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06 | 2019

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Energietransport und

Energietransport und -verteilung Konventionelle Erzeugung Regenerative Erzeugung Energieträger / Technologien Kernenergie Braunkohle Steinkohle Erdgas Öl Pumpspeicher Sonstige konventionelle Erzeugung Kapazitätsreserve Wind (Onshore) Wind (Offshore) Photovoltaik Biomasse Wasserkraft Sonstige regenerative Erzeugung Summe konventionelle Erzeugung Summe regenerative Erzeugung Gesamte Erzeugung Nettostromverbrauch [TWh] Haushaltswärmepumpen [Mio.] Elektroautos [Mio.] Status quo 2017 9,5 21,2 25,0 29,6 4,4 9,5 4,3 0,0 50,5 5,4 42,4 7,6 5,6 1,3 103,5 112,8 216,3 530,1 0,7 0,1 Erzeugung Installierte Leistung [GW] (Veränderung gegenüber Szenariorahmen NEP Strom 2017 bis 2030) 2030 Szenario A Szenario B 0,0 (± 0,0) 0,0 (± 0,0) 9,4 (– 2,1) 9,3 (– 0,2) 13,5 (– 8,2) 9,8 (– 5,0) 32,8 (– 2,3) 35,2 (– 2,6) 1,3 (– 0,1) 1,2 (± 0,0) 11,6 (– 0,3) 11,6 (– 0,3) 4,1 (+ 2,3) 4,1 (+ 2,3) 2,0 (± 0,0) 3,0 (± 0,0) 74,3 (+ 20,1) 81,5 (+ 23,0) 20,0 (+ 5,7) 17,0 (+ 2,0) 72,9 (+ 14,2) 91,3 (+ 25,0) 6,0 (+ 0,5) 6,0 (– 0,2) 5,6 (+ 0,8) 5,6 (± 0,0) 1,3 (± 0,0) 1,3 (± 0,0) 74,7 (– 5,9) 73,2 (– 5,8) 180,1 (+ 41,3) 202,7 (+ 49,8) 254,8 (+ 35,4) 275,9 (+ 44,0) Verbrauch 512,3 (– 4,7) 1,1 (± 0,0) 1,0 (± 0,0) 543,9 (– 3,1) 2,6 (± 0,0) 6,0 (+ 3,0) Szenario C 0,0 (± 0,0) 9,0 (– 0,3) 8,1 (– 2,7) 33,4 (– 4,4) 0,9 (± 0,0) 11,6 (– 0,3) 4,1 (+ 2,3) 4,0 (± 0,0) 85,5 (+ 23,4) 17,0 (+ 2,0) 104,5 (+ 27,7) 6,0 (– 1,0) 5,6 (– 0,6) 1,3 (± 0,0) 69,1 (– 5,4) 219,9 (+ 51,5) 289,0 (+ 46,1) 576,5 (– 0,5) 4,1 (± 0,0) 10,0 (+ 4,0) Tabelle 3 Annahmen des Szenariorahmens 2019 bis 2030 für den Netzentwicklungsplan (NEP) und Vergleich gegenüber der Vorgängerversion 2017 [36; 38]. B erhöht sich die Anzahl von drei auf sechs Millionen und in Szenario C von sechs auf zehn Millionen Fahrzeuge. Eine weitere Neuerung im aktuellen Szenariorahmen ist ein stärkerer Fokus auf Flexibilitätsoptionen und Speichertechnologien. Die Maßnahmen im Bereich des Demand Side Managements (DSM) werden weiterhin auf 2 bis 6 GW an flexiblen Lasten abgeschätzt. Für Power-to-Gas (PtG)-Anwendungen wird jedoch von einem höheren Nutzungspotenzial ausgegangen. Dieses lag im letzten Szenariorahmen bei 1 bis 2 GW und wird in Szenario C (2019) auf 3 GW angehoben. Die größten Veränderungen betreffen die Annahmen zu Batteriespeichern. Bei PV-Batteriespeichersystemen lagen die Annahmen zwischen 3 und 6 GW. Nach der Anpassung liegen die Werte nun bei 6,5 GW im konservativen Szenario A und bei 10,1 GW im progressiven Szenario C. Des Weiteren werden explizit Großbatteriespeicher in die Szenarien und die Netzplanung aufgenommen. Die angegebenen installierten Leistungen liegen bei 1,5 bis 2,4 GW für 2030. Zusammenfassend stehen dem zusätzlichen Ausbau der erneuerbaren Energien somit ein erhöhtes Flexibilitätspotenzial gegenüber sowie ein reduzierter Nettostromverbrauch. Als Referenz für die Strommarktmodellierung wird im Szenariorahmen 2019 diesmal für alle drei Szenarien die gleiche CO 2 -Vorgabe von maximal 184 Mio. t CO 2 angenommen. Erdgasversorgung Nach Angaben der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (AGEB) [39] verringerte sich der Erdgasverbrauch in Deutschland gegenüber dem Vorjahr um rund 7,3 % und erreichte einen Wert von 3 034 PJ (2017: 3 273 PJ). Trotz der kalten Witterung im ersten Quartal des vergangenen Jahres, der mit einem Verbrauchsanstieg korrelierte, nahm der Jahresverbrauch insgesamt ab. Verantwortlich hierfür sind insbesondere Verbrauchsrückgänge bei der Raumwärmeerzeugung aufgrund höherer Temperaturen im gesamten Jahresverlauf. Das Erdgasaufkommen lag im Jahr 2017 bei etwa 6 573 PJ mit einer Importquote von 96 %. Die Exporte betrugen 3 143 PJ, was einem Anteil von knapp 48 % des gesamten Aufkommens entspricht. Dies verdeutlicht die wichtige Stellung Deutschlands als Drehscheibe für den europäischen Gastransit. Der Entwurf des Netzentwicklungsplans (NEP) Gas 2018 bis 2028 wurde im Laufe des vergangenen Jahres konsultiert. Nach Auswertung der Ergebnisse des Konsultationsprozesses wurde am 20. Dezember 2018 von der BNetzA ein Änderungsverlangen [40] an die Fernleitungsnetzbetreiber gestellt, die bis März 2019 Zeit hatten, den Entwurf zu modifizieren. Darüber hinaus schlagen die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) in Ergänzung zum Entwurf des NEP Gas 2018 bis 2028 vor, bei der Versorgungssicherheitsvariante TENP (Trans Europa Naturgas Pipeline) 54 km zusätzliche Transportinfrastruktur zu bauen. Konkret sollen drei Netzausbaumaß nahmen mit einem Investitionsvolumen von zusammen 171 Mio. € realisiert werden. Den entsprechenden Entwurf [41] haben die Fernleitungsnetzbetreiber am 1. August 2018 an die BNetzA übermittelt. Wichtige Pipelineprojekte und geplante Flüssiggasterminals Nach Erteilung der Genehmigungen von Deutschland (Teilstück: 85 km), Russland (Teilstück: 114 km) und Finnland (Teilstück: 374 km) ist mit dem Bau der Nord- Stream-2-Pipeline begonnen worden. Die Baugenehmigungen für Schweden (Teilstück: 510 km) und Dänemark (Teilstück: 139 km) stehen noch aus. Die Nord- Stream-2-Pipeline verläuft von Ust Luga, Russland, durch die Ostsee nach Lubmin in Mecklenburg-Vorpommern. Mittlerweile sind mehr als 200 km der insgesamt 1 230 km langen Pipeline fertiggestellt. Die Kosten der Pipeline, die als Doppelstrang mit einer jährlichen Transportkapazität von 27,5 Mrd. m 3 je Strang (Durchmesser: 58 BWK Bd. 71 (2019) Nr. 6

Energietransport und -verteilung 48 Zoll) ausgelegt ist, belaufen sich in - klusive Finanzierungskosten auf rund 9,5 Mrd. € [42]. Mit der Fertigstellung der Pipeline wird Ende 2019 gerechnet. Finanziert wird die Nord-Stream-2-Pipeline von Gazprom, BASF Wintershall, Uniper, Shell, Engie und OMV. Den größten Anteil hält die Gazprom mit etwa 51 %. Sowohl bei der Europäischen Kommission als auch bei vielen östlichen EU-Mitgliedsstaaten stößt der Bau auf große Widerstände. Nach Ansicht der Kritiker ermögliche die Pipeline Russland, sämtliche Gasexporte unter Umgehung der Ukraine durchzuführen. Darüber hinaus erhöhe sie die Abhängigkeit von russischen Gasimporten und konterkariere die Strategie einer Diversifizierung von Energieimporten in die EU. Demzufolge steht die Nord-Stream-2-Pipeline auch nicht auf der PCI-Liste der Europäischen Kommission, die alle Energieinfrastrukturprojekte von gemeinschaftlichem EU-Interesse beinhaltet, die zu einer Erhöhung der Versorgungssicherheit beitragen. Zusätzlicher Druck wurde durch die amerikanische Regierung ausgeübt, die das Projekt zu verhindern versucht. Sie drohte allen am Nord-Stream-2-Projekt beteiligten Unternehmen mit Sanktionen und übte auch Druck auf einige Mitgliedsstaaten aus [43; 44]. Ein weiteres Hindernis ist die in Planung befindliche Novellierung der Gasbinnenmarktrichtlinie. Sie sieht vor, dass Gasleitungen, die das europäische Gasnetz mit Drittstaaten verbinden, die Regeln des Gasbinnenmarktes erfüllen müssen. Nach diesen Regeln gilt das „Unbundling“. Danach sind Transport und Gaslieferungen strikt zu trennen. Da Gazprom gleichzeitig Lieferant ist und die Mehrheitsanteile an der Nord-Stream- 2-Pipeline hält, ist dies nicht mit den geplanten Gasbinnenmarktregeln zu vereinbaren. Gemeinsam mit Frankreich und einigen anderen Staaten stellte sich Deutschland gegen diese geplante Novellierung der Binnenmarktrichtlinie, um den Bau der Pipeline zu ermöglichen. Nachdem Frankreich im Januar 2019 überraschend angekündigt hatte, doch für den vorliegenden Richtlinienvorschlag zu stimmen, drohte das Nord-Stream-Pipelineprojekt zu scheitern. In einem in letzter Minute ausgehandelten Kompromiss verständigte man sich darauf, dass die Zuständigkeit für Pipelines mit Drittstaaten (wie zum Beispiel Russland) bei dem EU- Land liegt, in dem die Leitung erstmals auf das europäische Netz trifft. Ursprünglich war vorgesehen, dass die EU diese Zuständigkeit hat. Diese liegt nun auf deutscher Seite. Die BNetzA wird damit zukünftig die Aufgabe haben, die Einhaltung der novellierten Gasbinnenmarktrichtlinie zu überwachen. Der Kompromiss ermöglichte, dass der Bau der Pipeline weiter fortgesetzt werden konnte. Am 13. Februar 2019 verständigten sich der Europäische Ministerrat und das Europäische Parlament auf die ausgehandelte Änderung der Gasrichtlinie. Die Richtlinie soll noch vor dem Sommer 2019 in Kraft treten, sodass für die Nord-Stream-2-Pipeline die neuen Regeln der Gasrichtlinie angewendet werden müssen. Mit der Europäischen Ferngasleitung (Eugal) erfolgt der Bau einer weiteren Erdgasleitung, die von der Ostsee (Lubmin) über Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg und Sachsen bis zur Grenze in die Tschechische Republik führt. Die 480 km lange Pipeline (Auslegungsdruck: 100 bar) verläuft parallel zur existierenden Ostsee-Pipeline-Anbindungsleitung (Opal)-Pipeline. Die Pipeline, die aus zwei Strängen besteht, wird eine jährliche Transportkapazität von maximal 55 Mrd. m 3 haben. Das Eugal-Projekt besitzt eine große strategische Bedeutung, da sie das westeuropäische Netz mit dem osteuropäischen Netz verbindet. Gaslieferungen in die osteuropäischen Länder sind somit möglich. Sämtliche Planfeststellungsbeschlüsse wurden im Laufe des vergangenen Jahres erteilt, sodass mit dem Bau begonnen werden konnte. Der erste Leitungsstrang soll Ende 2019 fertiggestellt werden und in Betrieb gehen. Der zweite Leitungsstrang wird parallel gebaut und wird etwas später in Betrieb genommen. Anteilseigner an der Eugal-Pipeline sind die Gascade Gastransport GmbH (BASF und Gazprom) mit einem Anteil von 51 % sowie die Unternehmen Fluxys, Gasunie und Ontras mit Anteilen von je 16,5 % [45]. Das Pipelineprojekt Zeelink wurde als Einzelprojekt bereits im Nationalen NEP Gas 2015 aufgenommen und verbindet den LNG-Terminal in Zeebrügge mit dem deutschen Erdgasnetz. Anteilseigner sind Open Grid Europe mit 75 % sowie Thyssengas mit 25 %. Das Zeelink-Projekt ist auch in Zusammenhang mit der Umstellung von L- auf H-Gas zu sehen. Die Gesamtkosten (inklusive Verdichter) belaufen sich auf 600 Mio. €. Auf deutschem Gebiet verläuft die Pipeline über 215 km von Aachen-Lichtenbusch über Krefeld bis nach Legden im Münsterland. Planfeststellungsbeschlüsse liegen seit Januar 2019 für die Regierungsbezirke Aachen und Düsseldorf und damit für 165 km Pipelinelänge vor. Mit dem Bau wurde kurz danach begonnen. Die Inbetriebnahme ist für das Jahr 2021 vorgesehen [46]. Um die Gasversorgung zu diversifizieren, sollen in Deutschland Flüssiggasterminals gebaut werden. Pläne für den Bau von Flüssiggaspipelines gab es in den letzten Jahrzehnten immer wieder, die jedoch aufgrund fehlender Wirtschaftlichkeit scheiterten. Als mögliche Standorte werden derzeit Wilhelmshaven, Stade und Brunsbüttel genannt. Die Planungen sind auch vor dem Hintergrund der umstrittenen Nord- Stream-2-Pipeline zu sehen. Für den Standort Wilhelmshaven plant das Unternehmen Uniper gemeinsam mit der japanischen Reederei Mitsui O.S.K. Line (MOL) ein schwimmendes LNG-Importterminal. Die Anlage, die von der Reederei MOL betrieben werden soll, ist für eine Ausspeisekapazität von jährlich 10 Mrd. m 3 konzipiert und soll in 2022 in Betrieb gehen. Uniper wird die Gasvermarktung übernehmen. Das Unternehmen Gasunie LNG Holding will gemeinsam mit zwei weiteren Partnern (Vopak LNG Holding, Oiltanking GmbH) ein LNG-Terminal in Brunsbüttel bauen. Die geplante Jahreskapazität soll 5 Mrd. m 3 betragen. Am Standort Stade planen die LNG Stade GmbH, das australische Finanzunternehmen Macquarie Capital sowie das chinesische Unternehmen CHEC den Bau eines LNG-Terminals. Die Jahreskapazität des Terminals, das auf dem Gelände des Unternehmens Dow Chemical errichtet werden soll, beläuft sich auf rund 4 Mrd. m 3 . Die LNG-Projekte Stade und Wilhelmshaven sind bereits im NEP Gas 2018 bis 2028 berücksichtigt. Für den Bau von mindestens zwei Terminals stellt das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie Förderungen in Aussicht. Lange Zeit war unklar, ob die Gasfernleitungsbetreiber verpflichtet sind, die Flüssigkeitsterminals anzuschließen, oder die LNG-Terminalbetreiber diese Kosten tragen müssen. Das BMWi kündigte an, die Gasnetzzugangsverordnung zu ändern. Damit sollen die Gasfernleitungsnetzbetreiber verpflichtet werden, die Terminals anzuschließen. Die Kosten der Netzbetreiber sollen in der Anreizregulierungsverordnung als Investitionsmaßnamen eingestuft werden, was eine Refinanzierung über die Gasnetzentgelte ermöglichen würde. Literatur Die Literaturstellen zu dieser Jahresübersicht sind auf der BWK-Homepage über den Menüpunkt „Literaturverzeichnisse“ aufrufbar. i www.eBWK.de BWK Bd. 71 (2019) Nr. 6 59

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