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4 | 2014

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Energiewirtschaft Bild 5

Energiewirtschaft Bild 5 Tabelle 7 Primärenergieverbrauch der Welt nach Energieträgern. Ölreserven der Welt 1992 bis 2012. [MtOE/a] 13000 12000 11000 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 Kohle Naturgase Mineralöle Wasserkraft Sonst. Erneuerbare Kernenergie > der Anteil der Wasserkraft blieb mit 6,6 %annähernd gleich und > der Anteil der sonstigen erneuerbaren Energieträger deckte 1,9% weltweit. Im Zusammenhang mit der weltweiten Diskussion über die Problematik des Klimawandels und den zuergreifenden Maßnahmen fällt auf, dass der Anteil der kohlenstoffhaltigen Energieträger mit etwa 87% stagniert und weiterhin den dominanten Anteil amEnergieverbrauch darstellt. Dabei hat sich auch noch der Anteil der Kohlen in den letzten Jahren mit Schwerpunkt in den Schwellenländern immer weiter vergrößert. 2002 betrug er noch 25,5% und ist bis 2012 auf 29,9 %gestiegen. Diese Entwicklung wird sich voraussichtlich weiter fortsetzen, da in vielen Schwellenländern (verstärkt inAsien), aber auch in Industrieländern, erhebliche Kapazitäten neuer fossiler Kraftwerke gebaut und geplant werden. Einen Hinweis zur zukünftigen Versorgungssituation und der Vergangenheitsentwicklung hinsichtlich der weltweiten Reserven des Schlüsselenergieträgers Rohöl gibt Tabelle 7mit dem Stand der Ölreserven Ende des Jahres 2012 im Vergleich zu den Jahren 2011, 2002 und 1992 wieder. Erfasst sind bei diesen Daten laut Definition nur diejenigen Ölvorkommen, die gesichert bekannt sind und mit den heutigen Mitteln technisch und ökonomisch gefördert werden können. Bei der Bewertung dieser Daten ist zu beachten, dass sich technische und ökonomische Veränderungen (zum Beispiel neue Fördertechniken, Rohölpreise) mit entsprechender Verzögerung auf die Datenbasis auswirken. Zum Beispiel führt eine Erhöhung des sehr volatilen Ölpreises tendenziell zueiner Steigerung der sicher gewinnbaren Reserven, dabisher nicht ökonomisch erschließbare Reserven neu berücksichtigt werden können. Die veröffentlichten Daten zeigen, dass die Situation bei den Ölreserven mit insgesamt 1669 Mrd. Barrel Ende 2012 gegenüber 2011 fast gleich geblieben ist. Innerhalb dieser kurzfristigen Betrachtung ergaben sich auch bei der regionalenVerteilung keine gravierenden Unterschiede. Wenn man die inder Tabelle 7 erkennbaren langfristigen Trends betrachtet, wird jedoch klar, das sich die Vorratssituation in Nordamerika, Afrika, Mittel- und Südamerika und Europa in den vergangenen Jahren verbessert hat, während sie in Asien und Australien ungefähr gleich geblieben ist. Bei der Bewertung dieser Daten muss allerdings berücksichtigt werden, dass die absoluten Mengen in diesen Regionen imVergleich zu den gesamten Ölreserven relativ gering sind. Die Bedeutung des MittlerenOstens,der seine nutzbareVorratsbasis trotz steigender Ausbeutung in den letzten 20 Jahren um +22% steigern Jahr konnte, zeigt sein Anteil von 48,4% an den sicher gewinnbaren Reserven. In den Ländern Venezuela, Kanada, GUS und inAfrika konnten in Folge verstärkter Prospektionsbemühungen in den letzten zehn Jahren nennenswerte neue Vorkommen identifiziert werden. Die Vormachtstellung der Opec auf dem Rohölmarkt wird dokumentiert durch den momentanen Anteil von 72,6% bei den bekannten Ölreserven, während die OECD-Länder nur auf 14,3 %der Vorräte zurückgreifen können. Der R/P-Wert (Reichweite der gesichert gewinnbaren Reserven bei gleich bleibender Rohölproduktion) ist Ende 2012 mit 52,9 Jahren signifikant größer als inden 1990er Jahren und zu Beginn dieses Jahrtausends. Ergänzend erfasst sind in Tabelle 7 die zusätzlichen Vorräte der kanadischen und venezolanischen Ölsände, die die traditionellen Ölreserven um 23,2 %auf 2057 Mio. bbl vergrößern. Die vergleichbaren R/P-Daten für Erdgas ergeben für das Jahr 2012 einen Wert von 55,7 Jahren und für Kohle von 109 Jahren. Nordamerika Süd- und Mittelamerika Europa und Eurasia Mittlerer Osten Afrika Asien und Australien Ende 1992 Tausend Millionen barrels 122,1 78,8 78,3 661,6 61,1 37,5 Ende 2002 Tausend Millionen barrels 228,3 100,3 109,3 741,3 101,6 40,6 Ende 2011 Tausend Millionen barrels 221,0 326,9 140,3 797,9 126,6 41,4 Tausend Millionen barrels 220,2 328,4 140,8 807,7 130,3 41,5 Anteil [%] Ende 2012 13,2 19,7 8,4 48,4 7,8 2,5 R/P-Verhältnis 1) Ölreserven insgesamt 1 039,3 1 321,5 1 654,1 1 668,9 100,0 52,9 142,7 davon: OECD Non-OPEC 2) 207,1 OPEC 772,7 Kanada Ölsand Venezuela Ölsand 251,2 903,3 327,9 238,5 1 199,0 329,4 32,4 174,7 168,6 220,0 238,3 1 211,9 331,0 167,8 220,0 Öl- und Ölsandreserven 1 071,7 1 496,2 2 042,7 2 056,7 1) R/P ist das Verhältnis, das entsteht, wenn die Ölreserven (R) durch die Ölproduktion (P) geteilt werden 2) ohne die frühere Sowjetunion 14,3 72,6 19,8 38,7 > 100 22,4 78,1 37,7 13,6 33,4 88,5 25,8 38 BWK Bd. 66 (2014) Nr. 4

Energie- und Rohstoffmärkte Energie- und Rohstoffmärkte Trading Floor bei Vattenfall Energy Trading. Die Strommärkte in Zentral- und Westeuropa sowie in den nordischen Ländern wurden 2013 von unterschiedlichen Faktoren beeinflusst. InDeutschland hat der Zubau erneuerbarer Erzeugungskapazitäten die Bedeutung des Wetters vergrößert. Darüber hinaus dominierte der Kohlemarkt den deutschen Handel, während in den Niederlanden der Gaspreis imFokus war. Der skandinavische Markt wurde traditionell von den Reservoirständen getrieben. Auf dem deutschen Longterm- Markt verlor der Jahreskontrakt 2014 im Jahresverlauf 7,00 €/MWh. Er startete bei 45,00 €/MWh und handelte in Dezember 2013 bei 37,20 €/MWh. Niedrige Kohlenpreise waren ein Haupttreiber, zusätzlich bewerteten die Marktteilnehmer ein sich änderndes Verhältnis zwischen Angebot und Nachfrage: Auf der Angebotsseite setzten Wind- und Solarerzeugung ihr Wachstum fort. Die installierte Leistung nahm um jeweils 3000 MW zu, so dass Windanlagen eine Gesamtkapazität von 34 000 MWund Photovoltaik (PV)-Anlagen 35 700 MW erreichten. Der generierte Strom nahm jeweils um 2TWh zu, so dass die Windstromerzeugung 49TWh und die PV-Stromerzeugung 30 TWh betrug. Gleichzeitig sank die Nachfrage im Vergleich zu2012 um fast zwei Prozent auf 596 TWh. Dieswurde unteranderem von niedriger industrieller Produktion und verstärkten privaten und industriellen Energieeffizienzmaßnahmen verursacht. Auch auf dem Spotmarkt waren Kohlenpreise,wachsende erneuerbare Kapakönnen. In Deutschland bewegen sich die Clean-Spark-Spreads – die um den CO 2 -Preis bereinigte Marge für Gaskraftwerke – tief im negativen Bereich. Ein Rekordtief wurde Anfang Oktober erreicht, als der Spark Spread bei fast –15,00 €/MWh lag (Bild 2). Stabile Energiepreise in den Niederlanden Autor Marcus Bokermann, Head of Market Strategy imUnternehmensbereich Asset Optimisation and Trading (AOT) bei Vattenfall. zitäten und Energieeffizienz tonangebend. Durchschnittlich handelte der Day-Ahead-Base Anfang 2013 leicht über 40,00 €/MWh, rangierte Mitte 2013 niedriger und stieg zum Ende des Jahres wieder an. Am24. Dezember wurde mit –6,28 €/MWh ein Minusrekord erreicht – nicht für einzelne Stunden, sondern für den gesamten Day-Ahead-Base.Generell reduzierte die hohe Produktion von PV- Anlagen in den Mittagsstunden die Differenz zwischen Peak- und Off-Peak- Preisen (Bild 1). An einigen Tagen verursachte der Solarstrom somit negative Preise zu Hochlastzeiten –obwohl niedrige Notierungen zuvor stets mit geringer Last in den Nachtstunden verbunden waren. Ein Instrument zur Verringerung negativer Preise wurde mit dem Erneuerbare-Energien-Gesetz 2012 eingeführt und zeigte 2013 erste Wirkung: die Direktvermarktung erneuerbarer Kapazitäten. Neben der Reduzierung negativer Preise soll sie Erneuerbaren marktbasierte Preise verleihen und Produktion zu Zeiten hoher Nachfrage auslösen. 34 700 MW Grünstrom wurden 2013 bereits direkt vermarktet. Was auf der einen Seite positiv für Betreiber erneuerbarer Anlagen ist, stellt sich jedoch für die Betreiber konventioneller Kraftwerke als Herausforderung dar: Die Produktionsmargen, sogenannte Spreads, fielen so stark, dass viele Kraftwerke nicht mehr wirtschaftlich betrieben werden Im Gegensatz zum deutschen Markt wird die Energieerzeugung in den Niederlanden von gasbefeuerten Kapazitäten dominiert. Das Jahresband blieb überwiegend stabil und reflektierte somit die Situation im Gasmarkt. Esöffnete im Januar um 49,00 €/MWh und handelte im Laufe des Jahres in einem Bereich zwischen 45,00 €/MWh und 50,00 €/MWh. Da die grenzüberschreitenden Kapazitäten noch immer zu niedrig sind, umPreisunterschiede effizient auszugleichen, vergrößerte sich der Spread zwischen Deutschland und den Niederlanden weiter. Angespannter nordischer Markt entspannt sich zum Jahresende Traditionellerweise beeinflussen die Stände der Wasserreservoirs, die Hydro- Balance, den nordischen Strommarkt. Während der ersten Monate des Jahres blieb dieser wichtige Faktor tief im negativen Bereich. Dementsprechend handelte das Kalenderjahr 2014 vergleichsweise hoch zwischen 34,00 und 39,00 €/MWh. Dies hatte imOktober sogar zur Folge, dass das nordische Jahresband über dem deutschen lag (Bild 3). Nur während der letzten zwei Monate des Jahres überstieg die Hydro-Balance infolge starker Niederschläge den saisonalen Durchschnitt. Somit sank der Kontrakt und markierte mit 32,00 €/MWh den niedrigsten Stand des Jahres. BWK Bd. 66 (2014) Nr. 4 39

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