissions- und kostenseitigen Auswirkungen eines Kohleverstromungsausstiegs. Inwieweit aus netztechnischer Sicht auch Versorgungssicherheit gewährleistet ist, wird in den meisten Studien nicht thematisiert. Lediglich eine vom Deutschen Verein des Gas- und Wasser - faches (DVGW) in Auftrag gegebene Studie [22], die einen Ersatz von Braunkohlekraftwerken durch Erdgaskraftwerke analysiert, umfasst auch entsprechende Stromnetzberechnungen sowie Redispatchanalysen. Die Studie kommt zu dem Schluss, dass ein Ersatz durch Erdgaskraftwerke und ein Abschalten der Braunkohlekraftwerke zu einer veränderten lokalen Netzbelastung führt, bedingt durch die unterschiedlichen Erzeugungsstandorte. Unter diesen Randbedingungen können nach Ansicht der Autoren Netzengpässe nicht in ausreichendem Maße behoben werden, da nicht genug zuschaltbare Erzeugungskapazitäten an den geeigneten Standorten vorhanden sind und somit nicht ausreichend Redispatchpotenzial zur Verfügung steht. Könnten die Braunkohleblöcke als Netzreserve genutzt werden, wäre nach Ansicht der Autoren ein ausreichendes Redispatchpotenzial für den Fall angespannter Netzsituationen vorhanden. Die Kohlekommission empfiehlt in ihrem Abschlussbericht, dass im Zeitraum von 2018 bis 2022 Braunkohle- und Steinkohlekraftwerke schrittweise in dem Umfang stillgelegt oder über das KWK-Gesetz umgerüstet werden, sodass sich die Leistung der am Markt agierenden Kraftwerke im Jahr 2022 auf rund 15 GW Braunkohle und 15 GW Steinkohle reduziert. Verglichen mit dem derzeitigen Bestand bedeutet dies ein Rückgang um etwa 5 GW Braunkohlenkraftwerkskapazität sowie um 7,7 GW Steinkohlenkraftwerkskapazität. Eine blockscharfe Empfehlung, welche Blöcke in welcher Reihenfolge abgeschaltet werden sollen, wurde von der Kommission bewusst nicht vorgenommen. Darüber hinaus wird empfohlen, die derzeit in der Netzreserve befindlichen systemrelevanten Kohlekraftwerke in Höhe von 2,3 GW auf Gasfeuerung umzurüsten. Die Umsetzung der Vorschläge soll auf der Basis einvernehmlicher Vereinbarungen auf vertraglicher Grundlage mit den Betreibern erreicht werden. Dies umfasst sowohl Entschädigungsleistungen wie auch Regelungen zur sozialverträglichen Ausgestaltung. Ausgehend von den Zielen des Klimaschutzplans für die Energiewirtschaft spricht sich die Kommission für den Zeitraum 2023 bis 2030 für eine Verringerung der im Markt befindlichen Kohlekraftwerke auf maximal 9 GW (Braunkohle) beziehungsweise maximal 8 GW (Steinkohle) aus. Dies würde bedeuten, dass bis zum Jahr 2030 im Vergleich zum heutigen Bestand über 25 GW kohlegefeuerte Kraftwerkskapazität abgeschaltet beziehungsweise umgerüstet werden müsste. Vergleicht man die von der Strukturkommission vorgeschlagene Entwicklung mit dem aktuellen Szenariorahmen [27] des neuen Netzentwicklungsplans NEP 2030 (Version 2019), entspricht der Vorschlag in etwa der Kapazitätsentwicklung des Szenarios C. Wie Ex-Post-Analysen [28] zeigen, wiesen die in den letzten 15 Jahren abgeschalteten Kohlekraftwerke mittlere Nutzungslebensdauern von etwa 40 Jahren (Steinkohlenkraftwerke) sowie 45 Jahren (Braunkohlenkraftwerke) auf. Hierbei handelt es sich um Durchschnittswerte, sodass im Einzelfall die Nutzungslebensdauern auch deutlich höher lagen. Legt man diese mittleren Werte zugrunde, errechnet sich ein altersbedingter Rückgang des Gesamtbestandes (Bild 5). Vergleicht man diese Werte mit den Empfehlungen der Strukturkommission, wird deutlich, dass die Empfehlungen zur Braunkohlekapazitätsentwicklung bis zum Jahr 2030 in etwa der Bestandsrückganglinie folgen. Demgegenüber ist der Ausstieg aus der Steinkohleverstromung insbesondere in den Anfangsjahren gegenüber dem zu erwarteten altersbedingten Rückgang äußerst ambitioniert. Es ist anzumerken, dass es sich bei den vorgeschlagenen Zahlen der Kommission um die Kapazitäten handelt, die aktiv am Strommarkt teilnehmen. Die gesamte installierte kohlegefeuerte Kraftwerksleistung wird eventuell höher liegen, da gegebenenfalls auch kohlegefeuerte Kraftwerkskapazitäten für Netzreserven beziehungsweise zur Netzstabilisierung vorgehalten werden müssen, die allerdings nicht am Markt teilnehmen dürfen. Für die Umsetzung der Beschlüsse empfiehlt die Kommission für den Abbau von Braunkohlekapazität einvernehmliche Verhandlungslösungen mit Entschädigungszahlungen. Der Rückgang der Steinkohlekraftwerkskapazitäten soll mit einer sogenannten freiwilligen Stilllegungsprämie angereizt werden. Als Abschlussdatum für die Kohleverstromung wird das Jahr 2038 empfohlen. Allerdings soll auch die Möglichkeit eines vorgezogenen Ausstiegs bis zum Jahr 2032 in Erwägung gezogen werden. Voraussetzung sind eingehende Prüfungen. Hierzu zählt auch der Prüfungsvorbehalt der Bundesnetzagentur hinsichtlich der Systemrelevanz bei Anzeigen eines Stilllegungsbegehrens. Um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, empfiehlt die Kommission ein Versorgungssicherheits-Monitoring, das über dem nach EnWG § 51 geforderten Monitoring hinausgehen und weiterentwickelt werden soll, indem zum Beispiel kontinuierliche Stresstests durchgeführt werden sollen. Die Kommission sieht auch die Ge- 52 BWK Bd. 71 (2019) Nr. 6

Energietransport und -verteilung Bild 5 Entwicklung der kohlegefeuerten Kraftwerkskapazität (gesamt) auf Basis von Nutzungslebensdauern sowie die Kapazitäts - empfehlungen (im Markt) der Kohlekommission. fahr, dass der Strommarkt keine ausreichenden Investitionsanreize setzt und der notwendige Kapazitätsersatz (Bau von Gaskraftwerken) ausbleiben könnte. Sie empfiehlt für diesen Fall die Prüfung eines systematischen Investitionsrahmens, der in der Lage ist, rechtzeitige Investitionsanreize zu setzen. Darüber hinaus soll das bestehende Reservekapazitätsinstrumentarium umfassend genutzt werden. Eine Ausweitung der Kapazitätsreserve wird kritisch gesehen, da sie nach Ansicht der Kommission zu weiteren Marktverzerrungen führen würde. Sie sollte daher begrenzt werden. Hauptmotivation des Kohleverstromungsausstiegs ist die Reduzierung der CO 2 -Emissionen, die im Kontext des Zertifikathandels zu sehen ist. In diesem Zusammenhang weist die Kohlekommission darauf hin, dass es gemäß der Reform des Europäischen Emissionshandels den Mitgliedsstaaten ab 2021 möglich sein wird, für Kraftwerksstilllegungen aufgrund nationaler Maßnahmen Emissionszertifikate aus dem nationalen Versteigerungsbudget zu löschen. Die Kommission geht davon aus, dass die Strompreise durch den Ausstieg steigen werden und demzufolge von einer zusätzlichen Belastung der Stromkunden auszugehen ist. Die jährlichen Mehrkosten werden auf rund 2 Mrd. € geschätzt. Die Kommission empfiehlt, diesen Anstieg zum Beispiel durch Zuschüsse auf die Übertragungsnetzentgelte zu kompensieren. Der Bericht der Strukturkommission enthält eine Vielzahl von strukturellen und sehr konkreten Maßnahmen, um die Wertschöpfung beziehungsweise Arbeitsplätze in den betreffenden Regionen zu erhalten. Die Kommission empfiehlt, die hierfür erforderlichen Kosten in Höhe von etwa 40 Mrd. € aus dem Bundeshaushalt zu nehmen. Stromnetze Die Besitzanteile (Tabelle 1) am Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz wurden bislang zu 60 % vom belgischen Übertragungsnetzbetreiber Elia und zu 40 % von einem australischen Infrastrukturfond (IFM Investors) gehalten. Im April 2018 verkaufte IFM Investors 20 % der Anteile an den Gesellschafter Elia, dessen Anteil damit auf 80 % anstieg. Der Wert des Anteilpakets betrug 976 Mio. €. Die restlichen 20 % des australischen Unternehmens standen ebenfalls zur Disposition. Hieran bekundete der chinesische Staatskonzern MW 30 000 25 000 20 000 15 000 10 000 5 000 20 500 Steinkohle (40 Jahre) Empfehlungen der Kohlestrukturkommission Ausstieg 2032 bis 2038 0 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050 Netzbetreiber Amprion TenneT 50Hertz TransnetBW 18 100 15 000 max. 8 000 Anteile [%] 25,1 74,9 80 20 100 86,88 13,12 und Netzbetreiber State Grid Corporation of China (SGCC) großes Interesse, der bereits schon an anderen europäischen Netzbetreibern Anteile hält. Die Bundesregierung verhinderte die Übernahme aus sicherheitspolitischen Erwägungen. Sie begründete ihre Entscheidung damit, dass es sich bei dem Stromübertragungsnetz um eine kritische Energieinfrastruktur handle. Sie beauftragte die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) den zur Disposition stehenden Anteil zu erwerben. Längerfristig sollen die Anteile wieder veräußert werden [29]. Der Preis für das KfW-Anteilspaket entsprach in etwa dem Preis, der von dem belgischen Netzbetreiber Elia für das erste 20 %-Paket bezahlt wurde. Die BNetzA legte bereits 2016 für die 3. Regulierungsperiode eine Absenkung der geltenden Eigenkapitalsätze von 9,05 % auf 6,91 % (Neuanlagen) beziehungsweise von 7,14 % auf 5,12 % (Altanlagen) fest. Gegen die von der Bundesnetzagentur festgelegten Eigenkapitalzinsätze wurde von den Übertragungsnetzbetreibern Klage eingereicht. Am 22. März 2018 entschied das Oberlandesgericht Düsseldorf, dass die von der BNetzA festgelegten Eigenkapitalzinssätze zu niedrig sind. Dagegen hat die BNetzA Rechtsbeschwerde max. 9 000 Tabelle 1 Anteilseigner an den deutschen Übertragungsbetreibern. Braunkohle (45 Jahre) Eigentümer RWE AG M31 Beteiligungsgesellschaft mbh & Co., bestehend aus ärztliche Versorgungswerke (Brandenburg und Westfalen-Lippe), Munich Re, Ergo, Swiss Life, Talanx, Ampega/HDI Elia TSO, Belgien Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) TenneT Holding (Eigentümer: Niederlande) Energie Baden Württemberg AG (EnBW) Neckarwerke Stuttgart GmbH eingelegt. In diesem Zusammenhang ist darauf hinzuweisen, dass nur auf 40 % der Investitionssumme entsprechend der Netzentgeltverordnung die Eigenkapitalsätze angewendet werden dürfen. 60 % werden über die entsprechenden Stromund Gasnetzentgeltverordnungen abgerechnet. Netzlänge Die Gesamtlänge des elektrischen Netzes über alle Spannungsebenen betrug im Jahr 2017 rund 1,8 Mio. km (Tabelle 2). Ein Vergleich mit dem Vorjahr ist nur bedingt möglich, da an dem Monitoring gegenüber dem Vorjahr sehr viel weniger Unternehmen teilnahmen. So beteiligten sich lediglich 819 von insgesamt 890 Verteilnetzbetreibern. Die Netzlänge im Niederspannungsbereich dürfte somit deutlich größer sein. Nach Angaben der BNetzA beliefen sich die Netzverluste auf insgesamt 27,5 TWh (2016: 26 TWh) – ihr Anteil am Nettostromverbrauch betrug gut 5 %. Von den Verlusten entfallen 7,9 TWh auf die Höchstspannungs-, 5,3 TWh auf die Hochspannungs-, 5,7 TWh auf die Mittelspannungs- sowie 8,6 TWh auf die Niederspannungsebene [30]. BWK Bd. 71 (2019) Nr. 6 53

Ausgabenübersicht