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11 | 2015

EnergieForum könnten

EnergieForum könnten die Rückstellungen für den reinen Rückbauprozess ausreichen. Grobe Schätzungen gehen für Deutschland von Rückbaukosten zwischen 15,5 bis maximal 23,3 Mrd. € aus. Die Entsorgungskosten von rund 15 Mrd. € sind hier allerdings noch nicht mit eingerechnet. Selbst wenn im Rahmen einer Stiftung, nach dem Vorbild der RAG, eine langfristige Lösung gefunden werden sollte, bleiben die Kosten immens. Die Kosten könnten im schlimmsten Fall also weiter steigen? Das ist richtig. Wenn man die Kosten für Stilllegung, Rückbau und Entsorgung addiert und die Risikorücklagen mit einbezieht, dürfte man in etwa auf eine Summe von 43 Mrd. € kommen. Bei 17 Kraftwerken, die noch bis 2022 rückgebaut werden müssen, wären das 2,5 Mrd. € pro Kraftwerk. Wie lange dauert der Rückbau eines Kernkraftwerks? Der vollständige Rückbau dauert in der Regel zwischen zehn und 15 Jahren, im Extremfall sogar bis zu 50 Jahre – das ist allerdings nur der Fall, wenn man sich entscheidet, einen sicheren Einschluss durchzuführen, damit die Strahlung auf ein niedrigeres Niveau abklingen kann. Dies bildet jedoch eher die Ausnahme als die Regel. Sollte diese Maßnahme aber Konstantin Graf, Senior Consultant im Bereich Energy & Industry bei der Innovationsund Technologieberatung Altran: „Die größte Herausforderung ist nach wie vor die ungelöste Endlagerproblematik, wodurch die Kosten langfristig weiter steigen dürften.“ Altran ... notwendig werden, laufen die Betriebskosten weiter, da das Gelände entsprechend gesichert werden muss. Welche weiteren Herausforderungen sehen Sie? Die größte Herausforderung ist nach wie vor die ungelöste Endlagerproblematik, wodurch die Kosten langfristig weiter steigen dürften. Weitere Verzögerungen könnten hier im schlimmsten Fall zu einem Stillstand beim Rückbau führen – nämlich dann, wenn die Zwischenlager nicht mehr ausreichend Platz bieten. Die veranschlagten Rückbaukosten würden dann immer weiter steigen. „Beim Rückbau auf Visualisierung und Modellierung setzen“ Welche Projekte hat Altran beim Thema Rückbau schon durchgeführt? Und welche Expertise ist dabei erforderlich? Altran führt gerade in Frankreich Projekte im Bereich der Kernenergie durch und kennt daher auch den Entwicklungsprozess von neuen Kraftwerken und die entsprechenden Kostenhebel. Wir haben auf diesem Gebiet schon einige Kunden beraten – diese Kompetenz fließt nun auch in Rückbauprojekte mit ein. Wir nutzen unsere Design-to-Value/Cost-Methode, um die hohen Rückbaukosten im ersten ... wurde 1982 in Paris gegründet und ist mit über 23 000 Mitarbeitern sowie rund 1,8 Mrd. € Umsatz im Jahr 2014 ein global führendes Beratungsunternehmen für Innovation und High-Tech-Engineering-Services in den Bereichen Luftfahrt, Fahrzeug, Energie, Finanzen, Gesundheit, Bahn und Telekommunikation. Die Angebote von Altran decken alle Stufen der Projektentwicklung von der strategischen Planung bis zur Fertigung ab und nutzen dazu das technologische Know-how der fünf Schlüsselbereiche der Gruppe: Innovative Product Development, Intelligent Systems, Lifecycle Experience, Mechanical Engineering und Information Systems. In Deutschland, mit Hauptsitz in Frankfurt am Main, zählt das Beratungsunternehmen rund 3 000 Mitarbeiter. i www.altran.de Schritt transparent zu machen und sie dann im zweiten Schritt reduzieren zu können. An dieser Stelle ist das Verständnis der sehr komplexen Zusammenhänge besonders wichtig. Altran setzt hier stark auf Visualisierung und Modellierung. Davon profitiert auch das Risikomanagement der Projekte, das gerade im Bereich der Kernkraft enorm wichtig ist. Darüber hinaus haben wir bereits in Frankreich kleinere Projekte durchgeführt und beispielsweise Kostensenkungen durch innovative Lösungen für die Verpackung radioaktiver Abfälle erzielt. Den Verpackungsprozess haben wir in den letzten Jahren ebenfalls optimiert. Verfügt Deutschland überhaupt über das notwendige technische Know-how für das Mammutprojekt Rückbau? Die aktuelle Situation in der Bundesrepublik ist in der Tat schwierig. Die Atomkraft gilt hierzulande als „tote Technologie“ und schon heute wird sie häufig als Teil einer dunklen Vergangenheit betrachtet. Welcher junge Deutsche hegt heute den Wunsch, Kernkraftingenieur zu werden? Der Ruf der Kernkraft war ohnehin nie der beste – nun verschwinden ganze Berufsbilder. Für die anstehenden Herausforderungen braucht es aber Leute, die sich mit der Technologie im allgemeinen auskennen und über die nötige technische Expertise verfügen – das wird besonders in den nächsten Jahren immer wichtiger werden. Ohne die technische Expertise ist ein Rückbau kaum machbar, da der Rückbauprozess an sich starken Reglementierungen unterliegt. Die Experten müssen nicht nur das technische Design der Anlagen, sondern auch die regulatorischen Rahmenbedingungen sehr gut kennen. Die Kernkraft bleibt also als gesellschaftliches Thema präsent? Absolut. Wie schon gesagt, Rückbau und Endlagerung werden uns noch bis zum Ende des Jahrhunderts begleiten. Und eins darf man auch nicht vergessen: Bei den finanziellen Größenordnungen, über die wir hier sprechen, bleibt die Kernkraft gerade aus wirtschaftlicher Perspektive ein interessanter Geschäftsbereich. Herr Graf, vielen Dank für das Gespräch. 48 BWK Bd. 67 (2015) Nr. 11

EnergieForum Verbesserung der Allokation bei synthetischen Standardlastprofilen Weiterentwicklung der Standardlastprofile Gas GASWIRTSCHAFT | Gasverteilnetzbetreiber prognostizieren den täglichen Gasverbrauch für Gewerbe- und HuK-Kunden (Haushalts- und Kleinverbrauchskunden) mit so genannten Standardlastprofilen (SLP). Die Prognose des Gasverbrauchs dieser nicht leistungsgemessenen Kunden wird hierbei in der Branche als Allokation bezeichnet. Derzeit werden zwei unterschiedliche SLP-Verfahren angewandt: das analytische SLP-Verfahren, das die Restlast (also den Verbrauch) des Vor-Vortages als Grundlage der Prognose nutzt, sowie das synthetische SLP-Verfahren, das den Verbrauch durch Profilfunktionen prognostiziert. Verschiedene Weiterentwicklungsmaßnahmen dieses Verfahrens wurden untersucht. Bild: w.r.wagner / pixelio.de Von der Mehrzahl der Verteilnetzbetreiber wird das synthetische SLP- Verfahren genutzt. Die Profilfunktionen bilden für verschiedene Kundentypen einen funktionalen Zusammenhang zwischen Temperatur und normiertem Gasverbrauch h ab (Bild 1). Jede der in Bild 1 dargestellten Funktionen steht hierbei für eine bestimmte Kundengruppe. Die Funktionen ermöglichen, die Allokation für den Folgetag anhand der prognostizierten Temperatur (sowie gegebenenfalls der Temperaturen der Vortage) zu bestimmen. Die Profile werden bisher als Sigmoidfunktion abgebildet: A h( υ) = ⎛ B ⎞ 1 + ⎝ ⎜ ϑ− ϑ ⎠ ⎟ Autoren 0 C + D (1) Michael Hinterstocker M.Sc., Jahrgang 1987, Studium Physik und Computational Science an der TU München. Seit 2013 wissenschaftlicher Mitarbeiter der Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH (FfE), München. i mhinterstocker@ffe.de Dr.-Ing. Serafin von Roon, Jahrgang 1975, Studium des Wirtschaftsingenieurwesens an der TU Berlin. Seit 2011 Geschäftsführer der Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH, München. i SRoon@ffe.de Dipl.-Ing. Benedikt Eberl, Jahrgang 1987, Studium Elektrotechnik an der TU München und der École Centrale de Lille. Seit 2014 wissenschaftlicher Mitarbeiter der Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH, München. i beberl@ffe.de Die Koeffizienten dieser Funktionen für die verschiedenen Kundengruppen wurden von der TU München im Zeitraum 1998 bis 2005 erarbeitet [1]. Im Jahr 2014 wurde im Rahmen einer Studie der Statusbericht zum SLP-Verfahren Gas erstellt [2]. Dieser untersucht das SLP-Verfahren und stellt die Auswirkungen sowohl auf Marktgebiets- als auch auf Verteilnetzebene dar. Dabei konnten mehrere Schwachstellen des bisherigen synthetischen SLP-Verfahrens identifiziert werden, die für systematische Abweichungen zwischen allokierter Gasmenge und tatsächlichem Verbrauch sorgen. Um diese Abweichungen zu reduzieren, wurden verschiedene Vorschläge zur Anpassung der Profile erarbeitet und anhand vorliegender Daten von Netzbetreibern untersucht und bewertet. Auf Basis der Ergebnisse dieses Statusberichts wurden eine Anpassung der Profilfunktion mit linearen Anteilen sowie ein saisonaler Faktor als vielversprechend ausgewählt und im Rahmen eines Folgeprojekts näher untersucht und ausgearbeitet [3]. Dazu standen Daten von bis zu 61 Verteilnetzen über insgesamt vier Gaswirtschaftsjahre zur Verfügung. Identifizierte Schwachpunkte der bisherigen Standardlastprofile Die Analysen der tatsächlichen Restlast der teilnehmenden Netze sowie Vergleiche zur mittels SLP berechneten Allokationsmenge zeigen wesentliche Abweichungen in drei Punkten: > Die Allokation bei sehr kalten Temperaturen ist zu niedrig. Es wird also durch die Verteilnetzbetreiber im Mittel ein zu geringer Gasverbrauch prognostiziert. Dies führt besonders bei Temperaturen im Bereich unter − 5 °C zu deutlichen systematischen Unterallokationen, die auch in den vorliegenden Marktgebietsdaten zu erkennen sind. > Der temperaturunabhängige Anteil der Profile ist zu niedrig angesetzt, es wird also im Warmwasserbereich ohne Heizungseinflüsse zu wenig allokiert. > Es treten saisonale Abweichungen auf, das heißt, der Gasverbrauch bei gleicher Temperatur unterscheidet sich zum Teil abhängig von der Jahreszeit. Die ersten beiden identifizierten Schwachpunkte können durch eine Anpassung der Profilfunktion behoben werden, da sie direkt auf den in der Funktion abgebildeten Zusammenhang zwischen Temperatur und Allokationsmenge zurückzuführen sind. Der beobachtete Saisonaleffekt hingegen erfordert eine zusätzliche Anpassung des SLP-Verfahrens, um die Abweichungen zu korrigieren. Bewertung der Verbesserungsmaßnahmen Zur Bewertung der Maßnahmen wird eine Kennzahl herangezogen, die die Abweichungen zwischen Allokation A (Prognose) und Restlast R (tatsächlicher Verbrauch) abbildet. Diese hierzu definierte Kennzahl wird im Folgenden als kumulierte absolute Netzkontoabweichung ∆j bezeichnet. Sie stellt ein Maß für den Gesamtbetrag der Abweichungen im BWK Bd. 67 (2015) Nr. 11 49

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