Energiewirtschaft I Winter-Sem 2012/13

Prof. Dr. Wolfgang Ströbele Lehrstuhl für Volkswirtschaftstheorie

WWU Münster

Energiewirtschaft I

Prof. Dr. Wolfgang Ströbele

Lehrstuhl für Volkswirtschaftstheorie

Energiewirtschaft I Grobplanung zur Orientierung

WS 2012/13 Literatur

Ströbele et. al.

1 10.10.2012 Das Energieproblem, Vor- und Nachteile von Energieträgern Kap. 1.1 - 1.4

2 17.10.2012 Energiebilanzen, McKelvey-Diagramm; Ressourcenreichweiten Kap. 2 - 3.1

3 24.10.2012 Ressourcenökonomik: Hotelling, Adelman, Backstops Kap. 3.2 - 3.5

4 31.10.2012 Energie und Umwelt I: Grundlagen Kap. 4.1 - 4.3

5 07.11.2012 Energie und Umwelt II: "klassische" Schadstoffe und CO2-Problem Kap. 4.4 - 4.6

6 14.11.2012 Stein- und Braunkohle I Kap. 6.1 - 6.4

7 21.11.2012 Stein- und Braunkohle II Kap. 6.5 - 6.6

8 28.11.2012 Öl I: Mineralöl, Geschichte des Ölmarktes Kap. 7.1 - 7.2

9 05.12.2012 Öl II: Öl(produkten)nachfrage, Angebot, Lager, Ölpreise Kap. 7.3 - 7.5

10 12.12.2012 Öl III: Der Weltölhandel heute, Ölmarkt in Deutschland Kap.7.6., 7.3.2

Energiewirtschaft I

02.01.2013 WEIHNACHTSFERIEN

11 09.01.2013 Erdgas I: Energieträger, Förderung, Transport, Geschichtliches Kap. 8.1 - 8.2

12 16.01.2013 Erdgas II: Marktstrukturen in Westeuropa und Deutschland Kap. 8.3 - 8.5

13 23.01.2013 Kernenergie: Urannutzung in LWR, WAA, neue Reaktoren Kap. 9

14 30.01.2013 regener. Energieträger: Technik, Einsatzbereiche, Förderung in D. Kap. 10.1 - 10.5

Literatur: Basisliteratur:

Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes: Energiewirtschaft, 3. Auflage, Oldenbourg, 2012

Ergänzungen werden je nach Bedarf ins Netz gestellt. ergänzend: statistische Unterlagen von EXXON, BMWI, BMU, …

empfehlenswert: Zeitschriften für Energiewirtschaft, Energieinformationsdienst, Energiewirtschaftliche Tagesfragen, ...alle am Lehrstuhl verfügbar.

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Das Energieproblem: Gesetz von der Zunahme der Entropie: Tendenz zur Einförmigkeit

• Das nach wie vor extrem heiße Erdinnere sorgt für Bewegungen der Erdkruste, faltet sie auf, lässt anderswo Massen wieder versinken, etc.

• Ebbe und Flut verdanken ihren Antrieb der Bewegungsenergie von Erde und Mond, die um einen gemeinsamen Schwerpunkt kreisen, der wegen der deutlich größeren Masse der Erde sehr nahe des Erdmittelpunktes liegt. Dadurch werden beide Himmelskörper, praktisch kaum messbar, über die Jahrtausende geringfügig langsamer (Gravitationsenergie).

• Sonnenenergie = Fusionsreaktor; von ein winziger Bruchteil dessen Energie die Erde erreicht. Sonnenenergie ist lebensnotwendig: Photosynthese der Pflanzen, Erwärmung der Erde etc.

Bis 1709: Nutzung regenerativer Energien (Bevölkerungszahl ca. 1 Mrd.!!); heute: großtechnische Nutzung fossiler Brennstoffe und Kernspaltung. Neue Tendenz: technische Nutzung regenerativer Energien (Wasserkraft, Biogas, Windenergie,...)

Abb. 1.1: Natürliche und anthropogene Energieumsätze auf der Erdoberfläche und in der Atmosphäre.

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• rund 180 Mrd. MW Sonnenenergieeinstrahlung, die ständig die Erde erreichen

• Davon wird etwa ein Drittel bereits vor dem Auftreffen auf die erdnahen Schichten der Atmosphäre reflektiert (Albedo)

• 300–400 Mill. MW (≈ 0,2 % der Sonneneinstrahlung) wird in Wind- und Wellenbewegungsenergie umgewandelt,

• 70–80 Mill. MW durch Photosynthese in Pflanzen verschiedenster Art als chemische Energie in Form von Stärke oder Holz gespeichert ( ≈ 0,04 %)

• Der biologische Energiebedarf für die Menschen beträgt bei der derzeitigen Erdbevölkerung rund 0,8–0,9 Mill. MW, die durch Nahrungsmittel, d.h. letztlich aus Photosynthese gedeckt werden müssen (tatsächliche Erzeugung viel höher: Anteil Fleisch, Abfall, schlechte Vermarktung, …)

• Die Erdoberfläche (samt den Bereichen 25 km oberhalb und 10 km unterhalb) ist somit unter Energieaspekten kein geschlossenes System, sondern weist eine Energiezufuhr von Sonne und in geringerem Ausmaß Erdwärme und umgewandelter Gravitationsenergie auf..

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• Leben auf der Erdoberfläche wäre ohne eine gewisse Wärmeausgleichs-funktion im Tag-Nacht-Rhythmus nicht möglich. Da das Weltall extrem kalt ist, wären ohne eine abschirmende Atmosphäre die Nächte sehr kalt und auch im „Sommer“ mit Frost verbunden – Landwirtschaft ??

• Die mit wenigen Kilometern Höhe sehr dünne Atmosphäre sowie die darüber liegenden Schichten geben somit eine für das Leben wünschens-werte Treibhauskonstellation.

• CO2 ist also kein „Gift“, sondern günstig für unsere Temperatur zum Leben und wichtig für die Photosynthese.

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• Energie aus natur- und ingenieurwissenschaftlicher Sicht: Energie ist die Fähigkeit, (physikalisch) Arbeit zu leisten. Dies kann sich auf den atomaren oder molekularen Bereich beziehen (chemische Umwandlungen, Schmelzen), auf mechanische Arbeit wie das Heben einer Masse in den 3. Stock eines Gebäudes oder den Transport von Massen in endlicher Zeit von einem Ort zum anderen oder ganz einfach auf das Verändern von Temperaturen wie das Bereitstellen von warmem Wasser im Haushalt oder Prozesswärme (teils sehr hohe Temperaturen) in der Industrie. • Vielzahl von Maßeinheiten für Energie: Kcal, kWh, SKE, BtU, RÖE, PJ, … • 1 J = 1 Watt-Sekunde = Arbeit, um einen Körper mit Masse 102 g um einen

Meter (friktionslos) anzuheben (für Experten: Differenz der Höhenenergie bei Standardgravitation);

• Atomphysiker rechnen in Milli-und Piko-J, • Energiewirtschaftler rechnen in PJ oder TJ

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Abkürzungen für 10-er Potenzen

Kilo k Tausend 103 Mega M Million 106 Giga G Milliarde 109 Tera T Billion 1012 Peta P Billiarde 1015 Exa E Trillion 1018

Achtung: Andere Zählung in Amerika !! Eine Billion US-$ (dort) = eine Milliarde US-$ (hier) Im Zweifelsfall nach Zehnerpotenz fragen ! Eine Wattstunde (Wh) entspricht 3600 Joule (J) bzw. 3,6 Kilojoule (kJ); Strom-Jahresverbrauch eines mittleren Haushalts = 4000 kWh Umrechnung der Energieträger nach Wärmeäquivalenten.

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kJ kcal kWh kg SKE kg RÖE m3 Erdgas

1 Kilojoule (kJ) - 0,2388 0,000278 0,000034 0,000024 0,000032

1 Kilokalorie (kcal) 4,1868 - 0,001163 0,000143 0,0001 0,00013

1 Kilowattstunde (kWh) 3.600 860 - 0,123 0,086 0,113

1 Steinkohleeinheit (SKE) 29.308 7.000 8,14 - 0,7 0,923

1 Rohöleinheit (RÖE) 41.868 10.000 11,63 1,428 - 1,319

1 m3 Erdgas 31.736 7.580 8,816 1,083 0,758 -

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statistische Erfassung des elektrischen Stroms an zwei Stellen möglich: • Für Strom als Endenergieträger kann man ermitteln, wie viel Wärme bei Umwand-

lung aus 1 kWh Strom zu gewinnen ist. Da bei (erzeugtem) Strom eine (fast) ver-lustfreie Umwandlung in Wärme technisch möglich ist, ist natürlich 1 kWh Strom mit 3600 kJ zu bewerten.

• In der Stromerzeugung kann man fragen, wie viel Energieträger (Kohle, Gas, . . . ) eingesetzt werden müssen, um 1 kWh zu erzeugen. Da der Wirkungsgrad eines Wärmekraftwerks mit einer Dampfturbine derzeit bei 33–45 % liegt, ist dement-sprechend Strom in dieser Betrachtung energetisch etwa um den Faktor 2,5 höher auszuweisen. Diese Kennzahl hängt aber offensichtlich von der technischen Effizienz des jeweiligen Kraftwerksparks einer Volkswirtschaft ab. Seit 1995 wird Kernenergiestrom mit dem tatsächlichen Wirkungsgrad von ≈ 33 % zurück gerechnet.

• Da Wind oder Wasser ohnehin irgendwo bleiben, Ansatz Wirkungsgrad in der Stromerzeugung = 100 %

Hinweis: 150 TWh Strom Kernenergie entsprechen also 450 TWh statistischem Primärenergieeinsatz. Bei Ersatz durch je ein Drittel Kohle (WG=45 %), Erdgas (GuD-WG=55 %) und Regenerativen (WG=100%) sinkt also der PEV auf 252 TWh! Der Primärenergieeinsatz für die gleiche Strommenge geht um 44 % zurück, jedoch bei gestiegenen CO2-Emssionen.

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• erster Hauptsatz der Thermodynamik: Energie wird (in einem geschlos-senen System) nicht erzeugt, sondern nur umgewandelt.

• zweiter Hauptsatz der Thermodynamik besagt, dass tendenziell alle Energie-formen in einem geschlossenen System (potentielle, kinetische Energie, Hochtemperaturwärme, . . . ) in „minderwertige“, d.h. gleichförmig verteilte Wärme umgewandelt werden.

• Die Erde ist kein geschlossenes System dank der Sonnenenergiezufuhr / Wärmetod ? Antwort: Wärme wird (vor allem nachts) abgestrahlt.

• Rund 90 % der Weltenergieversorgung beruht heute auf Verbrennungs-prozessen (fossiler Energien bestehend aus Kohlenstoff- und Wasserstoff-verbindungen). Emission dabei : Wasserdampf und CO2

• Hinweis: Noch 1850 beruhte mehr als 50 % der Energieeinsätze im Industrie-

land USA auf regenativen Energien (Pferdekutschen, Holznutzung, Wasser-kraft, Windenergie für Pumpen, …)

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Energie aus ökonomischer Sicht: • Nutzer fragt Energiedienstleistungen nach (warmer Raum,

Hochtemperaturwärme, Elektrolyse, Beleuchtung, Antrieb von mobilen Fahrzeugen und stationären Motoren, …)

• Nachfrage nach Energie ist abgeleitete Nachfrage (Technisches Wissen, Wärmedämmung, Kapitalaufwand, …)

• Kurzfristige nicht gleich längerfristige Preiselastizität • Anbieter von Energieträgern müssen intertemporale Allokationsent-

scheidung treffen (Wann fördert Kuweit wie viel Öl?) • Anbieter von Energieträgern müssen über Exploration und Neuerschließung

von Feldern entscheiden (Kosten heute, unsichere Erlöse morgen) • Nebenbedingungen der Politik für Umweltbeeinträchtigungen sind zu

beachten (Entschwefelung, Entstickung, Staubgrenzwerte, …) Energiewirtschaft untersucht also das Verhalten der Anbieter und Nachfrager auf Energiemärkten, die wegen teilweiser Substitutionsmöglichkeit (Öl, Gas) oft miteinander interagieren. Diese Märkte sind teils hoch kompliziert.

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2. Energiebilanzen • Statistische Erfassung der Energieströme einer Volkswirtschaft für eine ver-

gangene Periode findet in der Energiebilanz statt. Das WORT ist ähnlich unsinnig wie „Zahlungsbilanz“!

• Bisher erstellt durch GbR AG Energiebilanzen • = Input-Output-Tabelle der Energieströme einer Volkswirtschaft für eine

vergangene Periode • Räumliche Abgrenzung = Deutschland • Sachliche Abgrenzung = kommerziell gehandelte Energie, d.h. Sonnenschein in

Wintergarten oder im eigenen Garten geschlagenes (Kamin-)Holz wird nicht registriert.

• Deshalb: Was außerhalb von Deutschland passiert (Stromerzeugung, Benzin-herstellung, Erdgaswäsche, …) zählt nicht für die deutsche Primärenergie-bilanz: Dort werden bei Grenzübertritt auch Produktenimporte registriert.

Abb. 2.1: Grundsätzlicher Aufbau einer Energiebilanz.

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Steink. Braunk. Öl Erdgas Regen. Sonstige Strom

Jeweils: Primärenergiebilanz (Inländische Förderung ± Import/Export (auch Produkte aus dem Ausland) Umwandlungsbilanz samt Ausweis von Verlusten in Kraftwerken, Raffinerien, … Endenergiebilanz = Verbleib der (hergestellten, gereinigten, …) Endenergieträger (inkl. nicht-energetischer Verbrauch) in den einzelnen Sektoren: HH, GHD, Industrie, Verkehr

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3. Energie als erschöpfbare Ressource • Energie ist anders als Gold, Eisen, Aluminium, … nicht rezyklierbar.

Energieumsatz auf der Erdoberfläche landet früher oder später als Wärme (auf niedrigem Niveau) im Weltall.

• In der Ressourcenökonomik wird analysiert, ob und wie die Menschheit bei der Nutzung verschiedener Ressourcentypen lange überleben kann.

• Dabei Unterscheidung in regenerierbare (als „Ernte“ nutzbare wie Holz, Fische, Getreide, …), in rezyklierbare erschöpfbare (Silber, Kupfer, Eisen, …) und in Energieressourcen (die „echt verbraucht werden und nicht zurück-gewonnen werden können). Bei geschickter Nutzung der rot markierten Ressourcen ist Überleben über 10.000 Jahre möglich; Energieressourcen sind hingegen „essential“.

Problem I: Die Ressourcenausstattung ist nicht fix vorgegeben, sondern differiert nach Explorations- und Förderkosten einerseits, nach dem Grad der (Un-)Gewissheit andererseits. Das führt zum McKelvey-Diagramm.

Abb. 3.1: McKelvey-Diagramm zur Ressourcenbasis.

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S = S0 gegeben S durch Exploration

vergrößerbar

Nachfrage konst. = R0 RWstatisch = S0 / R0 optimistische Sicht

Nachfrage wächst mit konstanter Rate w

RWdyn =

Wettrennen zwischen Neuerschließung und Nachfragewachstum

( )statischRWww

⋅+⋅ 1ln1

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Zur Aussagefähigkeit statischer Reichweiten: • Ressourcenbasis = Schätzung aller derzeit abschätzbar verfügbaren Ressour-cen

(auch bei deutlich höheren Förderkosten als die heute genutzten) • Reserven = zuverlässig abschätzbar (genaue Informationen verfügbar) und bei

heutigen Förderkosten wirtschaftlich gewinnbar. Gute Quelle: BGR-Untersuchungen etwa alle 5 Jahre. Statische Reichweite gibt an, in wie viel Jahren bei konstanter Förderung die Reserven aufgebraucht sein werden. Modellannahme: Reserven S0 [t] nicht mehr steigerbar (was realiter kaum sinn-voll ist), dann ergibt sich die statische Reichweite bei einer Wachstumsrate der Förderung von w = 0 und einer Anfangsproduktion R0 [t/a] = 1, d.h. von 1 % des Bestandes in t = 0 zu: RW = S0/ R0 = 100 Jahren. Die jeweils dynamische Reichweite bei positiven Wachstumsraten w ergibt sich z.B. für w = 3 % p.a. aus der folgenden Tabelle als 46,2 Jahre. Die Nachfrage ist nach dieser Zeit auf 3,92 gestiegen, so dass erst eine Neuerschließung von 392 Einheiten bei dann konstantem Verbrauch wiederum eine statische Reichweite von 100 Jahren ergibt.

Abb. 3.2: Energieverbrauch bei Gewinnung am Beispiel von konventionellen und unkonventionellen (z.B. Ölschiefer) Erdölreserven.

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Explorationsaktivitäten = Resultat eines komplexen ökonomischen Kalküls: Je nach derzeitiger Ressourcenausstattung der Energiegesellschaft, Wettbewerbsdruck, anderen günstigen Beschaffungsmöglichkeiten beispielsweise auf Spot-Märkten, Preis- und Nachfrageprognosen, aber auch in Abhängigkeit vom Zinssatz (wegen der Abdiskontierung von erst in der Zukunft anfallenden Erlösen aus dem Ressourcenverkauf) lohnt es sich unterschiedlich, in die riskante Explorationen zu gehen. Jedes „trockene Bohrloch“ oder jede unerwartet teurer werdende Erkundung trägt heute sicher zu einem schlechten Betriebsergebnis bei, während die erhofften positiven Erträge in der Zukunft nur unsicher abgeschätzt werden können und zudem abdiskontiert werden müssen. Beispiel: Die Ölfirma BP bohrte in den 80er Jahren lange im Nordosten Alaskas. Die Firma gab nach vielen Fehlversuchen und Gesamtkosten von damals 1 Mrd. US-$ ergebnislos auf.

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Exkurs: Diskrete versus kontinuierliche Verzinsung Es gibt zwei (vom Konzept her gleichwertige) Methoden der Abdiskontierung - diskrete Verzinsung (i.d.R.) mit dem im Kreditsystem per Konvention

üblichen Jahreszinssatz i: und festen Zahlungszeitpunkten:

Excel-Tabelle

- kontinuierliche Verzinsung mit dem angepassten Zinssatz r: , wobei der

Zahlungsstrom Zt jetzt in (stückweise) stetiger und damit integrierbarer Form aufgeschrieben ist:

Theoretische Analysen mit Differenzieren Dabei gilt: 1 + i = exp(r), d.h. r = ln(1 + i).

Mischen der Methoden verboten!!!

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3.2 Ressourcenökonomische Grundlagen

Und dynamische Optimierung (Pontryagin) Dazu wird ein Text in der Vorlesung verteilt (13 Seiten)

Abb. 3.3: Preispfad mit Übergang auf eine Backstop-Technik ohne CO2 -Restriktion.

Abb. 3.4: Logik der Hotelling-Regel.

Abb. 3.5: Substitutionsgrenze bei positiven Abschreibungen.

Abb. 3.6: Substitutionselastizität σ < 1.

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4. Energie und Umweltrestriktionen 4.1. Umweltökonomik und Umweltpolitik

Kuppelprodukt von Konsum- oder Produktionsprozessen = Emissionen, die über andere Umweltmedien wie Luft oder Wasser transportiert und als Immissionen bei anderen Wirtschaftssubjekten spürbar werden. Unproblematisch, wenn jeweils sowohl der Emittent (Kraftwerk) als auch das durch die Immissionen betroffene Wirtschaftssubjekt (Dom in Münster)

• eindeutig zu identifizieren sind, • die Immissionen anteilig zurückverfolgt werden können, • der ausgelöste Schaden durch verschiedene Immissionen eindeutig ermittelt

werden kann, • eine eigentumsrechtliche Regelung installiert werden kann, so dass der Emit-

tent mit allen betroffenen „Opfern“ über das optimale Ausmaß der Emissionen verhandeln kann oder die potentiellen „Opfer“ dem Emittenten das Recht zur Emission zumindest teilweise abkaufen können oder entschädigt werden,

• die Transaktionskosten für Ermittlung hinreichend niedrig wären.

Das ist in der Realität meistens nicht gegeben !!!

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a) Oberlieger-Unterlieger-Problem:

Flusslauf ; Emittent (Chemiefabrik) leitet in das Wasser Stoffe ein, welche den Fischfang der flussabwärts liegenden Fischer beeinträchtigen. Dann kann bspw. durch Definieren eines Rechtsanspruchs für die Fischer auf eine bestimmte für die Fische notwendige Wasserqualität und Kontrolle der tatsächlich eingeleiteten Stoffe und deren Auswir-kungen auf die Wasserqualität eine Marktlösung entstehen. Dabei fragt das Chemiewerk Emissionsrechte nach und die Fischerei bietet (gegen Zahlung einer entsprechenden Vergütung) eine bestimmte akzeptable Verschmutzung an. Falls es bspw. sehr aufwändig wird, die Emissionen nahe Null zu haben (die letzte Einheit der Emissionsvermeidung kostet 8000 €/Tonne), kann es für das Chemiewerk lohnend sein, den Fischern den Wert eines geringen Fangverlustes durch die letzte Emissionseinheit (250 €/Tonne) zu ersetzen, anstatt die extrem teure Rückhaltetechnik zu installieren. Im Marktgleichgewicht würde offensichtlich so-lange noch emittiert, bis die letzte vermiedene Schadstoffeinheit Vermeidungskosten etwa von 2000 €/t auslöst und umgekehrt gerade zu Schadensausgleichszahlungen in Höhe von 2000 €/t an die flussabwärts liegenden Fischer führt. Ab hier lassen sich die Fischer weitere Verschmutzungen nur noch gegen noch höhere Kompensationen über 2000 e/t gefallen, während das Chemiewerk in diesem Bereich bereits zu geringeren Kosten Filteranlagen betreiben kann. Im Optimum: Emissionshöhe x*, für die gilt:

Grenzvermeidungskosten Chemie (GVK) = Grenzschaden Fischerei (GS). Beweis:: Kosten K = Schaden (Emission 0 - Vermeidung) + VKosten (Vermeidung) Ableitung nach „Vermeidung“ ergibt Kostenminimum bei: Schaden‘ ∙ (-1) + VK‘ = 0 ↔ Grenzschaden = Grenzvermeidungskosten q.e.d.

Abb. 4.1: Umweltökonomisches Optimum.

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Probleme der praktischen Umweltpolitik für die „elegante“ Verhandlungslösung / haftungsrechtliche Regelung: Wenn die angerichteten Schäden einer Emissionsmenge x durch natürliche Schwankungen (Wasserführung des Flusses, Temperaturschwankungen des Wassers, . . . ) mit bestimmt werden, ist die Schadensfunktion nicht mehr unstrittig festzustellen. Damit liegt die „gerechtfertigte“ Kompensationszahlung nicht mehr eindeutig fest. Wenn die Fischbestände in einem Flussabschnitt nicht direkt beobachtet werden können, sondern lediglich die Fangmengen, können rückläufige Fangmengen auch ganz andere Ursachen haben als die Emissionen; geringere Fangmengen oder steigende Fangkosten können etwa auch auf zu intensiver Fischerei beruhen. Wenn der Schaden durch Akkumulation geringer Stoffmengen bspw. im Flusssediment entsteht, können die auslösenden Emissionen bei Feststellen der Beeinträchtigungen schon Jahrzehnte zurückliegen und der Verur-sacher ist eventuell schon bankrott (Elbeverschmutzungen durch DDR-Betriebe oder tschechische Emittenten).

Noch gravierender und sofort sehr viel komplexer sind Emissionen, • die durch Lufttransport mit wechselnden Windrichtungen oder bei Einleitung in Meere mit

starker Gezeitenbewegung in verschiedene Richtungen transportiert werden können, • die aus zahlreichen mobilen Quellen stammen (Automotoren, Flugzeugtriebwerke, … etc. • die von mehreren Emittenten hervorgerufen werden, so dass bereits nahe der Immissions-

punkte die einzelne emittierende Einheit nicht mehr eindeutig bestimmbar ist. Dann lassen sich die an einem Ort entstehenden Immissionen nicht auf einen oder wenige Verursacher zurückverfolgen und die Verhandlungslösung scheitert. Damit sind etwa einzelne Waldbesitzer aus Süddeutschland vor Gericht gescheitert: saurer Regens hat zu viele Verursacher. Dasselbe gilt für Immissionen, die bei einer großen Zahl von Betroffenen sehr unterschiedliche Schäden anrichten. Hier entsteht sofort das Problem der öffentlichen Güter: Niemand wird bereit sein, seine wahre Zahlungsbereitschaft zu offenbaren, was ihm Umweltqualität wert ist. Lautet nämlich die staatliche Vorgabe A, dass die Emittenten die von den betroffenen Wirtschaftssub-jekten gewünschte Umweltqualität auf eigene Kosten herstellen müssen, dann übertreibt jeder den Wert, den Umweltqualität für ihn persönlich hat. Bei Politik B (Betroffene müssen ihren Schaden selbst bezahlen→ umgekehrt!)

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• Fazit 1: Außer bei sehr einfachen Oberlieger-Unterlieger-Problemen ist das Implementieren von Verhandlungs-lösungen, wo beide Marktparteien nach der Zuweisung von Primärrechten auf dem Wege von marktnahen Beziehungen das Optimum finden können, kaum praktikabel.

• Fazit 2: Um im Umweltbereich Marktbeziehungen (für

Emittenten und Betroffene) zu gestatten, darf es nicht zu viele verschiedene Emittenten geben. Damit entsteht das Dilemma: Wettbewerb auf funktionierenden Märkten setzt viele Anbieter und Nachfrager voraus. Bei nur einer sehr geringen Zahl von Beteiligten kann auch Marktmacht ausgeübt werden, was die Allokation verändert.

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b) Probleme der praktischen Umweltpolitik Ein Umweltproblem ist somit sehr häufig von externen Effekten (für die eben kein leicht zu installierender Marktmechanismus wegen fehlender eigentumsrechtlicher gerichtsfester Konstruktionen zu installieren ist) und dem Problem des öffentlichen Gutes (sehr viele Betroffene, für die das Ausschlussprinzip bei fehlender finanzieller Beteiligung nicht instal-lierbar ist) gekennzeichnet. Deswegen operiert die Umweltpolitik in der Praxis mit jeweils einem einfacheren Instrumentenansatz. Anstatt einen Markt für beide Seiten einzuführen, wird häufig ein aus ökologischen oder gesundheitlichen Aspekten abgeleitetes Umweltziel bestimmt und dann nach einer möglichst guten Methode gesucht, dieses Ziel auch effizient zu erreichen, d.h. mit den geringsten Kosten.

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Für die Beurteilung von Umweltpolitik lassen sich folgende Kriterien heranziehen: • Effizienz herrscht dann, wenn ein gegebenes Umweltziel zu den jeweils

minimalen (gesamtwirtschaftlichen) Kosten erreicht wird. Das bedeutet vor allem, dass dort Emissionen zuerst und vorrangig reduziert werden, wo die nächsten Einheiten sehr kostengünstig vermieden werden können.

• Dynamische Anreizwirkungen auf weitere Entwicklung der Technik sind gegeben, wenn die Anreize so gesetzt werden, dass technische Verbesserungen, die entweder bei gleichen Kosten günstigere Emissionen mit sich bringen oder Kostensenkungen bei gleichen Emissionen erlauben, auch realisiert werden.

• Ökologische Treffsicherheit gilt dann, wenn ein angestrebtes Umweltziel auch tatsächlich erreicht wird. Dies verlangt i.d.R. eine schadstoffübergreifende Umweltpolitik. Ansonsten kann der Fall eintreten, dass für einen Schadstoff eine Zielvorgabe erreicht wird, indem ein anderes Verfahren gewählt wird, das aber bei einem anderen Schadstoff Probleme mit sich bringt.

• Beispiel: CO2-Minderung durch Glühlampenverbot der EU (EU-ETS)! Gut gemeint ist häufig noch nicht gut gemacht!

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• Handelbare Emissionsrechte (Cap and trade) sind in den Lehrbüchern der Ökonomen beliebt, sind aber praktisch noch nicht sehr breit erprobt. Mengensignale stabil; Preise können schwanken. Probleme: Erstausstattung mit Emissions-Rechten, Region, Zeitperiodenlänge. Zeitkonsistenz der Politik?

• Kooperative Lösungen („freiwillige“ Verpflichtungen) können funktionieren aus Angst vor härteren Maßnahmen.

• Steuern (auf Emissionen) schaffen stabile Preissignale, Mengen können schwanken. Probleme: Region, Zeitkonsistenz, Ökologie?

Jedes Umweltpolitikinstrument hat Lenkungseffekte, Einkommens-(umverteilungs)effekte, Gefahr für Standorte (Leakage-Problem), … Dabei Transaktionskosten beachten ! Modellrechnungen zeigen: Emissionshandel nur sinnvoll, wenn GVK unterschiedlich verlaufen.

Abb. 4.2: Wirkungen von einheitlichen Auflagen, Steuern und Zertifikaten.

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4.2. Energie und Umwelteffekte Oftmals Tendenz zu Irrtümern und schlechter Analytik. Gesamteffekt (bei einem Schadstoff) beachten: • Effekte bei Nutzung der Endenergieträger (Motor, Kühlschrank, Heizung, …) • vorgelagerten Förder-, Transport- und Umwandlungsstufen (Lecks, Energie-

verbrauch für Transport, Verluste bei der Umwandlung, …) müssen in die Betrachtung einbezogen werden. Erst ein Vergleich der Umwelt-wirkungen von der Gewinnungsstelle bis zur endgültigen Nutzung im Sinne einer möglichst vollständigen Prozesskette ergibt eine angemessene Bewertung. Wechselwirkungen mit anderen Schadstoffen (ähnlicher Wirkung) beachten: • Minderung des Schadstoffs A an einer Stelle zulasten von Mehremissionen von

Schadstoff B (der gleichen Schaden verursacht) können Gesamteffekt verändern. Beispiel: Methan- und Lachgasemissionen bei Biogas aus Mais. Diese sind selbst Treibhausgase.

Energiewirtschaft I 4.3. entfällt Förderung von Steinkohle, Erdöl und Erdgas kann Methan freisetzen, die Abwasser aus Kohleaufbereitung oder Schlämme aus Bohrlöchern u.ä. sind für den Endenergienutzer genauso wenig sichtbar wie die schwach radioaktiv strahlenden Abraumhalden bei der Uranerzgewinnung, die der Kernenergienutzung zuzurechnen sind. Unter Emissionsaspekten, Landschaftsverbrauch, Grundwasserabsenkung u.ä. hat jeder Energieträger ein eigenes Spektrum von problematischen Punkten. 4.4 Emissionen und Vermeidungstechniken • Explosionsmotoren oder Flugzeugturbinen erzeugen erheblichen Lärm • Klassische Schadstoffe I: Rußbelastung mit Kohlenwasserstoffen, Staub,

Schwefeldioxid oder Spuren von Schwermetallen (Filtertechniken) • Klassische Schadstoffe II: Stickoxide (Entstehen mit dem Luftstickstoff

bei bestimmten Verbrennungstemperaturen. (Katalysator retour)

Abb. 4.3: Aufteilung der energiebedingten Emissionen in Deutschland 2009. Quelle: Umweltbundesamt.

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a) Schwefeldioxid (SO2 ) entsteht bei Verbrennung schwefelhaltiger Brennstoffe. Die Reaktionen in der Luft mit der natürlichen Luftfeuch-tigkeit und Licht/Wärme führen zu einer Umwandlung in schweflige Säure (H2 SO3 ) oder Schwefelsäure (H2 SO4 ) → saurer Regen

Gegenmaßnahmen: 1. Einsatz schwefelarmer oder -freier Brennstoffe; 2. Entfernen des Schwefels vor der Verbrennung (z.B. Erdgas-Waschanlage

in Großenkneten südlich von Oldenburg, faktisch Schwefelfabrik); 3. Wirbelschichtfeuerung mit Kalksteinzugabe zum Binden des Schwefels

(z.B. Heizkraftwerk in Lüneburg); 4. Rauchgasentschwefelungsanlage (Rauchgaswäsche mit Gipsherstellung) Politik: Großfeuerungsanlagenverordnung Ende der achtziger Jahre

Abb. 4.4: Entwicklung des Schwefeldioxidausstoßes 1991–2009. Quelle: Umweltbundesamt.

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b) Kohlenwasserstoffe und Staubpartikel Kohlenwasserstoffe, Rußpartikel und Stäube sind in der Regel auf eine unvollkommene Verbrennung oder Umladungen zurückzuführen. 2006: Feinstaubverordnung, die bei hohen Feinstaubbelastungen Verkehrs-beschränkungen erlaubt. Die Fahrzeuge wurden hierfür in vier Schadstoff-gruppen eingeteilt. Diejenigen Fahrzeuge mit einer schlechten Einstufung dürfen ausgewiesene Umweltzonen nicht länger befahren. Daneben Verschärfung der Abgasnormen für Dieselmotoren von der EU schrittweise, so dass ab 2009 eine Grenze von 5 mg Partikel/km für neue Motoren besteht. Die energiebedingten Staubemissionen im Jahr 2007 haben mit 100 kt relativ niedrige Werte erreicht. Im Jahr 1991 betrug der energiebedingte Emissionsumfang noch 1362 kt. Nur der Schüttgutumschlag, der Straßen-verkehr und bestimmte Industrieprozesse weisen heute noch erhebliche Staubemissionen auf.

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c) Stickoxide können bei bestimmten Verbrennungstemperaturen ent-stehen. Der natürlich in der Luft enthaltenen Stickstoff wird in NOx (Stickoxide) umgewandelt. In der Luftfeuchtigkeit reagieren diese Moleküle zu salpetriger bzw. Salpetersäure, die einerseits ähnliche Schäden wie bei SO2 auslösen, andererseits als Ozon-Vorläufersubstan-zen auch für bodennahen „Smog“ verantwortlich sind. Die energie-bedingten NOx -Emissionen (in den 70er rund 2,5 Mio. t). Heute fallende Tendenz. In dem Zeitraum 1991–2009 sanken die Stickoxid-Emissionen von 2,7 Mio. t auf 1,3 Mio. t.

Gegenmaßnahmen: Chemische Verbindung wieder zurück verwandeln (DENOX-Anlage) Umweltpolitik: Großfeuerungsanlagenverordnung (GFAVO), Katalysatorzwang für PkW (Kaltphase im Kurzstreckenverkehr, Brandgefahr über trockenem Gras)

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d) Kohlendioxid entsteht als Kuppelprodukt bei der Verbrennung fossiler Energie-träger (CO2). Solange die Weltenergieversorgung zu über 90 % auf fossilen Energieträgern beruht, sind die langfristigen Probleme für das Weltklima zu berücksichtigen, die aus der Akkumulation von CO2 in der bisher kostenlos als Deponie genutzten Atmosphäre entstehen.

Anstieg des CO2-Gehalts der Atmosphäre von etwa 280 ppmv in der vorindu-striellen Zeit auf 355 ppmv im Jahr 1991 und rund 380 ppmv in 2008.

CO2 ist kein Schadstoff per se, sondern lebensnotwendig.

Durch die Emission und laufende Kumulation von CO2 (neben einer Reihe von weiteren Treibhausgasen wie Methan, Lachgas, Fluorkohlenwasserstoffe, . . . ) ergibt sich eine Verstärkung des (im Übrigen lebensnotwendigen) Treibhauseffekts in der Atmosphäre. CO2 als THG ist ein globaler Schadstoff, der unabhängig vom Ort der Emission und ziemlich unabhängig vom Zeitpunkt (ob 2010 oder 2020 emittiert, spielt für den Schaden in 2060 keine erhebliche Rolle) durch Akkumulation in der Atmosphäre wirkt. Internationale Abkommen mit verbindlichen Reduzierungszielen scheiterten bisher. Konsequenzen für die „optimale Ressourcenausbeutung“ ?

Abb. 4.5: Entwicklung der weltweiten energiebedingten CO2 -Emissionen 1990–2010. Quelle: BMWI.

Energiewirtschaft I

• Grundmodell der Ressourcenökonomie, welches oben vor-gestellt wurde: Aus der Sicht eines Planers ergibt sich durch die zusätzliche Berücksichtigung einer kumulativ geltenden CO2 -Obergrenze M∗

• In einer ersten Phase (I) wird Öl genutzt und M < M ∗ und damit v = 0. Dann wird M = M∗ erreicht und zwingt die Ökonomie auf eine konstante Nutzung von Öl (II) genau in der Höhe, dass die resultierenden CO2 -Emissionen natürlich abgebaut werden: v wird jetzt von Null verschieden und ändert sich im Zeitablauf. Und schließlich wird Öl so knapp, weil der Bestand sich der Null nähert, dass in (III) eine Bepreisung des jetzt sehr knappen Ölbestandes alleine für einen rückläufigen Ölverbrauch und damit Einhaltung der CO2 -Beschränkung sorgt. Wenn alles Öl verbraucht ist, wird auf die Nutzung der CO2 -freien Backstop (IV) übergegangen.

Abb. 4.6: Preispfad unter Berücksichtigung einer Knappheit der Deponiekapazität in der Atmosphäre

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Konsequenzen: Eine CO2 -Verminderungsstrategie wird den Gleichgewichts-preispfad der Ressourcenanbieter verändern müssen und dabei den reinen Knappheitspreis gegenüber einer Situation ohne CO2 -Restriktion nach unten drücken. Der Schattenpreis für CO2 ist nicht konstant, sondern verändert sich in der Zeit. Ab Phase III ist er sogar wieder NULL. Teilenteignung der Renteneinkommen für die Anbieter fossiler Energieträger. Institutionell verlangt dies die Einbeziehung der Knappheit der Deponie „Atmosphäre“ in die Kalküle der Energie-produzenten und -verbraucher in Form der Verankerung einer Emissionsabgabe oder Preis für Zertifikate. Wer bekommt diese Abgabe: UN-Behörde, Finanzminister, …? Deswegen auch Widerstand von Öl- und Kohleländern gegen Klimaschutz-politik. Bisher kein CO2-Preis und ihre vollen Renten. Grünes Paradoxon: Spart eine Gruppe von Ländern Kohle und Öl ein, so drückt dies deren (Weltmarkt-)Preis → Andere Länder verbrauchen mehr.

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Zusammenfassung: Energie = essentielle Ressource im Sinne der Ressourcenökonomik. Eine reine Substitutionsstrategie in die Ecken der Produktionsfunktion scheidet aus. Backstop-Lösung ist langfristig unverzichtbar: Kohle (Emissionsseite?), Brüter (Sicherheit, militärische Nutzbarkeit), Fusion (Funktionsfähigkeit?), Solarsysteme + Ableitungen (Ph-Voltaik, Wind, Biomasse, …).

Die Preise für Energieressourcen müssen drei Komponenten enthalten:

a) reine Förderkosten (inklusive Explorationsprämie und Transportkosten),

b) Knappheitsrente wegen Unvermehrbarkeit /natürlicher Begrenztheit,

c) Anlastung der Umweltkosten, die einer Energieeinheit zugeschrieben werden können. Für fossile Energieträger ist nach heutigem Wissensstand der Klimaschadstoff CO2 angesichts der sehr großen Ressourcenbasis fossiler Brennstoffe beschränkend.

Energiewirtschaft I 5. Entfällt

6. Stein- und Braunkohle 6.1. Merkmale Steinkohle = geologisch „reife“ Kohle und Anthrazit-Sorten mit einem hohen Brennwert. Deutsche Steinkohle hat einen Brennwert von ca. 29.700 kJ/kg; Weltmarktkohle teils deutlich niedriger! Alte Kohle = 250 – 300 Millionen Jahre alt; Sedimentschichten von sehr großen Farnbäumen. Die Kontinente / Europa in der heutigen Form jünger! Steinkohlesorten unterschiedlich: Schwefelgehalt, Feuchtigkeits- und Aschegehalt sowie den Anteil flüchtiger Bestandteile und weitere Kenn-zahlen. Die beiden wichtigsten Einsatzgebiete der Steinkohle : • Kesselkohle (billiger) in der Erzeugung von Dampf- oder Prozesswärme

in großen Kesselanlagen (Kraftwerke, Heizkraftwerke, Industrieanlagen) • so genannte Kokskohle (teurer, da hochwertiger) zur Eisenverhüttung

und Stahlproduktion (nicht nur Energiequelle, sondern auch chemische Reaktionen)

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Braunkohle und subbituminöse Kohle = „junge“ Kohle mit 8 – 30 Millionen Jahre Alter; entstanden aus großen Torf- u.ä. Ablagerungen. Sie haben demgegenüber einen deutlich geringeren Brennwert (etwa ein Drittel von SK) und häufig auch einen sehr hohen Wasseranteil (Gewicht)! Deutsche Abgrenzung von Braunkohle ≠ international üblich. Nicht alle Kohlesorten, welche international als „ Lignite “ bezeichnet werden, werden in Deutschland zur Braunkohle gerechnet werden. BK hat prohibitiv hohe Transportkosten (kein Handel über 30 – 50 km). Nur für verarbeitete Briketts oder Kohlefilter lohnt sich der Transport. PCI (pulverized coal injection ) stellt schwefel- und aschearme Steinkohle mit einem hochflüchtigen Anteil aber ungünstigem Verkokungsverhalten dar, die in Hochöfen eingeblasen werden kann, um die teurere Kokskohle teilweise zu ersetzen.

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6.1.2 Reserven Zwei große Steinkohlevorkommen, eines auf der nördlichen, das andere auf der südlichen Hemisphäre, umspannen den Globus und sorgen so für eine breite Streuung der Steinkohlereserven. Die bei den derzeitigen Energiepreisen wirtschaftlich gewinnbaren absoluten Mengen an Kohle-reserven auf der Welt belaufen sich auf rund 723 Mrd. t Steinkohle zuzüglich rund 278 Mrd. t Braunkohle. Umgerechnet in Steinkohle-einheiten ergibt sich eine Menge von rund 735 Mrd. t SKE Steinkohle und 81 Mrd. t SKE Braunkohle. Ressourcenbasis: rund 4.000 Mrd. t SKE bis hin zu 20.000 Mrd. t SKE Weltkohleförderung derzeit rund 5–6 Mrd. t SKE jährlich. In sehr lang-fristiger Perspektive hohe Bedeutung der Kohlevorkommen. Die statische Reichweite der Ressourcenbasis läge immerhin in einer Größenordnung von 1.000 bis 4.000 Jahren, die der sicheren Reserven beträgt noch rund 150 Jahre. Grenzen des Kohleeinsatzes liegen auf der Emissionsseite (CO2)

Abb. 6.1: Regionale Aufschlüsselung der Kohlereserven (Braun- und Steinkohle) im Jahr 2009. Quelle: BGR.

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6.2 Entwicklung der Kohlemärkte 6.2.1 Deutsche Steinkohle Historische Bedeutung der Kohle bereits an anderer Stelle betont (Kap. 1.3): Erst das Zusammenwirken von Steinkohle, Eisen- und Stahltechniken und Dampfmaschine erlaubte die Industrialisierung des 18. und 19. Jahrhunderts. Noch bis in die 1950er Jahre war die Kohle auch in Westeuropa der bedeutendste Energieträger, bis sie von dieser Position in relativ kurzer Zeit vom Mineralöl verdrängt wurde. Kohle ist auch heute noch der zweitwichtigste Energierohstoff der Welt: Mit einem Anteil von rund 30 % am weltweiten Primärenergieverbrauch steht Kohle an zweiter Stelle hinter Erdöl (36 %). Die deutsche Steinkohle hat einen erheblichen Kostennachteil gegenüber der Welt-marktkohle. Hauptgrund = geologische Bedingungen. In Deutschland wird sie in großer Tiefe bei vergleichsweise geringer Mächtigkeit der Flöze gewonnen, wäh-rend die großen Kohlenexportländer über wesentlich bessere Förderbedingungen verfügen, z.B. Tagebergbau in Australien, dessen (Förder)Kostenvorteil auch nicht durch die Transportkosten über das Meer zunichte gemacht werden kann. Die deutschen Flöze weisen zudem häufiger Verwerfungen auf, so dass die Förder-maschinen immer wieder in der Höhe versetzt werden müssen: Unterbrechung der Kohleförderung und zusätzlicher Abraum sind die Folge.

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Dieses Manko der deutschen Steinkohle zeigt sich in einem immer deutlicheren Auseinanderfallen von Import- und nationalen Preisen im Zeitablauf . 1976 noch 43 Schachtanlagen in Betrieb, 19 im Jahr 1995. Mit der Aufgabe des Aachener Reviers und weiteren Zechenschließungen im Ruhrgebiet und im Saar-land reduzierte sich diese Zahl auf mittlerweile 7 im Jahr 2009. Weitere Zechen-schließungen sind absehbar, so dass im Jahr 2018 die deutsche Steinkohleför-derung auslaufen soll (EU-Vorgabe). Seit 2012 kein Kohlebergbau an der Saar. Bis Mitte der 90er Jahre basierte der Schutz der heimischen Steinkohle auf einer Beschränkung der zulässigen Importe und folgendem: Der „Hüttenvertrag“ subventionierte den Einsatz deutscher Kokskohle in der Stahlindustrie, während der Absatz von Kesselkohle in den Kraftwerken im „Jahrhundertvertrag“ von 1980 geregelt wurde. Dieser bestand aus zwei Verbändevereinbarungen, die die Steinkohlenwirtschaft mit den öffentlichen Kraftwerken (Energieversorgungs-unternehmen) und der industriellen Kraftwirtschaft abschloss. Finanziert wurde die Verstromung der teureren deutschen Steinkohle über eine Ausgleichsabgabe („Kohlepfennig“ ), die vom Stromkunden getragen wurde. (Vgl. EEG-Umlage ?) Dez. 1994 Bundesverfassungsgerichtsurteil: Kohlepfennig verfassungswidrig.

Abb. 6.2: Kohlepreisentwicklung. Quelle: BAFA.

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6.2.2 Internationaler Steinkohlehandel Der Steinkohlehandel war bis in die 70er Jahre überwiegend ein Kokskohlen-handel. Diese ist deutlich wertvoller und damit teurer als Kesselkohle: Man konnte also die Transportkosten in Kauf nehmen. Noch Anfang der 70er Jahre machte die Kokskohle 2/3 des Weltkohlehandels und 4/5 des übersee-ischen Kohlehandels aus. 1. Ölpreiskrise 1973 = Geburtsstunde eines schnell wachsenden internationalen Kesselkohlehandels (Zementindustrie, Kraftwerke, …). Der starke Aufschwung des Weltkohlehandels in den 70er und 80er Jahren war von der Kesselkohle getragen. Zweite grundlegende Veränderung im Weltkohlehandel war das Vor-dringen des Überseehandels. Trennung (wegen Transportkosten!) in atlantischen und pazifischen Markt. Dabei auch (die nach wie vor) hohe Bedeutung der Kokskohle wichtig.

Abb. 6.3: Mechanismen der Preisbildung für Kesselkohle. Quelle: Ritschel, Schiffer; Weltmarkt für Steinkohle (Essen, 2010).

Energiewirtschaft I Transportkosten im Überseehandel hängen sehr stark von der Schiffsgröße ab. Lange Zeit Kohleschiffe mit rund 60.000 t Ladekapazität (Panamax-Klasse), heute auch Kohleschiffe mit deutlich über 100.000 t Kapazität (Cape-Klasse) . Letztere benötigen aber ausreichende Tiefe der Fahrrinnen und gute Be- und Entladekapa-zitäten in den Häfen. In Deutschland ist dafür nur Wilhelmshaven geeignet. Mittelgroße Kohleschiffe können auch Brunsbüttel oder Hamburg anlaufen. Zahl der Anbieter: In den 60er Jahren waren die USA und Polen die größten Anbieter. In den 70er Jahren kamen Südafrika und Australien hinzu, auf die heute mehr als die Hälfte der Kesselkohlentransporte im Überseehandel entfallen. In den 80er Jahren sind Anbieter wie Kolumbien oder Indonesien in den Markt neu ein-getreten, in denen die Steinkohle im kostengünstigen Tagebau gefördert wird. Das Angebot am Weltsteinkohlemarkt ist somit auf eine mittelgroße Zahl von Exportstaaten und Bergwerksgesellschaften verteilt. Wichtige Exportländer sind Australien, Indonesien, Südafrika und die USA. Für die Angebotskonzentration sind aber Angaben auf der Ebene der exportierenden Bergwerksgesellschaften aussagekräftiger. Es gibt unter den exportorientierten Gesellschaften mit den „Big Four“, nämlich BHP Billiton (Australien/GB), Xstrata/Glencore, Rio Tinto und Anglo American Coal, eine starke Gruppe. Demnächst auch chinesische Kohle-Gesellschaft Shenhua Group .

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Ein wichtiger Teil der geförderten Kohle ist jeweils für den heimischen Gebrauch bestimmt. Daher sind die drei größten Förderländer zugleich auch die größten Verbraucher. Weltweit wurden im Jahr 2010 rund 6,3 Mrd. t Steinkohle nachgefragt, davon rund 86 % Kraftwerkskohle und 14 % Kokskohle. Die größte Nachfrage nach Kraftwerks- und Kokskohle entfiel 2010 mit großem Abstand auf China. Insgesamt ist die Nachfrage nach Steinkohle in den vergangenen Jahrzenten drastisch ange-stiegen. Einer stark wachsenden Nachfrage in Australien, Asien, Nord- und Latein-amerika, dem Nahen Osten und Afrika steht eine leicht sinkende Nachfrage in Europa sowie der GUS-Region gegenüber, sodass sich der Steinkohlenverbrauch insgesamt zwischen 1980 und 2010 nahezu verdoppelt hat. In Deutschland wird Steinkohle von Kraftwerken nachgefragt (ca. 70 % des Auf-kommens). Die eisenschaffende Industrie hat einen Anteil von rund 22 %.

Braunkohle wird in Deutschland hauptsächlich zur Stromerzeugung in Kraftwerken eingesetzt. In einem sehr geringen Umfang von unter 3 - 5% findet auch eine Veredelung zu Braunkohlenprodukten wie Koks (Filter), Staub und Briketts statt. Der Einsatz von Braunkohle in Kraftwerken in Deutschland trägt zu 25 - 27 % der gesamten Stromerzeugung bei.

Abb. 6.4: Kraftwerkskohlen- und Kokskohlen-Verbrauch im Vergleich im Jahr 2010. Quelle: BGR.

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Das Energiesystem der ehemaligen DDR beruhte fast vollständig (mit etwas Kern-energie) auf dem Einsatz von Braunkohle (Strom, Hausbrand). Noch 1994 beruhte die ostdeutsche Stromerzeugung zu 90,8 % auf Braunkohle (Westdeutschland damals: 20,3 %): Reviere Lausitz und Mitteldeutschland mit dort ungünstigeren geologischen Bedingungen (z.B. Abraum pro geförderter Tonne) als im Rheinland. Im Osten: seit der Wiedervereinigung ein erheblicher Anpassungsprozess . Der Energieeinsatz bis 1990 war völlig ineffizient und mit dem wirtschaftlichen Zusam-menbruch von Teilen insbesondere der ostdeutschen Schwerindustrie ging die Nachfrage nach Elektrizität und damit nach Braunkohle stark zurück. Bei Braunkohle gibt es, abgesehen von einigen Veredelungsprodukten in geringen Mengen, keinen internationalen Handel. Wird sie kraftwerksnah verstromt, kon-kurriert sie z.B. importierter Steinkohle. Hieraus folgt die wertorientierte Preis-bildung in Form eines anlegbaren (Verrechnungs-)Preises; insbesondere, wenn Förderung und Kraftwerke von Gesellschaften des gleichen Konzerns betrieben werden (z.B. früher Rheinbraun und RWE Power im Rheinland). Für eine erschlossene Braunkohlelagerstätte sind die Grenzkosten sehr niedrig (Kapitalkosten sind sunk und Bagger sehr spezifisch). Stromerzeugung / BK-Beteiligungen im Osten heute Vattenfall Europe.

Abb. 6.5: Kohle-Förderung im Vergleich im Jahr 2009. Quelle: BGR.

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6.6 Handel 6.6.1 Handelsplätze Der Kohlemarkt ist dominiert vom physischen OTC-Handel (over-the-counter), während die finanziellen Börsenhandelsplätze ein Nischendasein führen.

Zwei Gründe: Erstens existieren viele verschiedene Qualitäten von Kohle (Standardisierung???). Zweitens weist Steinkohle sehr hohe Transportkosten auf, wodurch der Lieferort eine heraus-ragende Bedeutung besitzt.

Vier wichtige Indexpreise für Kohle:

• Der API 2-Index (All Published Index number 2 ) basiert auf Geschäften cif ARA. Der Index ba-siert auf Kohle mit einem Brennwert von 6.000 kcal/kg und einem Schwefelgehalt von höch-stens einem Prozent. Er beruht auf Schätzung von Preisagenturen wie Argus/McCloskey und Platts bezüglich des Kohlepreises der nächsten 90 Tage, die auf OTC- Transaktionen basiert.

• Die gleichen Qualitätsrestriktionen wie beim API 2 gelten für den API 4-Index, der fob Richards Bay in Südafrika notiert wird. Der Verkäufer trägt nur die Liegegebühren im Hafen.

• In Puerto Bolivar in Kolumbien entsprechend der API 7-Index . Die dortige Kohle muss einen Brennwert von 5695 kcal/kg und einen Schwefelgehalt von nicht mehr als einem Prozent haben.

• Der global Coal-Index basiert wie der API 4-Index auf Transaktionen FOB Richards Bay, aller-dings werden hierbei nicht die von den Preisagenturen geschätzten Preise verwendet, son-dern die Gebote, die vor Ort in Richard Bay abgegeben werden.

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7 Erdöl 7.1 Merkmale des Energieträgers 7.1.1 Entstehung und Zusammensetzung

Biogenetische Theorie: Öl und Gas entstanden aus den Resten prähistorischer Land- und Meerestiere. Aus dieser Entstehungsgeschichte ergeben sich zwei zentrale ökonomische Eigenschaften von Erdöl. Erstens ist es wegen des extrem langen Entstehungszeitraums eine erschöpfbare Ressource. Zweitens besitzt Rohöl je nach Entstehungsgeschichte unterschiedliche chemische Eigenschaften, d.h. Erdöl ist ein heterogenes Gut. Es gibt konventionelle und nicht-konventionelle Ölvorkommen. Als konventionelles Mineralöl werden Kohlenwasserstoffverbindungen bezeichnet, die bei Umgebungs-temperatur in flüssiger oder halbflüssiger, d.h. zäher Form in porösen Gesteinsschichten oder ähnlichen Formationen lagern. So genannte nicht-konventionelle Erdölsorten umfassen besonders schwere, d.h. auch sehr zähflüssige Rohöle, Ölsande, Ölschiefer oder Bitumenvorkommen. I. d. R. ist die Gewinnung dieser Vorkommen mit sehr hohen Kosten verbunden, die u.a. aus dem not-wendigen hohen Energieaufwand und einem hohen Wasserverbrauch resultieren. Bei den hohen Ölpreisen, wie etwa ab 2005 und insbesondere in 2008, sind sie dennoch im McKelvey-Diagramm in die Kategorie „wirtschaftlich gewinnbar“ aufgestiegen. Dadurch insbesondere Vergrößerung der Reserven für Kanada. In der natürlichen Form ist Mineralöl nicht in Produktions- bzw. Konsumprozessen ein-setzbar. In Raffinerien muss das Rohöl in komplexen chemischen Prozessen in Erdölpro-dukte (Benzin, Kerosin, Diesel etc.) umgewandelt werden, worauf sich die Endnachfrage richtet.

Abb. 7.1: Öl-Reserven im Vergleich (2010). Quelle: BP Statistical Review of World Energy 2011.

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Großtechnische Nutzung unkonventioneller Ölvorräte verlangt Investitionen in eine sehr aufwändige Fördertechnik mit großen Massenbewegungen und auch erheb-lichen Einsatz von Wasser. Die Erschließung benötigt zudem Zeit: Für kurz- und mittelfristige Ölmarkteinflüsse sind diese Vorräte somit kaum stabilisierend wirk-sam. Zusätzlich pessimistische Punkte: • seit vielen Jahrzehnten besonders riesige Felder (sog. „Elefanten“) nicht mehr

entdeckt, • ein sehr großer Teil der Ölreserven liegt neuerdings in der Kontrolle von Staaten

bzw. staatlichen Unternehmen, die eigene politisch-strategische Überlegungen anstellen und somit eine andere Reaktion zeigen können, als Ökonomen nor-malerweise unterstellen.

Gibt es einen Punkt, ab dem die Förderung aus technischen Gründen nicht weiter ausgedehnt werden kann? Eine solche maximale weltweite Förderrestriktion wird von der peak oil -Theorie angenommen. Ihr Kern ist die Prognose des Zeitpunkts der maximalen weltweiten Förderung aus konventionellen Lagerstätten. Ihren Anfang nahm die Diskussion durch die korrekte Prognose der US-amerikani-schen Spitzenförderung Anfang der 70er Jahre durch Hubbert (1956). Bei der peak oil -These wird aber ausschließlich auf die technische Restriktion einzelner Felder eingegangen.

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Der volkswirtschaftlich „richtige“ Preis von Öl enthält deswegen mindestens zwei (evtl. drei) Komponenten:

• Die Förderkosten inklusive einer (Risiko-)Prämie für die eventuell erfolglose Suche und Erschließung von Ölfeldern. Diese reinen Förderkosten liegen im ara-bischen Golf auch heute ziemlich stabil noch bei 2 $/b, in der mittleren Nordsee bei rund 8–10 $/b, einzelne offshore -Förderanlagen gehen bis zu 40 $/b.

• Eine Knappheitsrente für die Nutzenverluste morgen, die durch die Förderung und den Verbrauch heute anzusetzen sind. Die Höhe dieser Knappheitsrente wird von verschiedenen Faktoren bestimmt, die von den Ressourcenanbietern ge-schätzt werden müssen: Reservengröße, mögliche Neuentdeckungen von Reserven, Abdiskontierungsrate zukünftiger Erträge gegenüber heutigen, (geschätzte) kurz- und längerfristige Preiselastizität der Nachfrage, Kosten für Substitute, die quasi-unerschöpflich sein können etc.

• Kosten der Umweltnutzung beim Verbrennen von Öl (CO2-Preis) – Internalisie-rung durch weltweite Klimaschutzpolitik?

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7.1.3 Chemische Eigenschaften von Erdöl 2 Kennzahlen für die ökonomisch wichtigsten chemischen Eigenschaften einer Ölsorte: Dichte und Schwefelgehalt. Anhand der Dichte wird zwischen leichtem und schwerem Rohöl unterschieden. Als Maßeinheit für die Dichte von Erdöl wird in der Regel der Grad API1 verwendet, der auf der Messung der relativen Dichte zu Wasser basiert. Wasser hat eine Dichte von 10°API (American Petroleum Institute, definiert Industriestandards in der Ölbranche). Leichte Rohölsorten weisen etwa 35–45°API auf, während mittelschwere und schwere Sorten unter 35°API liegen.

Je nach Schwefelgehalt gibt es süße und saure Sorten. (süß ≈ Schwefelgehalt unterhalb von 0,5 %). I.A. sind leichte Rohölsorten eher süß und schwere Sorten eher sauer.

Leichte und süße Rohölsorten werden i.d.R. höher bewertet als schwere und saure Rohölsorten wegen der technischen Eigenschaften des Raffinationsprozesses. So sind leichte Rohölsorten einfacher zu höherwertigen Produkten wie Benzin zu verarbeiten. Süße Rohölsorten sind gegenüber sauren Rohölsorten vorteilhafter; Schwefel muss aufgrund von Umweltvorschriften aufwändig im Raffinationsprozess entfernt werden. Die technischen Eigenschaften des Raffinationsprozesses bestimmen optimale Eigen-schaften einer Rohölsorte (Dichte, Schwefelgehalt), mit denen der höchste Ertrag erreicht wird. Weiterhin hat die Dichte einen Einfluss auf die Transportkosten von Rohöl per Pipeline: Leichtigkeit des Fließens, Korrosionsgefahr bei sauren Ölen.

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7.2 Historische Entwicklung des Ölmarkts • 1859 Ölfunde in USA, Wietze und Galizien (damals Österreich-Ungarn); Einsatz vor allem als

Leuchtmittel Petroleum • Zur Ablösung der „Wildwest-Strukturen“ Entstehung von Standard Oil (zuerst mit Kontrolle

von Transport und Raffinerien) = Rockefeller-Konzern • 1873 – 78: Aufstieg der Brüder Nobel mit Hilfe von Baku-Öl (heute: Aserbeidschan); zur

Lösung der Transportprobleme Bau des ersten Öltankers. 1877 – 1883: Eisenbahn von Baku – Batum (heute: Georgien, damals Türkei; finanziert von Rothschild) am Schwarzen Meer.

• 1892: Londoner Händler Samuel (Vater Muschelladen) beteiligt sich an Rothschilds Baku Ölfirma zur weltweiten Vermarktung: Tankerbau, Logistik, Suez-Kanal frei etc. = SHELL

• Zeitlich parallel Entstehung von Royal Dutch (Kessler in Indonesien) und wachsende Shell (später zusammen) sowie dann BP = Anglo Persian (britische Admiralität unter Churchill → Schiffsantrieb) = 2 europäische große Ölfirmen.

• 1911 US-Gerichtsurteil: Zerschlagung von Standard Oil (Standard Oil of New Jersey = Exxon/Esso), California (heute: Chevron), Ohio, New York (war MOBIL) …

• 20er Jahre: Ölfunde in den USA (Texas, Golfküstenbereich) = Texaco, Gulf

Bis in die 20er Jahre: Internationaler Ölhandel = Ölproduktenhandel (Petroleum, Benzin, Diesel, Heizöl, Kerosin, …). Die Motorisierung schuf einen neuen, großen Absatzmarkt, und die großen Ölfunde (Persien/Iran 1908, Mexiko 1912, Venezuela 1918) außerhalb der Heimatländer großer Fördergesellschaften warfen die grundsätzliche Frage nach den Eigentumsrechten am Rohöl und einer internationalen Marktstruktur auf.

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Um Schaden für die Produzenten (Preiskämpfe) zu vermeiden, trafen sich im Sep-tember 1928 die Spitzen der Exxon (Jersey), der niederländisch/britischen Royal Dutch / Shell und der British Petroleum (BP) im schottischen Achnacarry und beschlossen eine Einschränkung des Wettbewerbs in Form einer Kartellabsprache, die allerdings nur außerhalb der USA gelten konnte (US Kartellgesetze). Dem so genannten „Achnacarry Agreement“ traten dann kurz darauf auch die US-amerikanische Gulf und die Mobil bei. Zuzüglich der SoCal und der ebenfalls in den USA ansässigen Texaco (Texas Company) bildeten sie bald ein Kartell (Kurzbezeich-nung „Seven Sisters“ – oder auch „Majors“). Es beherrschte die Ölmärkte bis 1973 (= Ölkonzerne).

Kartell aus: Exxon (Standard Oil of New Jersey), SOCal (Standard Oil of California; heute mit Texaco = Chevron) MOBIL (Standard Oil of New York; heute mit Exxon fusioniert) GULF (existiert als Firma nicht mehr) Texaco (Texas Oil Company; heute Teil von Chevron) BP (British Petroleum; ehemals Anglo-Persian) Royal Dutch/Shell = 7 Sisters In den USA wurde mit Tolerierung durch die Politik (wegen eines Ölpreisverfalls in den 30er Jahren) eine kartellähnliche Struktur geschaffen: das Texas Railroad Agreement.

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Grundlage des Achnacarry-Abkommens war die Ausschaltung des – aus der Sicht der Industrie – ruinösen Wettbewerbs. Die Marktanteile wurden auf ihre Werte zum Zeitpunkt der Vereinbarung festgeschrieben („As Is“-Abkommen). Bei einem Steigen der Nachfrage sah diese Logik somit eine proportionale Bedienung durch alle Unterzeichner vor. Auch der Preis sollte übereinstimmend festgelegt werden.

Man spricht in diesem Fall auch von einem „Posted Price“. In der „Golf-Plus“-Formel setzten die Konzerne den FOB-Preis am Golf von Mexiko als Referenz fest. Die Preise der anderen Sorten waren dann durch ihre Transportkosten zum Golf von Mexiko sowie zum Bestimmungshafen determiniert, wobei der Preis mit der Entfernung vom Referenzort stieg. (Ölfelder in Nahost waren noch nicht entdeckt).

Die großen Gesellschaften gründeten nach dem Zweiten Weltkrieg so genannte Konsortien im Nahen Osten, die die Anreize derart setzten, dass die interne Kartellstabilität gesichert war:

Eine eventuell erfolgreiche Absatzkampagne an der Tankstelle oder im Heizölhandel führte bspw. bei ESSO (Benzinmarke von EXXON in Europa) zu einem erhöhten Roh-ölbedarf. Dieser Zusatzbedarf ließ sich aber für ESSO innerhalb der Konsortien gemäß den festen Quoten bei der Ölförderung nur zu einem deutlich erhöhten Einstandspreis für das Konsortienrohöl decken. Auf diese Weise wurde der Zusatzgewinn aus dem besseren ESSO-Absatz teilweise an die Kartellpartner transferiert, so dass jeglicher Anreiz entfiel, die Quoten anhaltend zu verletzen.

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Politische Rückendeckung durch die Großmächte Großbritannien und USA bis in die fünfziger Jahre für eine Vorherrschaft der großen Ölkonzerne. Im 2. Weltkrieg musste man (militärische Gründe) auf die Durchsetzung der amerikanischen Kartell-gesetze verzichten und eine Kooperation der großen Firmen aktiv herbeiführen.

Die politische Rückendeckung zeigte sich erneut Anfang der 50er Jahre in der Persien-Krise, als eine populistische Reform-Regierung von Mossadeq die damalige Anglo-Iranian (heute: BP) verstaatlichte. Nach deren Sturz musste BP 1954 als Dank für die amerikanische Unterstützung und die Solidarität der übrigen Kartellmit-glieder 60 % seiner Ölanteile an Partnerkonzerne in einem neuen Konsortium abgeben: EXXON, MOBIL, TEXACO, SOCAL, GULF, SHELL und die französische CFP kamen neu nach Iran. Allerdings hatte diese Konsortiumsgründung zum ersten Mal zu akzeptieren, dass die Ölreserven dem souveränen Staat Iran gehören.

Erst ab der Mitte der fünfziger Jahre und in den sechziger Jahren wurde das Prob-lem der potentiellen externen Kartellinstabilität für die „Sieben Schwestern“ real: Newcomer-Firmen in neuen Ölgebieten (Libyen, Algerien, . . . ) eroberten Marktanteile in einem noch weiter wachsenden Ölmarkt.

1960: Gründung der OPEC in Bagdad (später Sitz im neutralen Wien)

1970/71: USA werden zum Nettoimporteur von Öl.

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Im Jom-Kippur-Krieg 1973 zwischen Israel und seinen arabischen Nachbarn setzten die Ölstaaten die Verfügung über Rohöl als „Waffe“ ein: Die Niederlande und die USA wurden nicht mehr mit Öl beliefert. (1. Ölpreiskrise) • 1973/74 neues Bild auf der Angebotsseite: Die faktische Enteignung (die innerhalb weniger

Jahre juristisch vollzogen wurde) durch die OPEC-Staaten nach 1973 schnitt die großen Ölunter-nehmen von dem direkten Zugriff auf ihren Rohstoff ab (Zerschlagung der Konsortien).

• Andererseits hatten die Ölländer keine oder nur geringe Raffineriekapazitäten für ihre jetzt reichlichen Rohölvorräte, geschweige denn ein ausgebautes Downstream-Netz (Tankstellen, Kerosinhandel, Heizölhandel, …)

Nun entstand ein (im vorher vertikal integrierten Zustand weitestgehend unnötiger) Handel mit Rohöl und Zwischenprodukten, die Fristigkeiten von Lieferverträgen wurden kürzer, die Flexibilität des Marktes wurden auch dank neuer Raffinerie-techniken immer höher. Einige Ölländer gingen vollständig downstream (wie Kuwait, Q8 auch in Europa), andere kamen zunächst nur bis zur Verarbeitungsebene (Raffi-nerien und Petrochemie) wie Saudi-Arabien und die Emirate, wobei gerade in der Petrochemie modernste Anlagen errichtet wurden. • 1979: Iran-Krise und politisch-religiöse Zuspitzungen → vorübergehende Förderdrosselung durch

Saudi-Arabien → Ölpreis ↑(2. Ölpreiskrise). Der „Sieg“ der OPEC zeigte bald seine andere Seite. • Reaktion der Ölnachfrager hatte sich von 1979/80 bis 2000 die Marktkonstellation verändert:

Als Folge der Preiserhöhung 1979 ging der Weltölverbrauch innerhalb von vier Jahren um 10 % zurück; der OPEC-Förderanteil sank von 31,5 mb/d in 1979 auf 17,3 mb/d in 1985, was nur noch einem Marktanteil von 32 % entsprach (Energieeinsparung, Brennstoffwechsel).

• Förderung aus der Sowjetunion, Alaska, Nordsee u.a. weiteten das Nicht-OPEC-Angebot aus.

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• Saudi-Arabiens Versuch nach 1980, die OPEC zu einem echten Kartell mit klar definier-ten Produktionsquoten und einem angestrebten Preisniveau von 34 US-$ zu machen. Das Kartell war intern instabil: Weder Preisabsprachen noch Produktionsquoten wurden eingehalten (Nigeria, Kuwait, ...). Saudi-Arabien war als so genannter swing producer das einzige Land, das durch Produktionskürzungen den Preis verteidigte.

• Ende 1985: Saudi-Arabien (hohes Haushaltsdefizit) schließt so genannte netback -Verträge mit Exxon, Mobil, Texaco und Chevron (ARAMCO-Partner) ab, mit sicherer Raffineriemarge für die Ölgesellschaften→ Saudi-Arabiens Marktanteil ↑. OPEC beschließt, ihre Produktion auszuweiten, um auf Kosten der Nicht- OPEC-Produzenten einen höheren OPEC-Marktan-teil zu erhalten. Konsequenz: Ölpreis fällt rasch (teils bis nahe 13 $/b = 3. Ölpreiskrise ↓).

• Nach 1986: Entwicklung eines marktbasiertes Preisregimes mit mehreren Referenzsorten: West Texas Intermediate (WTI) und Brent sowie in neuerer Zeit Dubai/Oman (auch Fateh genannt) werden über das so genannte formula pricing preisbestimmend.

Beim formula pricing erfolgt der Großteil des Rohölhandels über eine kleine Anzahl liquider Referenz-sorten; Preise der restlichen Rohölsorten durch ± Zu- oder Abschläge je nach Lage und Qualität.

• OPEC in den 90er Jahren 1988: Ende des Kriegs Iran-Irak. Aug. 1990 Irak (unter Saddam Hussein) besetzt Kuwait und wird im Januar 1991 vertrieben. Der Ölpreis schwankt das restliche Jahrzehnt zwischen 15 und 20 US-$. Dieser relativ niedrige und stabile Ölpreis war hauptsächlich eine Folge von in den 80er Jahren aufgebauten großen Produktions- und Raffineriekapazitäten. Der niedrige Ölpreis übte einen Druck auf die Staatshaushalte derjenigen OPEC-Länder aus, die stark von den Einnahmen aus ihren Ölexporten abhängig waren.

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• Letzter Versuch der OPEC für direkte Kontrolle über den Ölpreis: OPEC-Konferenz im März 2000 mit Beschluss eines Preisbands zwischen 22 US-$ und 28 US-$.

• Preisband hält bis 2003, wobei ein Einfluss der OPEC in dieser Phase in der Literatur ebenfalls angezweifelt wird. Der Markt war zu dieser Zeit durch relativ geringe Produktions- und Raffineriekapazitäten, eine ungünstige Produktions- bzw. Raffineriestruktur (zu hoher Anteil schwerer Öle) und eine sehr hohe Nach-frage nach Erdöl gekennzeichnet.

• Trotz einer Produktionserhöhung (auf 28 – 28,5 mb/d): Preise steigen 2005 auf über 70 $/b. Auf ihrer Konferenz im Juni 2005 setzt die OPEC das Preisband aus. 2006 vorübergehende Marktberuhigung. Nach Produktionskürzung im Dezember 2006 wieder Preisanstieg. Die Konferenz im Oktober 2006 kann als eine Abkehr der OPEC von ihrem Anspruch der Setzung von Preisen interpretiert werden.

• Juli 2008 erreichte der Erdölpreis mit fast 150 US-$ pro Barrel seinen bisherigen Höhepunkt. Treiber: angebots- und nachfrageseitig verstärkt durch Spekulation.

• Nach Beginn der Wirtschaftskrise bis November 2008: Rückgang der Ölpreise und erneuter Anstieg 2010/11.

• Großer Spread zwischen WTI-Preis (billig) und Brent (deutlich teurer). Gründe: Cushing „geflutet“ mit Öl (Kanada, neue Ölförderung USA, Europa: Afrikakrisen). Die teils sehr hohe Differenz zu Europa konnte mangels Transportkapazität von Cushing zur Golfküste nicht zu Arbitrage genutzt werden.

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Der Ölmarkt ist funktionell in drei Ebenen gegliedert: • Die so genannte Upstream-Ebene umfasst die Exploration und

Förderung von Rohöl. • Förderorte ≠ Verbrauchszentren und da Rohöl in der natürlichen

Form praktisch nicht nutzbar ist: Ebene des Transports und der Verarbeitung in Raffinerien dazwischen.

• Die unterste Ebene (Downstream) weist den Vertrieb in Tank-stellen, Heizölhandel etc. nahe am Verbraucher auf.

Seit 1973 (vorher vertikal integrierte Mineralölunternehmen = 7 Sisters): Auf jeder Ebene unabhängige Unternehmen tätig (Explorationsspezia-listen, reine Raffinerien, freie Ölhändler, freie Produktenhändler, …). Rohöl und Produkte werden heute auch an Börsen gehandel: Nymex mit Rohölsorte WTI und Londoner ICE (früher: IPC) mit Rohölsort Brent (Mischung aus verschiedenen Nordseesorten)

Abb. 7.3: Prozesskette und Märkte des Erdöls.

Energiewirtschaft I Deutschland: Nachfrageseite mit rund 110–118 Mio. t p.a., rund 2,9 % des Welt-marktes = größter Markt Europas. Der hohen Nachfrage steht nur eine geringe Eigenförderung in Höhe von unter 3 Mio. t p.a. gegenüber. Dadurch ist Deutschland eingebunden in die internationalen Mineralölmärkte: muss die Ölpreise als vom Markt gegeben ansehen und sich anpassen. Einigen kleinere deutsche Ölgesellschaften auf der Produktionsseite (Wintershall, RWE-DEA); primär Versorgung via internationale Ölkonzerne. Die regionale Liefer-struktur hat mit Russland, Großbritannien, Norwegen, Libyen und Saudi-Arabien sowie anderen Ölländern eine gute Ausgewogenheit erreicht, die früher bestehende regionale Versorgungsrisiken verringert hat. OPEC-Anteil derzeit bei rund 20 %.

Die Produktenversorgung erfolgt teils über Importe (beispielsweise aus Rotterdam), teils aus Eigenerzeugung in Raffinerien, die sich fünf verschiedenen regionalen Schwerpunkten zuordnen lassen: • Norddeutschland: je eine Raffinerie in Wilhelmshaven und Heide sowie zwei Raffinerien in

Hamburg. Der einzige Seehafen für Großtanker, Wilhelmshaven, ist über Pipelines mit Hamburg und dem Ruhrgebiet mit Anbindung von Lingen verbunden.

• Osten: Raffinerien in Schwedt an der Oder und in Spergau (Pipelines aus Russland). • Bayern: Raffineriezentrum bei Ingolstadt und eine weitere Raffinerie in Burghausen,

welche über eine Pipeline mit dem Adriahafen Triest sowie mit Genua verbunden sind. • Baden-Württemberg / Karlsruhe: Raffinerie, die aus Marseille über Pipeline versorgt wird. • An der Rheinschiene zwischen Karlsruhe und der niederländischen Grenze befinden sich

zwei Raffinerien im Raum Köln. Eine weitere Raffinerie befindet sich in Gelsenkirchen. Über Rheinschiene auch viel Produktenimport aus ARA-Häfen.

Abb. 7.2: Raffineriestandorte und Pipelines in Deutschland (Stand: 31.12.2008). Quelle: Mineralölwirtschaftsverband e.V., eigene Darstellung.

Energiewirtschaft I

Der deutsche Markt ist zu trennen nach der Großhandels- und der Endverbraucherstufe. Auf der Großhandelsstufe konkurrieren die in Deutschland erzeugten Mineralölprodukte mit den Importen (Rotterdam, …). Die Großhandelspreise folgen dem internationalen Preisniveau zuzüglich Transportkosten und Gewinnmarge. Liegen die Großhandelspreise über der Importparität, fließen Importe nach Deutschland und drücken so den Preis, bis die Importparität als Arbitragebedingung wieder erfüllt ist. Dagegen dominieren bei den Preisen auf der Endverbraucherstufe nationale Einflüsse (z.B. Steuern bei Benzin). Die Prognosen für die deutsche Nachfrage nach Mineralölprodukten gehen von einer tendenziell rückläufigen Nachfrage in den kommenden Jahren aus. Bis zum Jahr 2025 wird mit einem Rückgang der Nachfrage auf deutlich unter 100 Mill. t p.a. gerechnet. Härterer Wettbewerb von Erdgas und Biomasse im Wärmemarkt, verbesserte Motorentechnik bei den Kraftfahrzeugen, politisch erzwungene Beimischung von Biotreibstoff, bessere Wärmedämmung von Gebäuden etc. lassen den Absatz zurückgehen.

Energiewirtschaft I

7.4 Angebot Wie andere Märkte für Rohstoffe, hat auch der Ölmarkt eine Tendenz zu kurz-fristigen Schwankungen der Preise: Die jeweils kurzfristigen Preiselastizitäten des Angebots und der Nachfrage sind wegen der kurzfristig technischen Starrheiten niedrig (installierte Heizungsanlage, funktionierendes Auto mit relativ festem Verbrauch, Fördereinrichtungen mit nur gering variabler Kapazität, . . . ). Geringe Marktschwankungen → heftige Preisausschläge nach oben und unten. • „Klassische“ Antwort von Rohstoffunternehmen auf diese für langfristige

Planungen und angesichts der spezifischen Kapitalbindungen unerwünschte Situation hieß auch hier: vertikale Integration vom Bohrloch bis zur Tankstelle.

• Je starrer dabei die Rolle der Raffinerien als Verbindungsscharnier zwischen Rohölangebot und Produktennachfrage war, desto leichter konnten relativ ähn-liche Unternehmen entstehen, die die jeweiligen gegenseitigen Produktions-bedingungen gut kannten.

Im Erdölmarkt existierte also bereits früh aufgrund der Marktbeschaffenheit eine Tendenz für oligopolistische Marktstrukturen.

Energiewirtschaft I

7.4.1 Förderung Technische Förderbedingungen Förderung von Erdöl = hohe versunkene Kosten und geringe Produktionsflexibilität. Konventionelles Erdöl befindet sich unter Druck im Erdölmuttergestein (source rock), in dem das Erdöl wie in einem Schwamm in den Poren enthalten ist. Neben Erdöl befinden sich in einer Erdöllagerstätte Erdgas und Wasser (Kuppelprodukte der För-derung). Das geförderte Wasser ist mit Öl kontaminiert und wird entweder direkt entsorgt oder zur Erhöhung des Drucks wieder in das Bohrloch injiziert. Das Erdgas wird entweder abtransportiert (Pipeline; associated gas in Arabien) und genutzt oder vor Ort abgefackelt. IEA-Schätzungen: weltweit etwa 110 Mrd. cbm/a Gas abgefackelt, was in etwa dem Jahresverbrauch Deutschlands entspricht. Förderung → Druck in der Lagerstätte nimmt ab, wodurch die Förderrate mit der Zeit sinkt. Das Sinken der Fördermenge hängt neben dem Druck in der Lagerstätte von der Viskosität des Erdöls, der Durchlässigkeit des Gesteins und dem Eintritt von Grundwasser in das Reservoir ab. Beispielsweise kann bei einer zu schnellen anfänglichen Förderung der Druck zu schnell absinken, wodurch die gesamte aus dem Feld produzierte Menge zurückgeht. Aus diesem Grund wird bei größeren Projekten mit Hilfe vierdimensionaler seismischer Untersuchungen das Verhalten einer Lagerstätte in Echtzeit beobachtet, um auf veränderte geologische Gegebenheiten reagieren zu können und somit das Ölfeld optimal auszubeuten. Ein häufig genannter Entölungsgrad (Grad der Ausschöpfung einer Lagerstätte), der insbesondere auf nordamerikanischen Ölfeldern beruht, ist 35 %. Der Entölungsgrad kann durch die Zuführung von Gas, Wasser, Chemikalien oder durch Richtbohrungen (horizontal drilling ) erhöht werden. Diese Maßnahmen werden als Enhanced Oil Recovery bezeichnet (Sekundär- bzw. Tertiärtechniken zur Förderung).

Energiewirtschaft I

Entwicklung der Förderung Die Weltölförderung Mitte der neunziger Jahre lag bei rund 68,1 mb/d, d.h. rund 3280 Mill. t jährlich (inklusive Kondensate, Flüssiggas und Öl aus Teersänden). 2008 lag die Ölförderung auf der gesamten Welt bei durchschnittlich 81,8 mb/d, was rund 3928 Mill. Jahrestonnen entspricht. Die Förderangabe Million barrel per day (mb/d) entstand in der historischen Ent-wicklung, als nach Entdeckung ergiebiger Felder in Pennsylvania 1859 in den USA das geförderte Öl in leeren Whisky-Fässern (Barrel) abtransportiert wurde, weil keine anderen geeigneten Behälter verfügbar waren. Als überschlägige Faustformel verwendet die Branche den Ansatz: 1 mb/d ≈ 50 Millionen t p.a. Damit werden Volumenangaben in Gewichtsgrößen umgerechnet, was natürlich im Einzelfall je nach Ölsorte und deren spezifischem Gewicht ungenau ist. Die größten Förderländer im Jahr 2010 waren Saudi-Arabien (467,8 Mill. t p.a.), die russische Föderation (505,1), die USA (339,1), Iran (203,2), China (203,0), Kanada (162,8) und Mexiko (157,4). Die europäische Ölförderung in Höhe von ca. 200 Mill. t. p.a. wurde zu über 80 % von Großbritannien (63) und Norwegen (98,6) in der Nordsee erbracht. Marktanteil OPEC-Staaten im Jahr 2010: bei rund 41,5 %.

Abb. 7.4: Öl-Förderung im Vergleich (2010). Quelle: BP Statistical Review of World Energy 2011.

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7.4.2 Transport Der Handel von Rohöl und Ölprodukten ist stark von den bestehenden Transport- möglichkeiten abhängig. Fallbeispiel: Spread WTI – Brent über mehrere Jahre (fehlende Pipelines von Cushing in Richtung Süden zur Golfküste erschwerten das Wegschaffen von Öl). Eine gut ausgebaute Infrastruktur ist eine notwendige Bedingung für einen Welt-ölmarkt, d.h. für die Angleichung von Preisen in unterschiedlichen Regionen. Bei geringen Transportkosten und hohen ungenutzten Transportkapazitäten unterschei-den sich die Preise dann insbesondere aufgrund der verschiedenen Qualität der Rohölsorten. Je stärker die Transportkosten steigen, desto mehr Bedeutung erlangt die geographische Lage der jeweiligen Rohölsorte. Rohöl wird wegen der geringeren Kosten vorzugsweise mit Tankern auf internatio-nalen Wasserstraßen oder – falls dies nicht möglich ist – per Pipeline zu einem Lager oder einer Raffinerie transportiert. Von dort werden die Ölprodukte in wesentlich geringeren Transportgrößen per Schiff, LKW oder Eisenbahn an den jeweiligen Verbrauchsort transportiert. Tanker Öltanker können nach ihrer Größe in verschiedene Tankerklassen eingeteilt wer-den, die in Tabelle 7.2 aufgeführt sind. Da die Transportkosten pro Barrel mit steigender Tankergröße sinken, werden für weite Strecken VLCC und ULCC-Tanker bevorzugt. Allerdings können diese Tankerklassen nur wenige Häfen anfahren, so dass ihre Ladung teilweise auf See auf kleinere Tanker umgeladen wird.

Energiewirtschaft I

Tankerklasse Bezeichnung Tonnen

GP General Purpose 16500 – 24999

MR Medium Range 25000 – 44999

LR Large / Long Range 45000 – 159999

Aframax Average Freight Rate Assesment

75000 – 110000

VLCC Very Large Crudie Carrier 160000 – 319999

ULCC Ultra Large Crude Carrier 320000 – 549000

Energiewirtschaft I

Weiterhin werden Tanker anhand ihrer Sicherheit unterschieden. Als Reaktion auf das Tankerunglück der Exxon Valdez 1989 wurden von der USA mit dem Oil Pollution Act von 1990 und Europa mit der EG-Verordnung 417/2002 die Richtlinien für den Bau von Öltankern verschärft, so dass Einhüllen-Öltankschiffe („schmutzigeTanker“) durch Doppelhüllenkonstruktionen oder äquivalente Einhüllenkonstruktionen („saubere Tanker“) ersetzt werden mussten. Ein limitierender Faktor des Transports über Schiffe ist die begrenzte Kapazität von wichtigen Wasserstraßen wie der Straße von Hormus (17 mb/d), der Straße von Malakka (15 mb/d) und dem Suezkanal. Der Suezkanal, der das Mittelmeer mit dem roten Meer verbindet, kann aktuell nur von Tankern der Klasse Suezmax befahren werden. Größere Tanker können ihn nur unbeladen durchfahren. Das geladene Rohöl wird in einer zum Kanal parallel ver-laufenden Pipeline transportiert und nach der Durchquerung des Kanals wieder auf den Tanker verladen. Eine Schließung einer dieser Wasserstraßen könnte nur teilweise über andere Transportwege ausgeglichen werden.

Energiewirtschaft I

Pipelines Häufig unterstützen Pipelines den Transport mit Schiffen, indem sie beispielsweise Produktionsstätten mit Anlegestellen oder Anlegestellen mit Raffinerien verbin-den. Eine solche Verbindung von Baku ans Schwarze Meer diente bereits zu Beginn des Ölzeitalters zur Erreichung des Weltmarkts. Nur der Öltransport von Russland nach Europa erfolgt heute durchgehend mittels Pipelines. Bedeutsame Pipelines sind u.a. die 1.760 Kilometer lange Baku-Tiflis-Ceyhan-Pipeline (BTC), die Rohöl aus Aserbaidschan und Kasachstan am Kaspischen Meer zum Verladehafen Ceyhan am Mittelmeer transportiert und die 1.285 Kilometer lange Trans-Alaska-Pipeline, die Prudhoe Bay im Norden Alaskas mit dem eisfreien Hafen Valdez am Prince William Sound verbindet. Von dort aus Weitertransport mit Tankern.

Energiewirtschaft I 7.4.3 Lager Schätzungen: weltweit ≈ 7–8 Mrd. Barrel eingelagert. Davon können nur ca. 10 % bei Bedarf genutzt werden; Rest aus technischen, aber auch aus strategischen Gründen nicht verfügbar. Der Großteil der Lagerkapazität ist Eigentum von Ölfirmen, die diese Lager für eigene Zwecke benötigen. Deshalb haben die unabhängigen Lagerbestände, obwohl nur ein geringer Anteil der gesamten Lagerkapazität, einen großen Einfluss auf den Markt. Ein unabhängiger Lagerbetreiber kann zeitliche bzw. saisonale Preisschwankungen ausnutzen, indem er Preisschwankungen ausnutzt = Puffer zwischen dem jeweils preisunelastischen Angebot und der Nachfrage. Die Nachfrage nach Lagerbeständen, die von den erwarteten saisonalen Schwankungen abweicht, ist i.d.R. invers mit dem Preis korreliert.

Die kommerziellen Lagerbestände sind zwischen 1982 bis 2008 in etwa konstant geblieben, obwohl der Verbrauch um ein Drittel gestiegen ist. Umwandlung kommerzieller Lager in strategischen Lager ?

USA und europäische Staaten unterhalten strategische Erdölreserven, die für den Fall einer Ver-sorgungslücke aufgebaut wurden. Die „United States Strategic Petroleum Reserve“ ist die größte strategische Reserve der Welt.

Nicht unerheblich ist auch die Lagerhaltung von Heizöl bei den Endverbrauchern. I.d.R. versu-chen Ölkunden durch geschicktes zeitliches Platzieren ihrer Betankung von Heizöltanks Preis-vorteile zu realisieren. Dieser Effekt kann dazu führen, dass in bestimmten Phasen nur „halb voll“ getankt wird und später bei niedrigeren Preisen die Tanks gefüllt werden. Statistisch kann das über die Jahre zu scheinbar schwankendem Heizölverbrauch führen, weil in der Energie-bilanz der Zeitpunkt des Heizölkaufs als „Verbrauch“ gebucht wird (s. Kap. „Energiebilanzen“).

Energiewirtschaft I

7.4.4 Mineralölverarbeitung Raffinerien produzieren aus Rohöl Mineralölprodukte. Die Nachfrage richtet sich auf Produkte wie Heizöl oder Benzin. „Leichte Produkte“ wie Benzin oder Kerosin werden am Markt in der Regel ökonomisch höher bewertet als die schweren Produkte wie schweres Heizöl, das zudem wegen seines hohen Schadstoffgehalts in Deutschland gar nicht mehr eingesetzt werden darf. Häufig wird deshalb derartig „schlechtes Heizöl“ als Treibstoff für große Schiffe eingesetzt – nationale strenge Umweltgesetze gelten auf den Weltmeeren nicht. Bei der einfachen Mineralölverarbeitung handelt es sich um einen Kuppelproduktionspro-zess, bei dem die verschiedenen Mineralölprodukte in einem bestimmten Ausbeuteverhält-nis anfallen. Dieses ergibt sich mit Bandbreiten aus der Qualität des eingesetzten Rohöls und der technischen Ausstattung der Raffinerie. Zwei Hauptelemente der Raffinerietätigkeit: • Die Rohöldestillation (Primärdestillation, atmosphärische Destillation); Hier werden die im

Rohöl enthaltenen Kohlenwasserstoffe entsprechend ihres Siedeverhaltens in die Haupt-produktgruppen Flüssiggas, Rohbenzin, Mitteldestillat und atmosphärischer Rückstand getrennt. Meist sind diese Prozesseinheiten gemeint, wenn von „Raffineriekapazitäten“ die Rede ist.

• Die Weiterverarbeitung umfasst neben der Konversion die Nachbehandlung und Verede-lung zählen. Zu den verschiedenen Konversionsarten zählen das katalytische Cracken, das thermische Cracken und das Hydrocracken, bei denen die langen Kohlenstoffketten in kürzere gespalten werden. Bei der Konversion werden das Rohöldestillat oder andere brennfähige Zwischenprodukte des Raffinierungsprozesses je nach dem am Markt ver-langten (und höher bezahlten) Endprodukt in mittlere und leichte Fraktionen überführt.

Energiewirtschaft I

Das ökonomische Ziel einer Raffinerie ist die Erwirtschaftung einer Raffineriemarge = Differenz zwischen dem Marktwert der Fertigprodukte und den Kosten für den Einsatz des Ausgangs-Rohöls (entspricht ≈ Rohölpreis) zuzüglich der variablen Betriebskosten. Eine Raffinerie ist mit hohen anfänglichen Investitionskosten (= Fixkosten) verbunden, die in hohem Maße spezifisch sind. Hieraus resultieren u.a. erhebliche Marktaustritts-barrieren, zusätzlich verschärft durch Umweltauflagen im Fall einer Stilllegung. Im Fall von Überkapazitäten, wo die obige Raffineriemarge nicht die Abschreibungen deckt, werden Raffinerien weiter betrieben (wenn Deckungsbeiträge > 0) Bezogen auf den Standort der Raffinerien gibt es zwei Möglichkeiten: • Sie werden beschaffungsorientiert in der Nähe eines Rohölvorkommens errichtet, wo-

durch sich der Weg des Rohöls verkürzt, dafür aber ein längerer Transportweg für die Produkte zu den Verbrauchszentren in Kauf genommen wird. Hierzu zählen neben den beschaffungsorientierten Exportraffinerien in den Förderländern auch die Verarbeitungs-anlagen in den Einfuhrhäfen der Verbraucherländer (z.B. Rotterdam aus deutscher Sicht).

• Die Raffinerien werden verbrauchsorientiert in den Nachfrageschwerpunkten errichtet. Der längere Weg des homogenen Rohöltransports wird durch den verkürzten Produktenweg kompensiert. Dies gilt insbesondere für die deutschen Raffinerien im Binnenland (Rhein-schiene, Süddeutschland mit den beiden Schwerpunkten Ingolstadt und Karlsruhe).

Der verbrauchsorientierte Bau von Raffinerien dominierte in der Vergangenheit die beschaffungsorientierten Raffinerien. Ein Hauptgrund hierfür sind die höheren Transportkosten von Ölprodukten gegenüber den Transportkosten von Rohöl. Heute auch Strategie der Nahost-Staaten: Go downstream!

Abb. 7.5: Öl-Verbrauch im Vergleich (2010). Quelle: BP Statistical Review of World Energy 2011. Man erkennt die nach wie vor absolut hohe Nachfrage der USA, aber auch die hohe Nachfrage von China.

Energiewirtschaft I

7.5 Bestimmungsfaktoren der Ölpreise 7.5.1 Historische Ölpreissprünge Der Ölmarkt hat, anders als z.B. der Fahrrad- oder Brötchenmarkt, in den letzten 40 Jahren drastische Preissprünge nach oben und unten erlebt (vgl. Abbildung 7.6): • Herbst 1973/74: Ölpreis verdreifacht sich in wenigen Monaten auf rund 12 $/b. • Januar bis in das Frühjahr 1979 springt der Ölpreis von etwa 13 $/b auf zeitweilig bis zu 40 $/b. • Dezember 1985: Ölpreis fällt 1986 vom damaligen Wert 28 $/b auf unter 15 $/b. Zeitweise

wurden 1986 sogar Preise unter 10 $/b erreicht. • Die Besetzung Kuwaits am 2.8.1990 durch den Irak ließ die Ölpreise von einem Ausgangsniveau

von 16–18 $/b kurzfristig auf über 30 $/b ansteigen. Nach dem Waffenstillstand im März 1991 sanken die Ölpreise wieder deutlich unter 20 $/b etwa auf das Vorkriegsniveau und blieben danach je nach kurzfristiger Marktstörung bis zu Ende der neunziger Jahre in einem Korridor mit einer Bandbreite von wenigen Dollar um die 20 $/b, wobei in 1998 ein Tiefpunkt wegen der Asienkrise und der dadurch verursachten Nachfrageschwäche erreicht wurde.

• Ab 2002: Gleichmäßiger starker Anstieg der Ölpreise bis 70 $/b. • Mitte 2008 stiegen die Ölpreise sogar bis an die magische Grenze von knapp 150 $/b. Auslöser:

steigende Nachfrage auf dem Weltmarkt und Angebotsstörungen bspw. durch schwere Stürme, die Schäden an Fördereinrichtungen und Raffinerien hervorriefen, andererseits politisch bedingte Spekulationseffekte, da nach dem Irak-Krieg der Nahe Osten sehr labil wurde und bereits geringe Angebotsrückgänge als Folge von Naturereignissen oder politischen Unruhen die Märkte sehr eng werden ließen.

• Gesunkene Nachfrage lässt den Ölpreis im Jahr 2009 sinken (Wirtschaftskrise ab 2. Hälfte 2008).

Energiewirtschaft I

Rohölpreise seit 1861. Rot = reale 2011-US-$; Blau = nominale Werte. Quelle: BP

Blau = nominale Werte Rot = reale 2011-US-$

Energiewirtschaft I

7.5.2 Erklärungsansätze der Ölpreisentwicklung

Die theoretischen Erklärungsansätze für die heftigen Preisbewegungen in den ver-gangenen 45 Jahren lassen sich am besten nach den eher langfristigen und den eher kurzfristigen Konzepten unterscheiden. Bei allen langfristigen Erklärungsansätzen wird die Erschöpfbarkeit berücksichtigt. Anbieter behandeln eine Einheit Öl als Vermögensbestandteil (wie bspw. ein Wert-papier). Dessen „Verzinsung“ erfolgt über Höherbewertung in der Zeit (Hotelling- Regel). Der Ölpreis wird daher nicht nur durch die Förderkosten bestimmt, sondern vielmehr durch die so genannte Knappheitsrente für die natürliche Begrenztheit. • Der erste langfristige Erklärungsansatz sieht den Ölmarkt als größtenteils wettbewerblich

organisiert an. Allerdings unterscheiden sich die Kalküle von verschiedenen Produzenten-gruppen, d.h. es ist relevant, wer die Ressourcen besitzt. Eigentumsrechte: Eine nationale Fördergesellschaft hat andere Ziele als ein privatwirtschaftliche Aktiengesellschaft.

• Der zweite langfristige Erklärungsansatz basiert auf einer Kartellerklärung über die OPEC. Die OPEC als Kartell agiert als Monopolanbieter und setzt die Ölpreise nach Kartellkalkül. Restliche Anbieter wie Mexiko, Norwegen und UK folgen diesem Preis als Wettbewerbs-rand. Der Ölmarkt wäre demnach ein Teilmonopol. Zwei Varianten: Erstens könnte die Gesamt-OPEC = Kartell oder zweitens kann dies mit einer dominierenden Produzenten-gruppe (z.B. wie Saudi-Arabien und Kuwait )erklärt werden.

Das allgemeine Konzept

Ölanbieter behandeln eine Einheit Öl als Vermögensbestandteil (wie Wert-papier). Dessen „Verzinsung“ erfolgt über Höherbewertung in der Zeit (Hotelling-Regel). Maximierung des Gegenwartswertes eines Ölbestandes ergibt bei gegebenen Randbedingungen und perfekten Zukunftsmärkten einen eindeutig bestimmten Preis- und Ölförderpfad in Abhängigkeit von Abdiskontierungsrate, Ressourcenvorrat, Marktmacht der Anbieter, Preis-elastizität der Nachfrage, evtl. Backstopkosten. Der Ölpreis wird daher nicht entscheidend durch die Förderkosten bestimmt, sondern vielmehr durch die sogenannte Knappheitsrente für die natürliche Begrenztheit.

Ansatz A: Wettbewerbsmodell mit Betonung der Eigentumsrechte

Abdiskontierungsrate der großen Ölfirmen 1950 - 1973 = r + a r = (normaler realer) Weltkapitalmarktzinssatz a = Wahrscheinlichkeit, enteignet zu werden Abdiskontierungsrate der Ölstaaten nach Übernahme der Eigentumsrechte 1973/75 = r* < r r*= Kapitalrendite aus der Sicht der Ölstaaten, wobei interne Absorptions-fähigkeit, Wechselkursrisiko, Inflationssorge, Zugang zu den internationalen Kapitalmärkten eine Rolle spielen

Ansatz B: Monopolmacht bzw. OPEC = Kartell

OPEC als Kartell agiert als Monopolanbieter und setzt die Ölpreise nach Kartell-kalkül. Restliche Anbieter wie Mexiko, Norwegen, UK folgen diesem Preis als Wettbewerbsrand. Der Ölmarkt wäre demnach ein Teilmonopol. 2 Varianten: a) Naive Kartellinterpretation: Durch abgestimmte Verhaltensweisen reduziert

die OPEC ihre Förderung mit einem internen Quotensystem und sorgt dadurch für höhere als Wettbewerbspreise. Hat realiter selten funktioniert.

b) Kartellerklärung mit dominierender Produzentengruppe (Saudi-Arabien und Kuwait als „swing-producer“).

Tabelle 6.2: Langfristige ökonomische Erklärungsparadigmen

Energiewirtschaft I

Kurzfristige Erklärungsansätze In kurzfristiger Hinsicht hat der Ölmarkt real (ohne perfekte Zukunftsmärkte: Reservenunsicherheit, Nachfrageschätzungen, imperfekte Kapitalmärkte usw.) wegen der kurzfristig geringen Preiselastizität der Nachfrage eine hohe Bandbreite möglicher kurzfristiger Gleichgewichtspreise. Ohne zusätzliche stabilisierende Mechanismen muss mit starken Preisschwan-kungen nach unten und oben gerechnet werden. Nachfrage- oder angebots-seitige Störungen (Brand auf Förderplattform, drohende Schließung des Suez-Kanals, …) genauso wie politische Faktoren (Kriege zwischen Förderstaaten sowie Androhung , Ausführung von Ölboykotten) können zu hohen Preisschwankungen führen. Kurzfristig bedeutet, dass Ungleichgewichte über mehrere Monate oder ein bis zwei Jahre bestehen können, bis sich schließlich die fundamentalen Marktgegebenheiten wieder durchsetzen.

Abb. 7.7: Erklärungsansätze für Ölpreisentwicklungen.

Energiewirtschaft I Ansatz I: Änderungen der Marktstruktur: Vom Kartell der Sieben Schwestern zu den Spotmärkten und Ölbörsen von heute

1950 - 1973: a) Stabilität des Marktes durch Ausschaltung des Wettbewerbs auf der

Rohölebene durch die Konsortien der „Sieben Schwestern“ (interne Kar-tellstabilität durch Vertragsvereinbarungen bei Quotenabweichungen)

b) sukzessive Erosion der Stärke der „Sieben Schwestern“ durch Newcomer (externe Kartellinstabilität)

ab 1974: a) Spotmärkte anstelle von Langfristverträgen (neue flexibere Raffinerie-

techniken, Wettbewerb auf allen Ebenen des Marktes, ...): Ölbörsen. b) Ungleichgewichte verstärkende Schwankungen in der Lagerhaltung c) Durch Änderungen in der vertikalen Integration neues Spiel mit neuen

Rollen: OPEC’s push into refining einerseits / Ölgesellschaften erschließen neues Öl (Alaska, Nordsee, ...) andererseits. Dabei Begrenzungen der Flexibilität der „Swing-producer“ wie Saudi-Arabien nach unten.

d) Prognoseunsicherheit hinsichtlich der Preiselastizität der Nachfrage ab 1986 bis 2000: ruhige Marktentwicklung mit Preisen zwischen 15 und 25 $/bl ab 2000: sehr starkes Nachfragewachstum und unzureichender Zubau von Raffi-neriekapazitäten lassen die Ölmärkte enger werden. Verstärkt wird dieser Effekt durch politisch instabile Verhältnisse in wichtigen Ölförderländern (Nigeria, Irak, …).

Energiewirtschaft I

Ansatz II: Politische Faktoren entweder als Auslöser oder eigener Einfluss

Dominierende Anbieter: arabische Golfstaaten:

a) Die arabischen Staaten dominieren OPEC und setzen politische Ziele (israelisch/arabischer Konflikt) durch.

b) innerarabische Probleme: Saudi-Arabien und Kuwait als eher

westlich orientierte, Libyen als „revolutionär“, Irak mit Führungsmachtanspruch und Iran als religiös-fun-damentalistische Mächte.

Politische Rahmenbedingungen der Ölnachfrager: c) geänderte amerikanische Ölimportpolitik (Nixon 1973),

Wandlung von China zum Nettoölimporteur (90er Jahre)

Energiewirtschaft I

7.6 Handel Gut eindeutig definiert → als standardisiert handelbar. Wie Kohle und Gas ist auch Erdöl ein heterogenes Gut. Weltweit ≈ 190 unterschiedliche international gehan- delte Rohölsorten. Diese Rohölsorten unterscheiden sich anhand der relativen Dichte und ihres Schwefelgehaltes → unterschiedliche Preise. Zudem ist für den Transport mit Pipelines die Total Acid Number (TAN) einer Rohölsorte relevant, die den Säuregehalt erfasst, da es bei einem hohen Säuregehalt zu Korrosionsproble-men in der Pipeline kommen kann. 7.6.1 Referenzsorten Die Heterogenität von Erdöl wäre ökonomisch unproblematisch, wenn es für jede Rohölsorte einen gut funktionierenden, effizienten Markt geben würde. Bei den meisten der gehandelten Rohölsorten ist dies jedoch nicht gegeben. Wie aus Tabelle 7.5 zu erkennen ist, entfällt bereits etwa ein Drittel der Weltproduktion auf die zehn Rohölsorten mit dem höchsten Fördervolumen. Im Umkehrschluss bedeutet dies, dass sich die verbliebenen zwei Drittel der Weltproduktion teilweise in klein-sten Mengen auf die restlichen Rohölsorten aufteilen. Für einen liquiden physi-schen Handel wird jedoch ein tägliches Fördervolumen von mehreren hundert-tausend Barrel benötigt, da Erdöl physisch in sehr großen Mengen gehandelt wird. So fasst der größte Supertanker etwa 2 Millionen Barrel Erdöl, d.h. fast die gesamte tägliche Produktion von Kuwait.

Energiewirtschaft I

Förderung Weltförderung

Urals 31-32 0,8-1,8 8.500 10,43 % Russland

Arab Light 32,7 1,8 5.000 6,13 % Saudi Arabien

Maya 21,8 3,33 2.390 2,93 % Mexiko

Kuwait 30,5 2,55 2.370 2,91 % Kuwait

Iran Heavy 30,2 1,77 1.500 1,84 % Iran

Arab Extra Light 38,4 1,4 1.400 1,72 % Saudi Arabien

Basrah Blend 34,4 2,1 1.400 1,72 % Irak

Saharan Blend 45,7 0,1 1.350 1,66 % Algerien

Arab Heavy 27,7 1,92 1.200 1,47 % Saudi Arabien

Arab Medium 31,8 2,45 1.200 1,47 % Saudi Arabien

WTI (New York) 38,7 0,45 340 0,42 % US

Brent Blend (London)

37,9 0,45 236 0,29 % UK

Energiewirtschaft I

• Meistens kein ausreichendes Fördervolumen für liquiden physischen Handel. Die Preisbildung von Erdöl erfolgt für die meisten Rohölsorten über die Referenz-preise ≈ Ergebnis besonders liquider Märkte für geeignete Sorten.

• Es haben sich nicht diejenigen Standorte mit dem höchsten physischen Volu-men als Referenzsorten durchgesetzt.

• Stattdessen konzentriert bisher sich der Handel auf zwei Futureskontrakte: den Brent Future an der ICE in London und den NYMEX Light Sweet Crude Oil Future auf WTI, der in New York gehandelt wird. Diese beiden Terminkontrakte bilden die Preisreferenz für viele andere Rohölsorten, die mittels Zu- bzw. Abschlägen je nach ihrer geografischen Lage und ihren chemischen Eigenschaften auf die Referenzsorten bepreist werden. Die Referenzpreise haben somit eine weltweite Bedeutung, obwohl die physisch gehandelten Mengen von WTI und Brent zu-sammen nicht einmal 1 % der weltweiten Produktion ausmachen.

• Ein weiterer zukünftiger Referenzpreis könnte der Oman Crude Oil Futures werden, der auf die physisch liquide Rohölsorte Oman an der Dubai Mercantile Exchange gehandelt wird (im Entstehen).

Gründe (warum nicht andere Ölsorten): • Erstens starke Qualitätsunterschiede innerhalb einer Rohölsorte (z.B. russ. Urals). • Zweitens gibt es bei vielen Rohölsorten einen einzigen Produzenten. • Drittens sind Aufbau und Betrieb eines Börsenhandels selbst komplex. Vorteil

für große Finanzplätze wie New York und London.

Energiewirtschaft I

Damit ein Referenzpreis tatsächlich eine gute Annäherung an den Preis eines Gutes ist, muss der Referenzpreis drei Funktionen erfüllen: die Preisfindungsfunktion, die Absicherungsfunktion und die Referenzfunktion. • Die Preisfindungsfunktion bezieht sich auf den physischen Erdölhandel. Der Preis

für das physische Gut muss jederzeit korrekt die Marktsituation abbilden, d.h. Störungen in der Infrastruktur, Schwankungen in der Qualität und Veränderungen von Frachtraten müssen in den Preis eingehen.

• Die Absicherungsfunktion entspringt aus dem Auseinanderfallen der finanziellen Zahlungsströme von den physischen Warenströmen. Bspw. könnte sich ein Pro-duzent der leichten nigerianischen Rohölsorte Amenam Blend mittels eines Brent Futures gegen das Preisrisiko absichern. Der Halter eines solchen Absicherungs-geschäfts ist jedoch weniger an der korrekten Abbildung der Marktgegebenhei-ten des physischen Gutes interessiert. Eine Produktionsstörung der Referenzsorte hat geringe Auswirkung auf den Preis der nigerianischen Rohölsorte. Die Störung führt also zu einem Basisrisiko. Für den Produzenten ist stattdessen wichtig, dass der Referenzpreis den allgemeinen Preisverlauf für Erdöl korrekt abbildet.

• Die dritte Funktion ist schließlich die Referenzfunktion für die Bepreisung der-jenigen Rohölsorten, die über Prämien und Abschläge auf die Referenzsorte gehandelt werden.

7.6.2 Die Märkte für Brent (→ Thema für Seminar) Die leichten und schwefelarmen Rohölsorten des Brent Blend BFOE (Brent, Forties, Oseberg und Ekofisk) bilden die Referenzsorten für Europa und Afrika. Etwa zwei Drittel der weltweit physisch gehandelten Mengen werden auf BFOE bepreist.

Abb. 7.8: Die Märkte für Brent Futures: Seminarthema.

Energiewirtschaft I

8 Erdgas 8.1 Merkmale des Energieträgers 8.1.1 Definition Unter Erdgas wird ein vorrangig aus Methan (ca. 70–95 % CH4 ) sowie Kohlen- und Schwefelwasserstoffen bestehendes Gemisch verstanden, das aus separaten Lager-stätten gewonnen wird. Trockene Erdgase (dry gas ) weisen im Gegensatz zu nassen Erdgasen (hochkalo-risches H-Gas) einen geringen Anteil an höheren Kohlenwasserstoffen auf (niedrig-kalorisches L-Gas). Bezüglich des Anteils an Schwefelwasserstoffen wird zwischen Süßgas (ohne Schwefelwasserstoffe), lean gas (0–1 % Schwefelwasserstoffe) und Sauergas (> 1 %) unterschieden. Diese natürlich vorkommenden Erdgassorten mit sehr hohem Methananteil werden als „konventionelles Erdgas“ bezeichnet. Wegen des je nach Lagerstätte unterschied-lichen Energiegehaltes werden in Deutschland zwei standardisierte Erdgasqualitäten in verschiedenen Regionen angeboten: Hochkalorisches Erdgas (H-Gas) aus der norwegischen Nordsee oder Russland hat einen sehr hohen Methananteil (89–98 %) und damit einen um 20–25 % höheren Energiegehalt als das niedrigkalorisches L-Gas mit einem Methananteil von maximal 85 % aus den Fördergebieten in NL und Norddeutschland.

Energiewirtschaft I

Es gibt zwei Messverfahren für den Energiegehalt von Erdgas, so dass die amtliche Statistik in Deutschland so genannte Ho -Werte (Brennwert) und die Energiebilanzen Hu -Werte (Heizwert) ausweisen: Die Differenz ergibt sich durch die für die Verdunstung des bei der Verbrennung freiwerdenden Wassers notwendigen Energie. Für L-Gas gilt dann: 1 m3 Hu entspricht 31,736 MJ = 7580 kcal = 8,815 kWh. 1 m3 Ho entspricht 35,169 MJ = 8400 kcal = 9,77 kWh. Der Hu -Wert ist um rund 9,8 % niedriger als der Ho -Wert. Hinzu kommt, dass es auch in Deutschland Erdgasqualitäten in der Förderung gibt, deren Energiegehalt niedriger liegt als der angegebene Normwert für Hu . Dementsprechend muss auch im Gashandel auf die damit verbundenen Umrechnungsprobleme sorgfältig geachtet werden. „Löschgas“ (als Spaßbezeichnung) in Deutschland. Gas kann zum Transport verflüssigt werden. In diesem Fall spricht man von LNG (liquified natural gas ). Verflüssigtes Erdgas wird seit 1964 bei Temperaturen von -162 ◦C in Tankern als LNG über große Seestrecken transportiert. Dabei sind auch heute noch die Transportkosten – bezogen auf die Energieeinheit je km Transportleistung – bei Erdgas je nach naturräumlichen Bedingungen bis um den Faktor 10 höher als bei Erdöl. Neben dem Erdgas gibt es noch weitere gasförmige Energieträger. Stadtgas (Kokerei- gas) ist ein Nebenprodukt der Koksherstellung und besteht vor allem aus Wasserstoff und Methan. Es wurde lange Zeit genutzt, ist aber mittlerweile vom Erdgas verdrängt. Dieses aus Steinkohle produzierte Stadtgas war giftig und konnte in naturalistischen Theaterstücken für den Suizid der Hauptperson genutzt werden.

Energiewirtschaft I Erdölgas (Raffineriegas, Flüssiggas, liquified petroleum gas, LPG) ist ein Nebenprodukt der Mineral-ölverarbeitung; hohe Anteile an Propan und Buthan. Dagegen ist Synthesegas (synthetic natural gas, SNG) ein erdgasähnlicher (d.h. vor allem aus Methan) Energieträger, der durch Spaltung flüssiger Kohlenwasserstoffe entsteht. SNG kann man technisch auch aus Steinkohle herstellen.

Biogas wird durch Vergärungsprozesse von Biomasse (Mais, Gülle) in Biogasanlagen erzeugt. Anfangs nur lokale Strom- und Wärmeerzeugung in BHKw, heute in großen Biogasanlagen erzeug-tes Biogas nach Veredelung in die örtlichen Gasnetze eingespeist → Endverbraucher.

Unkonventionelle Gasvorkommen bestehen aus Gesteinsgas (shale gas) oder Flözgas (nahe Kohle-vorkommen). Diese bis 2008/09 eher ignorierten Vorkommen stellen inzwischen eine durchaus beträchtliche Ressourcenbasis dar; Anstieg der Gasförderung in den USA nach 2007 (Fracking).

Wasserstoff ist ein Energieträger, der durch die thermische oder elektrolytische Spaltung von Wasser erzeugt werden kann. Bei Stromerzeugung aus Sonnenenergie (Photovoltaik, thermische Solar-Kraftwerke) wird Wasserstoff häufig als „(End-)Energieträger der Zukunft“ betrachtet: auch lagerfähig, transportierbar in geeigneten Pipelines, bis zu 5 – 10 % normalem Erdgas zumischbar. Für seine Gewinnung ist allerdings eine andere Primärenergiequelle nötig.

Daneben fällt Gas als Kuppelprodukt bei der Erdölförderung (associated gas) an. Heute zum Teil in die Felder zurück injiziert→ Druckerhöhung im Erdölfeld zu erhöhen → Ölausbeute reicht länger. Im Nahen Ostens werden damit angesichts der großen verfügbaren Mengen auch Meerwasser-entsalzungs-anlagen, Kraftwerke oder Chemieanlagen der so genannten Petrochemie betrieben.

Weitere Vorkommen von Erdgas finden sich als so genannte Gashydrate, d.h. Methan- und andere Kohlenwasserstoffgemische, die vor allem an den äußeren Kontinentalschelfbereichen oder unter Permafrostboden als gefrorene Lagerstätten vorkommen (bei Anbohren: Explosionsgefahr).

Energiewirtschaft I

8.1.2 Reserven

Die Vorräte von Erdgas sind nicht ganz so einseitig auf eine Region konzentriert wie bei Erdöl, aber auch nicht so gleichmäßig verteilt wie im Falle der Kohle. Die drei größten Erdgasbesitzer Russland, Iran und Katar ≈ deutlich über 50 % der Reserven. Gruppe der größten 5 (inkl. Saudi-Arabien, VEA) ≈ fast 2/3 der Reserven. Einen Überblick über die Reservenverteilung in 2008 gibt Abbildung 8.1. Die wirtschaftlich gewinnbaren Reserven liegen zu einem großen Teil im Gebiet der früheren GUS-Staaten Russland, Turkmenistan, Kasachstan sowie im Nahen Osten. Diese Vorkommen werden auch als strategische Ellipse bezeichnet. Die derzeit noch großen Reserven in den USA/Kanada sind wegen hoher Förderung nur von begrenzter Reich-weite; aber große Vorkommen unkonventioneller Gasreserven. Weltreserven (2010) ≈ 187.000 Mrd. cbm. Die statische Reichweite betrug im Jahr 2010 etwa 60 Jahre. Trotz des gestiegenen Verbrauchs haben sich die nachgewiesenen und wirtschaftlich gewinnbaren Reserven in den letzten fünfzehn Jahren schneller erhöht. Die Ressourcensituation für Erdgas kann sich zudem in mittlerer Zukunft bereits noch günstiger darstellen: Neuexploration konventioneller Lagerstätten + unkonventionelle Gasvorkommen + langfristig (Methan-Wasser-Gemisch in der Tiefe der Kontinental-hänge der Ozeane oder auch in Permafrost-Gebieten). Umgangssprachlich: Clathrate; Förderkosten nur schwer abschätzbar. Letztere stellen ein riesiges Potential an Kohlen-wasserstoffvorkommen dar (Größenordnung 10 über den derzeitigen Erdgasreserven).

Abb. 8.1: Gas-Reserven nach Ländern 2010. Quelle: BP Statistical Review of World Energy 2011.

Energiewirtschaft I

8.1.3 Vergleich von Erdgas und Mineralöl Erdgas und Mineralöl: beiden gemeinsam Exploration und Erschließung von Feldern. Ölproduktmärkte: fungible Güter mit Transportwegen wie Schiff, Pipeline, Bahn oder Straße bedienbar. Dagegen ist Erdgas erstens durch seine netzgebundene Transportlogistik spätestens in der regionalen und lokalen Verteilung stärker limitiert, und zweitens befindet es sich auf praktisch all seinen Märkten in Konkur-renz zu anderen Energieträgern, während Mineralöl im Transportbereich (Diesel-kraftstoff, Benzin und Flugbenzin) auf absehbare Zeit einen sicheren Absatz hat. Besonderheiten von Erdgas: Notwendigkeit, die Entwicklung der Gasförderung als Paket bestehend aus Feldentwicklung, Transport und Markterschließung. Die Vorlaufzeiten (in der Vergangenheit) bis zu 10 Jahre und die Vertragslaufzeiten 15–25 Jahre. Gasfelder wurden nur dann erschlossen, wenn zuvor ein genügend großer Markt auf der Abnehmerseite aufgetan war, um Feld und Infrastruktur auszulasten. Neben den für Mineralöl flexibleren Transportmedien hat die Infrastruktur der Transportlogistik mit den Wegen Ölfeld-Raffinerie und Raffinerie-Verbraucher zwei Ebenen, während es bei Erdgas – abgesehen von unterschiedlichen Vermarktungs-ebenen – nur die direkte Verbindung zwischen Feld und Verbraucher über Pipelines oder als LNG gibt. Durch die Umwandlung (Raffinerien) und die leichte Transport- und Speichermöglichkeit hat Mineralöl zusätzliche Freiheitsgrade.

Energiewirtschaft I

Mineralöl Erdgas

Felderschließung schrittweise möglich i.d.R. auf einmal

Transport / Logistik Rohöl: Tanker, Pipelines Produkte: flexibel Pipeline, Lkw, Eisenbahn, …

Pipeline (i.d.R. günstig), LNG (teurer), Verteilung nur über Rohrleitungen

Weiterverarbeitung sehr flexibel möglich Grundstoff Chemie, Erdgas, GTL für spezielle Felder

Speicherfähigkeit In Tanks unterschiedlicher Größe

Kavernen, Gasbehälter, Bandbreite in der Pipeline

Energiewirtschaft I

8.2 Entwicklung des Erdgasmarkts 8.2.1 Einführung Altertum: Berichte über „ewige Flammen“ zu kultischen Zwecken → Erdgaslager-stätten? Ende des 3. Jahrhunderts nutzten die Chinesen „Feuerbrunnen“ zum Salz-sieden. Ab dem 16. Jahrhundert wurde Erdgas in China systematisch gewonnen. Mit Bambusstangen verrohrte Bohrungen hatten um 1750 bereits Teufen von 500 m, und 1835 ist in einem Fall sogar eine Teufe von etwas über 1000 m bekannt. USA: erste Erdgasquelle 1825 in der Nähe New Yorks. Die wirtschaftliche Nutzung von Erdgas erst mit dem Beginn des 20. Jahrhunderts. In den 1930er Jahren wurden Teile Polens, Rumäniens und der Südwesten der damaligen Sowjetunion mit Erdgas versorgt. Lange Zeit auch Nutzung von Erdölbegleitgas (associated gas ). Westeuropa: nach dem Zweiten Weltkrieg als Erdgasförderer und -verbraucher. In West- und Mitteleuropa: Aufschwung der Erdgasnutzung mit den großen Erdgas-funden in den Niederlanden (Groningen), die erst den kapitalintensiven Aufbau einer westeuropäischen Erdgas-Infrastruktur in den 1960er und 1970er Jahren erlaubten. Mit der Entdeckung großer Erdgasfelder in der Nordsee, (Niederlande, England, dann im norwegischen Teil), begann die große Expansion des Erdgases in Mitteleuropa.

Expansion setzte voraus: Lösung von Transport- und Logistikproblemen wie dem Bau von Speichern für den jahreszeitlichen Ausgleich von möglichst gleichmäßiger Förderung und besonders hohem Gasverbrauch im Winterhalbjahr. So betrug im Jahr 1965 der Welterdgasverbrauch rund 700 Mrd. m3 (USA über 2/3, UdSSR ≈ 1/6). In den folgenden vier Jahrzehnten hat sich demgegenüber der Erdgasverbrauch weltweit vervierfacht und Erdgas wird zurzeit in vielen Ländern intensiv genutzt.

Energiewirtschaft I 8.2.2 Entwicklung in Deutschland Erdgaswirtschaft D. historisch aus der Versorgung mit Kokerei- bzw. Stadtgas auf der Basis Steinkohle entwickelt; zunächst Straßen- und Gebäudebeleuchtung. Hannover: 1826 erste Gaswerke zur Straßenbeleuchtung. Es folgten als größere Städte Dresden (1828), Frankfurt/Main (1828), Leipzig (1838), Aachen (1838) und Hamburg 1844), so dass es 1855 ca. 200 Gasanstalten in Deutschland gab. Die ersten Gaswerke wurden von ausländischen Investoren errichtet, ihr Betrieb wurde jedoch schnell von den Kommunen in Eigenregie organisiert. Dresden übernahm 1830 /31 die Gasbeleuchtung und gründete die ersten deutschen kommunalen Gaswerke. Berlin folgte 1847. Andere Städte gründeten direkt eigene Gaswerke: Weichenstellung für die noch heute vorherrschende Eigentumsstruktur mit kommunalen Ortsversorgern (Stadtwerken) gestellt. Dieses Stadtgas war giftig, wovon bspw. naturalistische Theaterstücke mit dramatischem Ausgang zeugen. Ursprünglich wurde die Gaserzeugung ausschließlich in den Verbrauchszentren durch-geführt. Mit dem Beginn des 20. Jahrhunderts entwickelte sich auch die Ferngasver-sorgung. Besonders im Ruhrgebiet versorgten die Zechen nahegelegene Stadtwerke mit Kokereigas. Zunehmende Fortschritte bei der Transporttechnik → Gründung durch Bergwerks-gesellschaften des Ruhrgebietes 1926 die AG für Kohleverwertung, die 1928 zur Ruhrgas AG umbenannt wurde; ähnlich für die gegründete 1921 Thyssensche Gas- und Wasserwerke. Aufschwung für Ferngasversorgung und deutsche Gaswirt-schaft in den 1960er Jahren: Entdeckung von Erdgasvorkommen in der norddeut-schen Tiefebene und Feldes bei Groningen NL 1959. Bereits 1963 wurden von der Thyssengas, dann von Ruhrgas AG langfristige Lieferverträge über niederländi-sches Erdgas abgeschlossen.

Energiewirtschaft I Erdgas hatte 2 Vorteile gegenüber dem Kokerei- und Stadtgas: 1. günstigere Produk-tionskosten (Wärmemarkt; Konkurrenz zu Kohle und Öl), 2. Erdgas nicht giftig (höhere Akzeptanz) → starke Absatzsteigerung von Erdgas. Da die Liefermengen aus den Niederlanden bald nicht mehr reichten, früh Erschließung weiterer Erdgasquellen für den deutschen Markt. Erste Verträge über den Bezug russischen Erdgases wurden schon 1970 abgeschlossen (NATO?), und die Lieferungen wurden 1973 aufgenommen. Seit Ende der 1970er Jahre wird zusätzlich Erdgas aus der Nordsee mit dem Hauptlieferanten Norwegen bezogen und seit 1994 auch kleinere Mengen aus Dänemark. Parallel dazu wurden das deutsche Gas-Pipeline- System sowie mehrere unterirdische Gasspeicher ausgebaut. Ab 1993/94 Markteintritt des Newcomers WINGAS (Tochter der Tochter Wintershall/BASF) Neue Konkurrenzsituation, weil danach zum ersten Mal größere Gebiete durch zwei Pipelinegesellschaften bedient wurden, deren zugehörige Handelsorganisationen in Konkurrenz standen. 1. WINGAS-Pipeline: MIDAL vom Dollart-Anlandepunkt Bünde nördlich von Emden über Kassel nach Ludwigshafen, diente somit zuerst der direkten Versorgung der BASF selbst. In der Folge baute WINGAS mit einem Abzweig von Bielefeld nach Aachen (WEDAL) und den Ost-West-Pipelines STEGAL und JAGAL sowie anderen Projekten ein umfassendes Ferngastransportsystem. Gegen die Beteiligung an einem sehr großen russischen Erdgasfeld war die Konzernmutter BASF im Sommer 2007 bereit, die Gazprom-Beteiligung auf 50 % minus eine Aktie zu erhöhen.

Energiewirtschaft I 8.2.3 Traditionelle Marktstruktur in Deutschland Die Gaswirtschaft der Bundesrepublik D. gliederte sich bis etwa 2004 in die Teilbereiche der öffentlichen und der übrigen Gaswirtschaft. Öffentliche Gaswirtschaft = alle Unter-nehmen, die Dritte (Industrie, private Haushalte, Handel, Gewerbe und Dienstleistungen wie Kraftwerke) mit Gas belieferten. Hierzu zählten Orts- und Regionalunternehmen, Ferngasgesellschaften, Erdgasfördergesellschaften und Kokereien. Zur übrigen Gaswirt-schaft gehörten Steinkohlenbergbau, Eisenindustrie und Mineralöl-industrie, wo Gas in Kuppelproduktion erzeugt wurde und überwiegend dem Eigenverbrauch diente. In Deutschland waren die Handels- und Transportfunktionen in großen Gesellschaften integriert: Die Gesellschaft mit Netz kaufte Erdgas, das sie in ihrem Gebiet an Kunden absetzte. Diese konnten nur bei ihr kaufen, da nur dieses eine Netz zur Verfügung stand. Die Ferngasgesellschaften 1. Stufe bezogen direkt von den in- und ausländischen Produzenten und gaben ihr Gas an nachgeordnete Ferngasunternehmen, Orts- und Regionalversorger oder direkt an Großkunden aus dem Industrie- und Kraftwerksbereich weiter. Die größte deutsche Ferngasgesell-schaft mit integrierten Funktionen Gasimport und -einkauf sowie Ferntransport ist die Ruhrgas AG (nach Fusion mit E.ON ein Teil des E.ON-Konzerns). Außerdem Thyssengas, VNG in den neuen Bundes-ländern oder die WINGAS in Kassel. Je nach Abgrenzung von Kartellamt oder Bundesnetzagentur zählen noch weitere Gesellschaften dazu wie Statoil oder die eher regional tätige Erdgas Münster.

Die Ferngasgesellschaften 2. Stufe belieferten ihrerseits Orts- und Regionalversorger wie auch Industrie und Kraftwerke, verfügten aber zum Teil auch über eine eigene Ortsversorgung zur Belieferung von Kleinverbrauchern.

Abb. 8.2: Struktur des Erdgasmarktes vor der Liberalisierung.

Energiewirtschaft I Bis 2005/06 hatten die jeweiligen regionalen und lokalen Verteilergesellschaften monopolartige Stellungen inne. Markteintritt der WINGAS zeigt: Markt war angreifbar.

Marktstruktur rechtlich durch Demarkations- und Konzessionsverträge zementiert. Demarkationsverträge waren bilaterale Verträge zwischen zwei Versorgungsunter-nehmen. Sie beinhalteten die Verpflichtung, nicht die Kunden des Vertragspartners unmittelbar zu beliefern.

Horizontale Demarkationsverträge galten zwischen Unter-nehmen der gleichen Stufen, während vertikale Demarkationsverträge zwischen Vorlieferanten und Kunden abge-schlossen wurden. Sie beinhalteten Grenzmengen-abkommen und Höchstpreisbindun-gen. Die Freistellung dieser Verträge vom GWB nach § 103 basierte auf der Vorstellung, dass es sich bei der Gasversorgung als Ganzes um ein natürliches Monopol handelte.

Konzessionsverträge waren Verträge zwischen den Kommunen als privatrechtlichem Eigentümer der öffentlichen Wege und Versorgungsunternehmen leitungsgebundener Dienste (Gas, Strom, Wasser). Vertragsgegenstand war die befristete Überlassung des ausschließlichen Wegenutzungsrechtes (Ausschließlichkeits- und Verzichtsklausel) für das Versorgungsunternehmen. Als Gegenleistung zahlte das Versorgungsunternehmen z.B. als Teil des Umsatzes oder des Gewinns die Konzessionsabgabe an die Kommune. Die Konzessionsabgaben bildeten gemessen an den Haushalten der Gemeinden erheb-liche Beträge. Andererseits wurde ihnen von Anbietern nicht leitungsgebundener Ener-gieträger vorgeworfen, sie bildeten einen Anreiz für die Kommunen, aus finanziellen Interessen leitungsgebundene Energieträger zu bevorzugen.

Energiewirtschaft I 8.2.4 Auswirkungen der klassischen Marktstruktur Handels- und die (monopolistische) Transportfunktionen in einem Unternehmen zusam-mengefasst → Praktiken der Preisdifferenzierung möglich, d.h. verschiedene Kunden-gruppen bezahlen unterschiedliche Gaspreise (je nach Preiselastizität der Nachfrage und Möglichkeiten zur Gassubstitution). Normalerweise würden in funktionierenden Märkten Preisunterschiede aufgrund von Preisdifferenzierung eines Anbieters durch Arbitragegeschäfte eliminiert. Arbitragege-schäfte sind risikolose Geschäfte, bei denen ein günstig einkaufendes Unternehmen zu einem höheren Preis zeitgleich weiter verkauft. Beispielsweise die Aktienkurse an verschiedenen Börsenhandelsplätzen i.d.R. praktisch immer identisch: Ausnutzung geringer Preisunterschiede läuft im Informationszeitalter fast kostenlos. Im Gasmarkt wäre für das Ausnutzen derartiger Preisunterschiede eine Pipeline nötig. Die Transportleitung lag jedoch komplett in der Hand des preisdifferenzierenden Anbieters → Preisunterschiede konnten nicht mehr für Arbitragegeschäfte genutzt werden wegen Verweigerung des nötigen Transports durch das Gasunternehmen.

Diese Situation nutzte die Erdgaswirtschaft strategisch: Für den Wärmemarkt eine Preisorientierung am Konkurrenzenergieträger Heizöl und für den Kraftwerksmarkt am i.d.R. billigeren Energieträger Steinkohle. Beispiel Wärmemarkt: Nach dem Prinzip des anlegbaren Preises konnte eine Erdgasgesell-schaft beispielsweise von einem Hausbesitzer den für den Heizenergiebedarf äquivalenten Ölpreis fordern, wobei Erdgas wegen seiner Handlingsvorteile (Wegfall von Speichertank beim Hausbesitzer, rußfreie Verbrennung mit entsprechend geringerem Wartungsaufwand für den Heizkessel etc.) sogar geringfügig teurer sein kann, bevor eine Brennstoffsubstitution erfolgte. Kostete der Liter Heizöl 50 Cent, was einem Preis von rund 50 €/MWh entspricht, konnte Erd-gas für den Endnutzer bis zu 55 €/MWh kosten.

Energiewirtschaft I

Das Prinzip des anlegbaren Preises in Deutschland hat maßgeblich dazu beigetragen, dass Erdgas Absatzmärkte erschließen konnte. Bei einem Ordnungsrahmen mit räum-lichen Versorgungsmonopolen war die Preisdifferenzierung aus der Perspektive der Marktversorgung zu akzeptieren. Der politische/ökonomische Preis hierfür war jedoch die teilweise Abschöpfung der Konsumentenrente durch die Erdgasunternehmen. Faktisch: Etwa bis 2006 derart gespaltene Preise nach Absatzbereichen in Deutschland.

Mehrstufigkeit des Handels- und Transportsystems → Problem der „doppelten Marginalisierung“ . Solange jede Gesellschaft dank abgegrenzter Versorgungsge-biete und faktischer Monopolstellung durch ihr Netz (innerhalb bestimmter Marktgrenzen) Monopolist war, kalkulierte sie nach der Regel für ihren individuellen Cournot-Punkt. Wenn ein monopolistisches Ferngasunternehmen A nicht selbst direkt an die Endnachfrage verkauft, sondern seinerseits an ein monopolistisches Stadtwerk B liefert, das sich einer linearen Nachfragefunktion der Endnachfrager pA = a − b · xA gegenüber sieht, dann entsteht eine vertikale Struktur mit zwei hintereinander agierenden Monopolisten. Jedes der beiden Unternehmen kalkuliert seinen Cournot-Punkt (Annahme: keine Substi-tutionsmöglichkeit). B rechnet bei unterschiedlichen Beschaffungspreisen mit der Endkun-dennachfrage. A weiß das und leitet daraus seine „Nachfragefunktion“ von B ab. Einsetzen ergibt: pB = ¾ ∙ a + ¼ ∙ c, wobei c die Fördergrenzkosten oder Importpreise von A sind.

Einschränkung: Substitutionsmöglichkeit durch Heizöl → geknickte Nachfragekurve !

Abb. 8.3: Doppelte Marginalisierung.

Energiewirtschaft I Der Monopolgewinn der beiden Monopolisten zusammen ist kleiner als bei einem einfachen Monopol. Einfache Rechnungen zeigen, dass gilt:

𝐺𝐴 = (𝑎−𝑐)2

8𝑏 und 𝐺𝐵 = (𝑎−𝑐)2

16𝑏 , so dass GA + GB < 𝐺𝑀𝑀𝑀= (𝑎−𝑐)2

4𝑏

Der Gewinn des Unternehmens A ist nur halb so hoch wie der Gewinn eines integrierten Monopolisten. Im diesem Fall ist jedoch auch der kombinierte Gewinn der beiden Mono-polisten geringer als der Gewinn eines vollständig integrierten Unternehmens. GA + GB < Gmonopolist

Anbieter A wünscht auf der nachgelagerten Stufe andere Bedingungen als einen mono-polistischen Abnehmer – und dies ist auch im Interesse der Konsumenten, die bei einem einfachen einstufigen Monopol eine höhere Wohlfahrt erreichen würden als bei einem zweistufigen. Denn obwohl auch die Unternehmen schlechter gestellt werden, führt die doppelte Marginalisierung zu besonders großen Wohlfahrtsverlusten der Konsumenten.

Aus der doppelten Marginalisierung entsteht eine zu teure und weder für die Unterneh-men (als ganzes) noch für die Konsumenten und Erdgasnachfrager vorteilhafte Situation.

Eine Möglichkeit zur „Lösung“ dieses Problems lag darin, dass sich der Lieferant A an der regionalen Verteilergesellschaft beteiligte und dort Einfluss auf die Preispolitik nahm. Als zweites wurde das grundsätzliche Problem etwas entschärft durch die Konkurrenz zu an-deren Energieträgern. Da viele Nachfrager in Abhängigkeit eines möglichen Substituts-preises eine Wahlmöglichkeit für andere Brennstoffe bestand wie etwa leichtes Heizöl im Wärmemarkt oder Steinkohle im Kraftwerksmarkt, hatte die Nachfragefunktion nach Erdgas in jedem Markt einen Knick bei einem Preis pS und der zugehörigen Menge yS. Dann war der Marktpreis i.d.R. durch den Knickpunkt (= anlegbarer Preis) gegeben.

Energiewirtschaft I

Die „doppelte Marginalisierung“ führte somit zu einem Problem der Rentenaufteilung auf die verschiedenen Stufen. Dieser Rentenverteilungskonflikt wurde in Westeuropa durch die Produzentenmacht weniger Oligopolisten und als Gegengewicht durch die Einkaufs-marktmacht weniger großer Ferngasgesellschaften wie Gaz de France oder Ruhrgas in Balance gehalten.

8.2.5 Regulierung des Netzzugangs und die Liberalisierung Ordnungsrahmen der Gaswirtschaft mit geschlossenen Versorgungsgebieten und Trans-portmonopolen kam seit den 1980er Jahren zunehmend in die Kritik. In den USA: schon 1985 ein Durchleitungssystem (open access ) → eröffnete Dritten den Zugang zum Netz. Damit ein staatlicher Eingriff zur Öffnung der Netze gerechtfertigt ist, müssen vermachtete Strukturen vorliegen, dass bei normaler Entwicklung des Marktes kein Wettbewerb ent-stehen kann. Die meisten leitungsgebundenen Märkte fallen in diese Kategorie, da das Netz i.d.R. als nicht angreifbares natürliches Monopol angesehen wird. „Fernhandels-netze in Deutschland = natürliches Monopol“ müsste aber durch den Markteintritt der WINGAS nach der obigen Definition eines natürlichen Monopols abgewiesen werden. Probleme dabei: irreversible Kosten, Informationsassymmetrien, … Erste Einschätzung spricht doch für eine extrem schlechte Angreifbarkeit von Fernhandelsmärkten, da sie hohe irreversible Kosten aufweisen und somit ein Markteintritt ausschließlich von sehr kapitalstarken Unternehmen möglich ist. Auf der lokalen und regionalen Verteilerebene, wo das Erdgas in kleineren Rohrleitungen zu den Endkunden geleitet wird, herrscht ein natürliches Monopol für diese Netze.

Energiewirtschaft I EU- Richtlinie 98/30/EG: gemeinsame Vorschriften für einen europäischen Erdgasbinnen-markt festgeschrieben. Das Hauptaugenmerk lag im Gasmarkt dabei auf der Öffnung der Netze für Dritte. Umsetzung der Richtlinie durch das EnWG 1998. Konzept: verhandelter Netzzugang, zwischen den großen Verbänden BDI und VIK für die Industrie und der BGW und VKU für die Gaswirtschaft ausgehandelt.

EU-Beschleunigungsrichtlinie 2003/55/EG: ohne Möglichkeit eines verhandelten Netz-zugangs. Eine Regulierungsbehörde sollte die Netzentgelte regulieren.

Die EU-Vorgaben wurden durch das neue Energiewirtschaftsgesetzt EnWG 2005 in deut-sches Recht umgesetzt: Schaffung der Bundesnetzagentur, stärkere Entflechtung der be-stehenden Verbundunternehmen, die Netzentgelte zunächst durch eine kostenbasierte ex-ante- Regulierung reguliert, Erlass von Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) und Gasnetzentgeltverordnung (GasNEV). Ab Anfang 2009 wurde die Netzregulierung auf eine Anreizregulierung umgestellt. Ab 2006: drastische Änderung der Wettbewerbs-situation auf dem Gasmarkt durch erhöhten Gashandel, forcierte Freigabe von Gasmen-gen (z.B. durch Ruhrgas) Eintritt neuer Teilnehmer und Maßnahmen der BNetzA.

Durch die Entwicklung des Handels an den virtuellen Handelspunkten gab es fortan zwei Preise für Gas: zum einen den Marktpreis, zum anderen den Preis aus den ölpreis-gebundenen langfristigen Gaslieferverträgen der traditionellen Gaswirtschaft. BNetzA: Einführung der Tagesbilanzierung in Bilanzkreisen (GABi) in 2008 und die Neu-ordnung der Kapazitätsbuchungen (KARLA) in 2011 wichtige Schritte zu einer vollstän-digen Marktöffnung. Gleichzeitig im Zeitraum 2006–2011 die Anzahl der Marktgebiete von vierzehn auf zwei reduziert.

Energiewirtschaft I 8.3 Nachfrage Erdgas: „ premium product“ für den Endverbraucher wegen physischer Vorzüge. Im Vergleich zu Mineralöl und Kohle: generell höhere Umweltfreundlichkeit durch eine relativ saubere Verbrennung (ca. 200 g CO2/kWh gegenüber 240 g CO2/kWh bei Erdöl und 400 g CO2/kWh bei Braunkohle; keine Wasserverunreinigungen) oder der Wegfall einer Lagerung beim Verbraucher wie z.B. Heizöltanks. Außerdem lässt sich eine Erdgasverbrennung sehr flexibel steuern, so dass jederzeit exakte Temperaturen erreicht werden. Dies wissen nicht nur Köche, sondern auch Hersteller von hochwertiger Keramik oder anderen Spezialprodukten zu schätzen. Vergütung dieser Vorteile durch eine „Prämie“? Gas hat vor allem einen wichtigen Einsatzbereich im Wärmemarkt, wobei sowohl die Nieder-temperaturwärme (Heizung, Warmwasser) als auch die Prozesswärme für industrielle Prozesse bedeutend sind. In vielen Ländern auch ein Teil der Stromerzeugung auf Erdgasbasis. 90er Jahre: Erdgaspreise auf niedrigem Niveau → in der Stromerzeugung insbes. in kombinierten Gas- und Dampfkraft-werken (GuD-Anlagen) konkurrenzfähig. In einem solchen Kraftwerk betreibt das Erdgas zu-erst eine Gasturbine, deren heiße Abgase dann als Vorwärmstufe für die Dampferzeugung die-nen. Mit der Zuführung von wenig zusätzlichem Erdgas kann dann eine Dampfturbine betrie-ben werden. Beide mechanischen Kraftquellen erzeugen in einem Generator Strom mit einem energetischen Wirkungsgrad von 55–58 %. Ein neues GuD-Kraftwerk (2011) im bayrischen Irsching erreicht 60 %. Außerdem reine Gasturbinen für die Abdeckung von Spitzenlasten. Heute wird Erdgas auch direkt als Kraftstoff für den Antrieb von Fahrzeugen eingesetzt. Die Entwicklung des Erdgasverbrauchs zeigt Abbildung 8.4. Verbrauch im Jahr 2010: rund 3169 Mrd. m3 mit drei großen Verbrauchsregionen Nordamerika (26,9 %), ehemalige GUS-Staaten (18,8 %) und Europa (15,5 %). Übereinstimmend mit dem Ölmarkt zeigt der Trend nach oben.

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Abb. 8.4: Weltweite Entwicklung des Gasverbrauchs in Mrd. m3 1965–2010. Quelle: BP Statistical Review of World Energy 2011.

Energiewirtschaft I

8.4 Angebot Auf den drei Marktstufen betätigen sich derzeit in Deutschland rund 650 Unternehmen. Insgesamt 80 % der deutschen Gasförderung erfolgt durch drei Unternehmen, die überwiegend internationalen Ölgesellschaften gehören. Das Unternehmen Erdgas Münster ist eine Verkaufsgesellschaft für die Erdgas-Förderung von mehreren Förderunternehmen wie MOBIL, Wintershall u.ä. und sammelt Erdgas aus Vorkommen in Norddeutschland und vertreibt diese schließlich im Auftrag der Produzenten. Großhandelsstufe: Die Ferngasgesellschaften beziehen Erdgas von in- und ausländischen Produzenten. Die wichtigste Importgesellschaft ist die E.ON-Ruhrgas AG mit Sitz in Essen sowie bspw. Thyssengas oder WINGAS. Die Eigentümerstruktur ist überwiegend privatwirtschaftlich. Zwischenhandelsstufe: 8 (Regional-) Gesellschaften. Sie beziehen von den Ferngasgesellschaften und haben untereinander einen geringen Handel. Ihre Eigentümerstruktur ist zu einem großen Teil gemischt-öffentlich- privatwirtschaftlich. Regional- und Ortsgasstufe: = Belieferung von Endverbrauchern, weit über 500 Unternehmen. Die Ortsgasstufe befindet sich überwiegend im öffentlich-kommunalen Besitz (häufig im Querverbund = Stadtwerke).

Energiewirtschaft I 8.4.1 Förderung In SKE oder MWh beträgt die Weltförderung von Erdgas derzeit knapp 2/3 der Öl-förderung. Die Förderung von Erdgas in den verschiedenen Weltregionen zeigt Abb. 8.5. Die Abbildung zeigt die (im Verhältnis zum Erdöl) regional etwas besser ausgewogene Förderung von Erdgas. Derzeit vier großen Regionen: • Nordamerika, das bisher aus eigenen Vorkommen mit Pipelines versorgt wurde, glaubte bis 2011,

zunehmend auf LNG-Importe angewiesen zu sein (Zusammenarbeit mit Qatar). • Europa im Verbund mit Nordafrika und den früheren GUS-Staaten. • der pazifische Raum: neben eigenen Vorkommen wie z.B. Indonesien zusätzlich mit LNG aus dem

Nahen Osten, Indonesien und Australien beliefert. • Mittel- und Südamerika ist bisher weitestgehend auf eigene Erdgasvorkommen angewiesen, liegt

aber auch mit einem Anteil von knapp 6 % an Weltverbrauch und -förderung bisher deutlich hinter den anderen Regionen zurück.

Die USA-(Netto-)Importquote näherte sich 2005 bereits der 20 %-Marke. Seit 2008 haben die USA auch verstärkt auf unkonventionelle Gaslagerstätten (shale gas, Kohleflözgas) zurück-gegriffen, was die Marktlage entspannte. Die EU deckt derzeit noch rund 50 % des Erdgasverbrauchs aus eigenen Quellen wie Groß-britannien, Niederlande, Deutschland, Italien, Dänemark oder Rumänien, ist aber zukünftig zunehmend auf Importe aus außereuropäischen Quellen wie Russland und Algerien ange-wiesen. Norwegen (nicht EU-Mitglied) deckt derzeit rund 15 % des europäischen Bedarfs. Produzenten: häufig staatseigene Monopole (russische Gazprom, algerische Sonatrach) oder aber internationale Ölkonzerne (Know-how-Vorteile). Die norwegischen Gasproduzenten exportieren praktisch ihre gesamte Förderung, da wegen der reichlich vorhandenen Wasserkraft und der geringen Bevölkerungszahl bisher keine bedeutende inländische Nach-frage besteht.

Abb. 8.5: Gasförderung nach Ländern 2010. Quelle: BP Statistical Review of World Energy 2011.

Energiewirtschaft I

Entstehung der (öl- oder kohlebasierten) Langfristverträge: Erste Lieferverträge mit kontinentaleuropäischen Gasgesellschaften direkt von den Gasproduzenten. Bis Mitte der 80er Jahre hatte der staatliche Gasproduzent Statoil eine führende Position bei den Verhandlungen erlangt. Zu dieser Zeit wurden die Lieferver-träge über die Ekofisk-, Frigg-, Stafjord-, Heimdal- und Gulfaks-Felder abgeschlossen. Grund: Produzenten hatten Gas, aber kein Verteil- und Vertriebsnetz in den Abneh-merländern. Also entweder vertikale Integration anstreben oder zur Vermeidung von „Lock-in“ Situationen Langfristverträge. Preisrisiko beim Produzenten, Mengen-risiko beim Importeur. Die ersten Verträge waren so genannte depletion contracts , d.h. bezogen sich auf Liefe-rungen aus einem bestimmten Feld. Der 1986 unter Federführung der Statoil und Ruhr-gas abgeschlossene Troll-Vertrag ist dagegen ein so genannter supply contract , d.h. die Lieferungen sind nicht an ein bestimmtes Feld gekoppelt. Diese Art der Verträge ist auch bei Bezügen aus Russland und den Niederlanden üblich. Für den Einkauf von norwegi-schem und russischem Gas hatten sich die west- und mitteleuropäischen Gasimporteure zu Einkaufskonsortien zusammengeschlossen. 1986/87 wurde die Organisation des norwegischen Gasexportes durch die Bildung ei- nes Verhandlungskomitees für Gasexporte (GFU), bestehend aus Statoil, Norsk Hydro und Saga, neu geregelt (Referenzsystem auch für die anderen in Norwegen fördernden Gasanbieter). Auf Druck der EU wurde dieses norwegische Gasverkaufskartell vor eini-gen Jahren aufgegeben. Im Oktober 2007 fusionierten Statoil und Norsk Hydro (zukünftig starke Position eines Unternehmens).

Energiewirtschaft I 8.4.2 Transport I. d. R. kommt Erdgas nicht dort in ausreichenden Mengen vor, wo die größte Nach-frage nach Erdgas herrscht. Es muss zu den Verbrauchszentren transportiert werden. Gas lässt sich technisch in zwei Formen (über weite Strecken) transportieren: 1. Ferntransport Variante A in Pipelines mit einem Durchmesser bis zu ca. 1,50 m unter sehr

hohem Druck, wozu etwa alle 200–300 km so genannte Verdichterstationen benötigt werden (Antrieb durch Gasmotoren). Über sehr große Entfernungen (z.B. von Sibirien nach Westeuropa oder von Algerien nach Frankreich) kann dabei ein Energieverbrauch für den reinen Transport von rund 10 % der eingespeisten Gasmenge resultieren. Die Kosten für den Pipeline-Transport lassen sich zukünftig durch bessere Materialien und höheren Betriebsdruck (z.B. 150 bar anstelle der derzeit üblichen 100 bar) deutlich senken. Pipelines werden heute bereits auch in größeren Tiefen auf dem Meeresboden gebaut, so dass bei-spielsweise Nordafrika oder die Gasfelder der Nordsee an Europas Festland angeschlossen sind. Prominentes Beispiel für eine derartige Unterwasserpipeline ist die 2011/12 fertiggestellte Nordstream-Pipeline durch die Ostsee.

2. Transport-Technik Variante B (LNG) für Erdgas ergibt sich nach extremer Abkühlung des Gases auf rund -162 ◦C, so dass es flüssig wird. Für diesen Prozess (in sog. „trains“) wird ein erheblicher Teil der transportierten Energie benötigt. In speziell dafür gebauten LNG-Tankern kann dann ein Transport zu geeigneten Häfen erfolgen (die für eine Pipeline-Ver-sorgung nicht geeignet sind). Dort wird der Prozess durch Wiederverdampfung rückgängig gemacht (wobei ein Teil der für die Abkühlung verbrauchten Energie zurück gewonnen werden kann) und das Gas in Pipelines eingespeist. Inselstaaten wie beispielsweise Japan beziehen ihre Erdgas-Importe praktisch ausschließlich auf diesem Wege.

Energiewirtschaft I Hohe Bedeutung der Transportkosten: je nach Größe und Lage eines Erdgasvor-kommens in Bezug auf Verbrauchs- und Absatzgebiete diverse Möglichkeiten der kommerziellen Nutzung: 1. Liegen zahlreiche kleinere Felder nahe genug an Verbrauchsschwerpunkten, können sie durch

Sammeln und Aufbereitung des Erdgases wirtschaftlich über kurze Pipelinedistanzen zu Abnehmern gebracht werden. In Deutschland: Erdgas-Verkaufsgesellschaft Erdgas Münster, die aus zahlreichen norddeutschen Erdgasfeldern unterschiedlicher Größe und Brennwerten ein homogenisiertes Gas herstellt und im Auftrag der Produzentenfirmen, die Anteilseigner des Unternehmens sind, verkauft.

2. Liegen große und ergiebige Felder weit entfernt von über Land oder flache Meere erreichbaren Ver-brauchsschwerpunkten – wie etwa die nordsibirischen Felder – so sind große Pipelines erforderlich und wirtschaftlich zur Vermarktung möglich. Ungünstige geographische Bedingungen (extrem tiefe Meeresgräben, eventuell sogar mit hohem Erdbebenrisiko) oder politische Hindernisse (Süd-Korea, das zwar geographisch auf einer Halbinsel liegt, aber im Norden einen verfeindeten Nachbarn) können eine Pipeline-Versorgung unmöglich machen.

3. Liegen große und ergiebige Felder weit entfernt von Verbrauchszentren und sind diese aus natur-geographischen Gründen (tiefe Meeresgräben, sehr weite Entfernungen) oder wegen politischer Grenzen nicht über geeignete Pipelines wirtschaftlich an Abnehmer anschließbar, so können große LNG-Tiefkühleinrichtungen, sogenannte „Züge“, errichtet werden, um das LNG auf -162◦C abgekühlt durch Spezialtankschiffe an Länder zu liefern, die eine geeignete Anlieferungsinfrastruktur aufgebaut haben. Auf diesem Wege werden bspw. Japan und Taiwan als Inselstaaten mit Erdgas versorgt. Aber auch die USA oder Westeuropa wollen auf diesem Wege eine Diversifizierung ihrer Erdgasbezugsquellen erreichen. Potentielle Produzentenländer: mit Erdgasvorkommen auf Inseln oder weit ab von wirtschaftlich möglichen Pipeline-Lösungen; Qatar, Nigeria, Indonesien, Malaysia, Australien, Trinidad/Tobago wichtige LNG-Exportländer.

4. Kleinere und verstreut liegende Erdgasfelder weit ab von geeigneten Abnehmerzentren könnten eigentlich nicht wirtschaftlich genutzt werden. Hier hat sich seit einigen Jahrzehnten die Idee des gas to liquids (GTL) als interessante Lösung für eine wirtschaftliche Ausbeute derartiger Felder durchge-setzt: In direkter Nähe der Förderstelle wird eine Umwandlungsanlage errichtet, in der aus Erdgas flüssige Treibstoffe produziert werden. Abtransport mittels Tankschiffen → wirtschaftliche Nutzung.

Energiewirtschaft I

Größe der Felder / Entfernung

Nah (bis einige 100 km)

Bis 5000 km, Pipelines techn. und politisch möglich

Über 3000 km, Pipelines nicht möglich, Insellage

Große und ergiebige Felder

Pipelines (Bsp. Nor-wegische oder briti-sche Nordseefelder

Pipelines (Sibirien – Mitteleuropa, Al-gerien – Frankreich)

LNG (Qatar – USA, Indonesien – Japan, auch GTL möglich)

Zahlreiche kleine Felder

Sammelschiene zu zentraler Pipeline (Erdgas Münster in Norddeutschland)

Je nach Transportmöglichkeit

Gas to Liquids (GTL)

Energiewirtschaft I

8.4.3 Klassische Ausgestaltung internationaler Gasprojekte Vertragliche Ausgestaltung internationaler Gasprojekte mit Pipelinebau erfordert Management von Risiken auf beiden Marktseiten. Aufgrund der Spezifität der hohen Vorausleistungen in Investitionen, die dann als sunk cost angesehen werden müssen, werden vor Aufnahme des Projekts langfristige Verträge mit Schutz vor opportunis-tischem Verhalten einer Seite nach Realisierung des Projekts gefordert, um die Gefahr einer ex-post Enteignung von Quasi-Renten zu minimieren (hohe Spezifität der Investitionen, Lebensdauer der Anlagen). Die Akteure tragen aufgrund des langfristigen Horizontes in hohem Maße technolo-gische, politische und vor allem wirtschaftliche Risiken. Lösungen: Entweder Langfristverträge Neben diesen unvermeidbaren Risiken ungewisser Marktentwicklungen kann die Renta-bilität einer hochspezifischen Investition von Entscheidungen einzelner oder weniger an-derer Akteure abhängen: Eine unabhängige Leitungsgesellschaft erhöht Durchleitungsge-bühren für das bislang benutzte Transportnetz oder die abnehmende Importgesellschaft bekommt ein günstigeres Gasangebot, Transitland stoppt aus politischen oder wirtschaft-lichen Gründen die unbehinderte Gasdurchleitung . Ein Produzent könnte vereinbarte Liefermengen zum Schaden des Importeurs unterschreiten. Für beide Akteure besteht das Risiko opportunistisch handelnder Geschäftspartner auf der anderen Marktseite: Opportunistisches Verhalten zielt auf die Abschöpfung von Quasi-Renten. Allerdings: opportunistisches Verhalten ist i.d.R. nur einmal möglich, da da-nach Lerneffekte einsetzen. Aus der Sicht eines Investors, der mehrere Milliarden € für ein Projekt aufbringen soll, ist dies allerdings nur begrenzt hilfreich.

Energiewirtschaft I

oder vertikale Integration Ein möglicher Schutz vor opportunistischem Verhalten besteht in der vertikalen Integration (Sieben Schwestern im Ölmarkt, Gazprom - Wingas - Schalke). Bei einer Rückwärtsintegration (back- ward integration) erwirbt der Käufer Besitz-rechte an Abbau- und Produktionsstätten. Bei der Vorwärts-integration (forward integration ) übernimmt der Ressourcenanbieter den Downstream-Bereich. Dann gibt es noch die horizontale Integration, bei der sich mehrere Unternehmen der gleichen Stufe zusammenschließen (z.B. Einkaufskonsortium für Nordseegas GFU). Zwei mögliche Begründungen: 1. Die zentrale Hypothese der Transaktionskostentheorie besagt, dass vertikale Inte-

gration dann stattfindet, wenn sie die Transaktionskosten verringert. Wenn Markt-risiken in Kombination mit der Gefahr opportunistischen Verhaltens nicht für beide Marktseiten ex-ante vertraglich nicht auf beide Schultern aufteilbar sind, kommt das Projekt eventuell nur unter den Bedingungen eines vollständig integrierten Unter-nehmens zustande.

2. Im Mittelpunkt der oligopoltheoretischen Ansätze steht die Frage, wie sich die ver-tikale Integration auf die Marktstruktur und damit auf Wettbewerb und Gesamt-wohlfahrt auswirkt. Damit wird untersucht, ob und unter welchen Bedingungen vertikale Integration dazu benutzt werden kann, die Marktbeherrschung auszu-weiten und Wettbewerber vom Markt auszuschließen (foreclosure).

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Vertragsausgestaltung bei Langfristverträgen Vertikale Integration durch Eigentumserwerb oft nur begrenzt möglich → Quasi-Integration durch Langfristverträge (Jahrzehnte üblich in der Branche) anstreben. Grundprinzipien: Die Basis langfristiger Gasimportverträge ist eine Mengenvereinbarung, deren grundsätzliches Ziel die Sicherstellung großer, möglichst konstant fließender Vertragsvolumina ist, um für beide Vertragspartner eine sichere und planbare Amortisation der getätigten spezifischen Investitionen zu gewährleisten. Die Mengenvereinbarungen werden üblicherweise mit einer Take-or-Pay Klausel (ToP) ausgestaltet. Es besteht eine Lieferpflicht für den Anbieter, die sich aus den gelieferten Mengen und der maximal vorzuhaltenden Tages- oder Stundenleistung zusammensetzt. Dem steht eine Abnahmepflicht des Käufers gegenüber, die bis zu einer bestimmten Grenze reduziert werden kann. In Höhe dieser Abnahmepflicht muss der Importeur in jedem Fall bezahlen. Damit hat er einen hohen Anreiz, neben der großen Transportpipeline auch größere Speicherkapazitäten aufzubauen, um die schwankende Nachfrage im Jahresverlauf gut ausgleichen zu können.

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Langfristverträge: Neben den Mengen- sind auch Preisvereinbarungen nötig. Es ist aus ökonomischen Gründen nicht sinnvoll, über den vollen Zeitraum konstante Preise festzulegen. Aufgrund des sich verändernden Umfelds können Preise vari-ieren und die benachteiligte Partei (z.B. Nachfrager bei insgesamt sinkenden Preisen der übrigen Energieträger) wird den Vertrag aufkündigen, wenn die Ausstiegskosten kleiner sind als ihr wirtschaftlicher Nachteil. In den Erdgasimportverträgen wurden die Preise auch oft nach dem Prinzip einer net-back-Rechnung gebildet. Dabei bestimmt sich der Preis auf der Basis des Substitutionswettbewerbs der Energieträger nach der Zahlungsbereitschaft der Verbraucher (abnehmerindividuelle Preisdifferenzierung). Der Wert des Erdgases für den Produzenten wird dann über eine Rückwärtsrechnung (Preis für den Konsu-menten abzüglich Kosten für Verteilung, Speicherung, Transporte etc.) bestimmt. Ein derartiges System von ToP- und net-back Rechnung weist das Mengenrisiko dem Importeur und das Preisrisiko dem Produzenten zu.

Nach der Liberalisierung heute: Tendenz zu mehr Wettbewerb Gas-to-gas.

Börsenhandel + Spotmarkt: Entwicklung derzeit im Fluss!

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8.4.4 Gasspeicher Es gibt neben kleineren Hochdruckspeichern zwei Arten von Untergrundgasspei-chern: Kavernenspeicher (Salz- und Felskavernen) und Porenspeicher, die in Aqui-fere und ehemalige, ausgebeutete Gas- und Ölfelder unterteilt werden können. Einzig das Arbeitsgas kann ausgespeist werden, da das so genannte Kissengas im Speicher verbleibt. Je flexibler die Ein- und Ausspeisung, desto besser ist der Speicher ökonomisch. Porenspeicher nutzen natürliche oder künstliche Erdgaslagerstätten mit porösen Gesteinsschichten oder bei Aquiferen wird Wasser in den Gesteinsschichten durch eingepresstes Gas verdrängt. Es gelten unterschiedliche technische bzw. geolo-gische Restriktionen und zudem Leistung vom Füllstand des Speichers abhängig. Je mehr der Speicher gefüllt ist, desto höher ist auch der Druck und desto einfacher kann eine Ausspeicherung vorgenommen werden. Durch Gasspeicher können Gasproduktion und Gasverbrauch voneinander entkop-pelt werden, was insbes. für den saisonalen Ausgleich im Wärmemarkt wichtig ist. Die Produktion von Gas ist in der Regel sehr unflexibel, was durch die teilweise sehr langen Transportwege von Gas verstärkt wird. Ein Gasspeicher schafft hier die nötige Flexibilität für die Bedienung der Endnachfrage. Kennzahl für die Flexibilität eines Speichers = Benutzungsstunden, definiert als die Division des Arbeitsgasvolumens durch die Ausspeicherleistung definiert = Kenngröße, wie schnell ein vollständig gefüllter Speicher entleert ist. Weiterhin können Gasspeicher für die Strukturierung von Abnahmeprofilen verwendet wer-den, denn bei Gas ergeben sich auch tageszeitliche Schwankungen, die in der Regel nicht durch Veränderungen in der Produktion ausgeglichen werden können.

Energiewirtschaft I

Derzeit sind in Deutschland 43 unterirdische Erdgasspeicher für insgesamt 19–20 Mrd. Kubikmeter in Betrieb, was einem Fünftel des Jahresverbrauchs entspricht; größter ist Rehden in Niedersachsen mit 4 Mrd. m3 (in 2 km Tiefe). Der Großteil der Speicherkapazitäten befindet sich in großen Kavernenspeichern, die örtlichen Speicherkapazitäten sind hingegen eher gering. Münster: Ein Hochdruckspeicher (in Edelstahlröhren) an der Weseler Straße direkt hinter der Autobahn A1 (stadtauswärts links) kann für Gasbezugsoptimierung verwendet werden (Peak shaving). Üblicherweise geht man davon aus, dass in einem normalen Jahr etwa 50 % des Volumens, welches auf den Bedarf in Kaltjahren ausgelegt ist, benötigt werden. Es werden z. Z. etwa 8 % - 10 % des jährlichen Gasabsatzes zwischengespeichert, wobei aufgrund des kontinuierlichen Gasflusses von den Produzenten und den starken jahreszeitlichen Nachfrageschwankungen die Speicher im Sommer auf-gefüllt und im Winter entleert werden. Darüber hinaus werden die Pipelines in gewissem Umfang (z.B. durch Variation des Drucks) selbst als (Kurzfrist-)Speicher eingesetzt.

Energiewirtschaft I

Kavernenspeicher

Poren- Aquivere

Speicher Öl- / Gasfelder

Größenordnung in D (Mio m3) 5 - 2087 30 - 1085 94 - 7000

… davon im Mittel 430 350 1380

Anteil Kissengas in % 30 80 50

Ein- und Ausspeisung hoch niedrig niedrig

Umschlagshäufigkeit p.a. 4 - 5 1 1

Investitionskosten

- Arbeitsgas (€/m3) 0,3 – 0,9 0,1 – 0,5 0,1 – 0,5

- Ausspeicherleistung [€/(m3/d)]

2 - 14 10 - 50 10 - 50

Bauzeit (Jahre) 2 - 10 4 2

Energiewirtschaft I 8.5 Handel Der internationale Handel von Erdgas wird durch die Lage von Förder-, Nachfrage-zentren und Transportlogistik determiniert. Im Jahr 2008 entfielen rund 20 % des Welthandels auf den grenzüberschreitenden Handel mit Pipelines innerhalb von Nordamerika, 58 % innerhalb Europas und zwischen Europa und den GUS-Staaten. Internat. Handel von Steinkohle < Erdgas < Mineralöl. Handelsvolumen von etwa 20 % der Weltförderung ist der internationale Gashandel derzeit noch verhältnismäßig gering, hat aber wegen der wachsenden LNG-Exporte eine steigende Tendenz. Der Handel und zugehörige Transport von Gas ist entweder netzgebunden oder erfolgt über LNG-Tanker. Der LNG-Markt ist regional segmentiert in einen pazifischen Bereich mit vier wichtigen Lieferanten (Australien, Brunei, Indonesien und Malaysia) und drei großen Impor-teuren (Japan, Süd-Korea und Taiwan), den karibischen Bereich mit dem großen Lieferanten Trinidad/Tobago, der bisher 95 % seiner LNG-Exporte in den karibischen Raum und die USA tätigt. Im Nahen Osten sind es die Staaten Oman, Katar und Vereinigte Arabische Emirate, welche bisher sehr stark die ostasiatischen Importeure beliefern. Seit 2005 auch ein Trend zu größeren Lieferungen in die USA (aktuell: schwächer!!) und etwas schwächer auch nach Europa ab. Deutsche Erdgasunternehmen prüfen derzeit den Bau von LNG-Terminals in Wilhelmshaven (E.ON-Ruhrgas) oder im Raum Triest oder Genua, um dann per Pipeline das Gas in die deutschen Verbrauchszentren zu transportieren. Ausgewählte LNG-Handelsströme im Jahre 2010 sind in Tabelle 8.6 aufgeführt.

Energiewirtschaft I; LNG-Handelsströme 2021 (in Mrd. m3)

von nach

Algerien Australien Indones. Malaysia Nigeria Rest Exp Import Insgesamt

Japan 0,08 17,66 17,00 18,55 0,84 39,35 93,48

Südkorea 0 1,33 7,42 6,39 1,18 28,21 44,44

Spanien 5,08 0 0 0 7,82 14,64 27,54

Frankreich 6,27 0 0 0 3,57 4,10 13,94

Taiwan 0 1,06 2,62 3,68 1,09 6,44 14,90

Indien 0 0 0 0 0,33 11,82 12,15

USA 0 0 0 0 1,18 11,05 12,23

Rest Imp 7,88 5,31 4,32 1,92 7,89 51,64 78,95

Export insgesamt

19,31 25,36 31,36 30,54 23,90 167,16 297,63

Energiewirtschaft I Jeder gehandelte Kubikmeter Gas hat seinen Lieferort im Netz, das zumindest auf der Verteiler-ebene ein natürliches Monopol darstellt. Ein funktionierender Gashandel erfordert diskriminie-rungsfreien Zugang zum Netz + klar definierter Marktplatz, auf dem ein Händler Gas kaufen und verkaufen kann. Im Fall eines Verteilungsknotens (Hub) in der Netztopologie, wie dies beispielsweise in den USA beim Henry Hub der Fall ist, kann ein solcher Marktplatz (auf Basis der physischen Lieferungen zu diesem Knoten) aufgebaut werden. 8.5.1 Gashandel an physischen Hubs An einem Verteilungsknoten oder Hub treffen verschiedene Pipelines aufeinander und ermöglichen so einen Austausch von Gas zwischen verschiedenen Marktteilnehmern. Hubs sind eine notwendige Voraussetzung für Handel; solange das Gas isoliert in einer Pipeline ist, gibt es nur einen Anbieter. Der weltweit größte Hub ist der US-amerikanische Henry Hub in Louisiana (Zusammentreffen von 14 Pipelines + große Lagerkapazitäten sowohl direkt am Hub als auch entlang der Pipelines). Der Hub wird von der regu-lierten Sabine Pipeline Co. betrieben, die allen Marktteilnehmern einen diskriminierungs-freien Zugang zum Hub ermöglichen muss. Die physisch gehandelten Mengen am Henry Hub sind hinreichend groß, so dass ein liquider Futuresmarkt an der NYMEX entstanden ist. 8.5.2 Gashandel in Deutschland Die Grundidee des Gashandels an einem virtuellen Handelspunkt ist die Nachbildung eines physischen Handelspunktes. Es soll ein liquider Handelspunkt geschaffen werden, der den Marktteilnehmern einen Austausch von Gas erlaubt, ohne dass ein physischer Wechsel des Gases von einer Pipeline in eine andere erfolgt. Vereinfacht ausgedrückt werden nur die Eigentumsrechte am Gas gehandelt, das sich irgendwo in einem vorher definierten Pipeline-netz befindet. Käufer und Verkäufer von Gas wissen also nicht, wo sich das gehandelte Gas physisch befindet und kennen auch die mit ihrem Geschäft verbundenen Gasflüsse nicht.

Abb. 8.6: Beziehung des Handelssystems mit den physischen Gasflüssen im Entry-Exit System von Deutschland ohne Regelenergie.

Energiewirtschaft I

Alle Gasflüsse laufen vertraglich über den virtuellen Handelspunkt, während die physischen Gasflüsse vom Gasnetzbetreiber verwaltet werden. Mit den Ein- und Ausspeiseverträgen wird zunächst nur die Möglichkeit einer Nut-zung von Transportkapazitäten geregelt, d.h. der Gasnetzbetreiber weiß hierdurch noch nicht, welche Gasflüsse notwendig sind. Das letzte fehlende Glied zwischen dem finanziellen und dem physischen System erfolgt durch eine Nominierung der Gasmengen für den Folgetag in einem Bilanzkreis durch den Händler. Für den Gas-netzbetreiber sind ausschließlich die nominierten Mengen relevant, so dass er sich nicht um die vorgelagerten Handelsaktivitäten kümmern muss. Durch die nomi-nierten Mengen kann er (anhand zum Teil sehr komplexer Modelle) berechnen, wie viel Gas von welchem Einspeisepunkt zu welchem Ausspeisepunkt transportiert werden muss. Der Gasnetzbetreiber übernimmt die Optimierung des physischen Pipeline-Systems, die Händler haben die Rolle der wohlfahrtsoptimalen Gas-Allokation. Im Sommer 2011: Nur noch zwei Marktgebiete in Deutschland ab dem Gaswirt-schaftsjahr 2011/12 (Okt. – Sept.). In diesen beiden Marktgebieten, nämlich Net-Connect Germany unter der Führung der Netzgesellschaft der Ruhrgas und Einbeziehung von weiteren sechs vor allem regional bedeutenden Gastransport-gesellschaften einerseits und andererseits Gaspool mit WINGAS, Gasunie, VNG Ontras und vier weiteren wiederum regional bedeutenden Transportgesellschaf-ten, werden H- und L-Gas-Bereiche zwar weiterhin physikalisch getrennt, aber die Handelsfunktionen sollen jeweils auf dem gesamten Gebiet möglich sein. Die beiden Marktgebietsverantwortlichen im deutschen Gasmarkt sind somit die NetConnect Germany GmbH und die GASPOOL Balancing Services GmbH.

Energiewirtschaft I

Die Abrechnung zwischen Netzbetreiber und Gashändler erfolgt über einen Bilanzkreis = reines Abrechnungskonstrukt. Jeder größere Marktteilnehmer besitzt seinen eigenen Bilanzkreis. Kleinere Marktteilnehmer nutzen über Dienstleistungsverträge häufig die Bilanzkreise größerer Unternehmen. Die Ein- und Ausspeisepunkte eines Gasversorgers müssen eindeutig einem Bilanzkreis zugeordnet werden. Der Bilanzkreis muss in jedem kurzen Zeitintervall ausgeglichen sein, d.h. die Produktion und die gekauften Mengen müssen den Verbrauch decken. Allerdings ein oder mehrere Tage mit Flexibilität möglich (Regelenergie- und AusgleichsEn.bedarf in GaBi-Gas fixiert). Jedes Marktgebiet hat einen virtuellen Handelspunkt: Er ist Bestimmungsort aller Einspeiseverträge und der Ursprungsort aller Ausspeiseverträge. Dort können die Marktteilnehmer Gas handeln = eine vertragliche Konstruktion. Der Preis am virtuellen Handelspunkt enthält nicht alle Transportkosten des Gases, d.h. auf den ausgewiesenen Preis müssen die Ausspeiseentgelte für den jeweiligen Ausspeise-punkt aufgeschlagen werden. Die Grundidee des Zweivertragsmodells (Entry-Exit) ist, die Kapazitätsbuchung für den Transportkunden weitestgehend zu vereinfachen. Problem: Kapazitätsbuchungen orientieren sich an der vermuteten Höchstlast (extrem kalter Wintertag o.ä.). In der Praxis treten in D. physische Engpässe relativ selten auf. Die vertraglichen Engpässe ergeben sich dadurch, dass die gebuchten Kapazitäten nur selten den tatsächlich nominierten Mengen entsprechen (Liegestühlen in Hotelanlagen). Netzentgelt: Immer Kapazitätspreis + Arbeitspreis + eventuelle Systemdienstleistungen.

Energiewirtschaft I

9 Urannutzung und Kernenergie 9.1 Merkmale des Energieträgers

9.1.1 Kernenergiegewinnung durch kontrollierte Kernspaltung Energieumwandlung von Uran zu Elektrizität. Dazu der Reaktor, in dem eine kontrollierte Kernspaltung in Form einer Kettenreaktion in Gang gesetzt, am Laufen gehalten und über-wacht wird: → Wärmeenergie, die über eine Dampfturbine und einen Generator Strom er-zeugt. Für diesen Prozess benötigen Kernkraftwerke Brennstoff in Form von spaltbarem Material, das in Kombination mit geeigneten anderen Materialien wie Moderator, Kühlmittel etc. eine kontrollierte und nutzbare Kettenreaktion erlaubt. Für die Brennelemente sind spaltbare Materialien wie das Uranisotop 235 (U235 ), Thorium (Th) oder Plutonium (Pu239 ) geeignet. Letzteres kommt in der Natur praktisch nicht vor, son-dern entsteht erst während der Kernspaltung. Natürliches Uran kommt in zwei Isotopen-formen vor; es setzt sich zu 99,29 % aus nicht spaltbarem U238 und nur zu 0,71 % aus spalt-barem U235 zusammen. Das spaltbare Uranisotop U235 ist in der Natur ähnlich wie die fossi-len Brennstoffe nur begrenzt vorhanden. Uran ist im natürlich vorkommenden Zustand nicht extrem gefährlich. Es ist allerdings als Schwermetall ähnlich wie Blei giftig. Man sollte also den Hautkontakt mit Uranstaub meiden. Ein Zerfallsprodukt des Urans, das Radon, entweicht unsichtbar und geruchlos in der Nähe von Aufbereitungsanlagen, Halden und Mülldeponien → In schlecht gelüfteten Räumen kann eine lang anhaltende Radonansammlung aus einem steinigen Untergrund zu einem erhöhten Lungenkrebsrisiko führen. Auch wegen dieses langsamen Zerfalls von Uran sollte man das Schwermetall nicht in den Organismus aufnehmen. Für die Nutzung im Reaktor muss das spaltbare Material über diverse Schritte in eine Form gebracht werden, die einen Einsatz in der kontrollierten Kettenreaktion erlaubt. Die einzelnen Schritte hierzu bilden die Versorgungsseite des so genannten Kernbrennstoffkreislaufes (Wortwahl unsinnig).

Energiewirtschaft I 9.1.2 Reserven Weltweite gesicherte / geschätzte Uranreserven (Produktionskosten von bis zu 130 US-$/kg U) 2007 ≈ 3,3 Mio. t U sowie weitere 2,1 Mio. t, deren geologische Existenz sehr wahrschein-lich sind. Jahresverbrauch der KKW auf der Welt mit einer Kapazität von ca. 400 GW belief sich auf 68.000 t Uran, wovon inzwischen wieder über 60 % aus speziellen Bergwerken stammt. Von 1985–2000 stammten zeitweilig bis zu 50 % der erforderlichen Uranmengen aus bereits existierenden Lagerbeständen (aufgebaut als Folge zu optimistischer Ausbauplanungen), zusätzlich aus militärischen, d.h. so genannten strategischen Lagerbeständen sowie aus bereits angereichertem Waffenmaterial ehemaliger Kernwaffen (anderweitige Verwendung im Zuge der Abrüstung). Da Kernwaffenmaterial sehr viel höher als 3,5–5 % angereichert wird, konnte hier sogar eine Stufe der Abreicherung, d.h. der Mischung mit normalem Uran erfol-gen. Der kumulierte Natururanbedarf in den nächsten 25 Jahren beträgt nur etwa 1,6–1,7 Mio. t. Statische Reichweite bis weit nach 2035. Uran in Meerwasser verhanden! 9.2 Geschichte der Kernenergienutzung Zivile Nutzung der Kernenergie = vergleichsweise junge Energieform: Sie begann mit dem Ende des Zweiten Weltkrieges. Die militärische Nutzung der Kernspaltung mit den Atom-bombenabwürfen auf Hiroshima und Nagasaki 1945 ging der friedlichen Nutzung voraus. 1950er und 1960er Jahre: Phase der großen „Atomeuphorie“ mit der Hoffnung, für die Zu-kunft eine reichlich vorhandene und preiswerte Energiequelle zu besitzen. Noch 1958 bemerkte der damalige Vorsitzende der US- amerikanischen Atomic Energy Comission, diese Energieform sei „too cheap to meter“. In der Rückschau beruhten die damaligen Vorstellun-gen auf Fehleinschätzungen der Technik. Aber auch unter nüchternen Fachleuten galt die Kernenergie zu dieser Zeit als Maßstab für das technische Niveau eines Industrielandes.

Energiewirtschaft I Einen ersten Auftrieb erhielt die Kernenergie nach dem „Ersten Ölpreisschock“ im 1973/74. Kernenergie sollte ihre Abhängigkeit von der Versorgung mit OPEC-Rohöl verringern helfen. Da die Kernenergie auf Stromerzeugung (und KWK?) beschränkt ist, war ihr Substitutions-potential von Rohöl jedoch von vornherein auf diesen Bereich beschränkt, d.h. es ergaben sich z.B. keine Substitutionsmöglichkeit für Treibstoffe im Individualverkehr und nicht-energetischen Einsatz von Öl etwa in der Kohlenstoffchemie. Auf der anderen Seite wurden jedoch schon sehr früh erste Grenzen sichtbar. Die erforder-liche Erhöhung der Sicherheitsstandards bei den Reaktoren ließ die Investitionskosten der KKWe stark ansteigen. Noch deutlicher waren die Kostensteigerungen bei der Wiederaufar-beitung zur Rückgewinnung spaltbaren Materials aus „abgebrannten“ Brennelementen, während insbesondere die Kosten der Endlagerung (Deponierung) stark radioaktiver Abfälle mangels Erfahrung noch heute nicht im Detail bekannt sind. 3 markanteste Unfälle (soweit bekannt; sowjetischer Atommüll explodiert, Kursk-Untergang): • In der amerikanischen Stadt Harrisburg kam es am 28. März 1979 im Block Three Mile Island zu

einem schwerwiegenden Störfall, der nach viertägiger Dauer glimpflich ausging. Er zeigte aber bis dahin nicht für möglich gehaltene Probleme und Risiken auf.

• Der bisher schwerste Reaktorunfall ereignete sich am 26. April 1986 in Tschernobyl, etwa 100 km nördlich von Kiew in der Ukraine. Hierbei wurde ein großer Teil des radioaktiven Inventars durch eine Explosion in die Atmosphäre geschleudert, so dass es nicht nur im Nahbereich des Reaktors und im Gebäudewrack selbst zu schwersten Schäden und Opfern kam, sondern es er-folgte auch eine radioaktive Belastung großer Teile von Europa. Obwohl die Bauart des Reaktors nicht derjenigen der deutschen oder anderer westlicher Länder entsprach, hat dieses Unglück die Akzeptanz der Kernenergienutzung nachhaltig beschädigt.

• Am 11. März 2011 kam es zu einem Super-GAU im Kernkraftwerk Fukushima Daiichi rund 60 km südlich von Sendai (Japan) nach einem schweren Seebeben (Schnellabschaltung und Trennung vom Netz). Etwa 1 Stunde danach folgte ein Tsunami, der die niedrige Schutzmauer überspülte und die Notkühlaggregate vernichtete → Kernschmelze nach Verlust der Batteriekühlung + Wasserstoffexplosionen in mehreren Blöcken.

Energiewirtschaft I Aufgrund ihrer militärischen Option und des Gefährdungspotentials war die Nutzung der Kern-energie ohnehin grundsätzlich stärker Gegenstand gesellschaftlicher Auseinandersetzungen in den westlichen Demokratien als z.B. der lange Zeit wenig kritisierte Einsatz von Kohle oder Gas. Die ab 1986 breitere „Akzeptanzkrise“ führte mit dazu, dass der Neubau von Kernkraftwerken weltweit für fast 20 Jahre bis auf wenige Ausnahmen zum Erliegen kam. Es wäre aber falsch, den Blickwinkel einseitig auf Betriebssicherheit und Entsorgung zu beschränken. Auch elemen-tare ökonomische Faktoren wendeten sich Ende der achtziger Jahre gegen die Kernenergie: • Die in den 1970er Jahren erwartete Energieknappheit trat nicht ein. Als „large scale economy“ konnten

die Größenvorteile (economies of scale ) der Kernenergie nicht realisiert werden: Als bspw. in Deutsch-land und Frankreich ein standardisierter Reaktortyp existierte, ging die Nachfrage nach Neubauten in Deutschland wegen der dann absehbaren Überkapazitäten in der Stromerzeugung bis in die neunziger Jahre dramatisch zurück.

• Natururan blieb billig, und daher wurde die zunächst politisch gewollte Wiederaufarbeitung abge-brannter Brennelemente immer unwirtschaftlicher (Erhöhung der Brennstoffkosten durch politisch forcierte Wiederaufarbeitung anstatt Senkung).

• Konzepte wie der „Schnelle Brüter“, auf dem letztlich die Begründung für Wiederaufarbeitung beruhte, blieben aus wirtschaftlich-technischen Gründen weit hinter den Erwartungen zurück (Windei).

• Die Erhöhung der Sicherheitsstandards erhöhte die Investitionskosten bei dem Neubau von Reaktoren. • Bei der Endlagerung radioaktiver Abfälle handelt es sich überwiegend um fixe Kosten, d.h. bei gerin-

gerem bzw. sehr viel später anfallendem Abfall als prognostiziert kommt ein negativer Fixkostenanteil zum Tragen.

• Die Kernenergie hatte seit dem Ölpreisverfall 1985/86 bis Anfang der ersten Jahre des neuen Jahrhun-derts gegen nominal und real billige fossile Energieträger zu konkurrieren.

Politische Konsequenzen von Fukushima: Von Hinweisen auf andere Gegebenheiten in den Ländern bis hin zur Änderung der grundsätzlichen Einstellung zur Kernenergienutzung in Deutschland im Sommer 2011.

Energiewirtschaft I Bei Kernspaltung werden keine bzw. nur wenige Treibhausgase frei. Daher: Erkennen des Klimaproblems → massiver Ausbau der Kernenergie als mögliche Antwort. Dabei ist erstens zu berücksichtigen, dass Kernenergie neben einem entsprechenden Know-how und hinreichen-der Marktgröße auch politisch stabile Rahmenbedingungen verlangt, was ihre Nutzung ins-besondere in vielen Entwicklungsländern verbietet. Eine großtechnische Nutzung mit z.B. täglichen Transporten von radioaktiven Abfällen, der jährlichen Verarbeitung großer Mengen von Plutonium, der wöchentlichen Stilllegung und Inbetriebnahme von Kernkraftwerken hat eng verbunden mit der Frage nach der Sicherheit des gesamten Systems auch die politische Realisierbarkeit eines solchen Systems in einer Demokratie zu beantworten. Und: Bisher nur Stromerzeugung in der Grundlast !

Zudem bspw. Krisen zwischen internationaler Staatenwelt und den Staaten Nord-Korea und Iran: Sorge vor missbräuchlicher militärischer Nutzung der „eigentlich“ zivilen Technik. Kernenergiespezifisch sind deshalb der staatliche und überstaatliche Einfluss zur Überwa-chung verschiedener sensibler Prozesse und die Entsorgung von radioaktiven Abfällen. Zu ersterem gehören auch Forschung und Entwicklung (F&E) speziell im Grundlagenbereich. International koordinierte Überwachung wegen Schutz der Bevölkerung und Kontrolle der Nichtverbreitung von waffenfähigem Material (Non-Proliferation), die in internationale Verträge (z.B. EURATOM, Atomwaffensperrvertrag) eingebettet sind.

Deutschland: 2002 : 1. Kernenergieausstiegsgesetz, 2010: Laufzeitverlängerung, 2011: 2. Kern-energieausstiegsgesetz (Regierung Merkel) nach Fukushima. Kernkraftkapazität im Sommer 2011 von 20,5 GWnetto auf 12 GWnetto; dann in 4 Schritten bis 2022 auf Null.

Abb. 9.1: Kernkraftwerke und ihre Restlaufzeiten.

Energiewirtschaft I 9.3 Nachfrage Die zivile Nachfrage nach Uran leitet sich fast ausschließlich aus dessen Nutzung im Kern-brennstoffkreislauf ab. Dementsprechend konzentriert sich die Nachfrage nach Uran auf diejenigen Staaten, die Kernenergie nutzen. Dies sind im Jahr 2010 30 Nationen. Eine wei-tere Anzahl von Staaten in der gleichen Größenordnung besitzen Forschungsreaktoren. Insgesamt waren 2010 weltweit 443 Reaktoren mit einer installierten (Netto)- Leistung von etwa 376 GWe in Betrieb, weitere 62 befanden sich im Bau. Anteile der Kernenergie an der Stromerzeugung sind von Land zu Land unterschiedlich, wobei gerade die kleineren osteuropäischen Reformstaaten oft nur von einem einzigen KKW-Standort abhängig sind bzw. waren (z.B. Kosloduj/Bulgarien, Ignalina/Litauen (Ende 2009 stillgelegt; Litauen baut gemeinsam mit Estland, Lettland und Polen ein neues Kernkraftwerk in Visaginas)). Die Anteile der nuklearen Stromerzeugung an der gesamten Stromerzeugung werden in Abbildung 9.2 für ausgewählte Länder dargestellt. Insbesondere China (51 geplante neue Reaktoren), Indien (17), Russland (14), die USA (11) und Japan (10) sorgen mit geplanten sowie mit zahlreichen bereits im Bau befindlichen Reaktoren für einen Ausbau der Kernenergie (Stand: Februar 2012). Insgesamt wurde Stand Ende 2011 weltweit der Bau von 80 neuen Reaktoren mit einer Kapazität von rund 83 GWe geplant und beantragt. Weitere 62 Reaktoren mit einer Kapazität von rund 64 GWe befan-den sich Ende 2010 bereits im Bau. Die USA planen damit seit mehr als 30 Jahren nach dem Störfall von Harrisburg erstmals wieder den Bau neuer Atomkraftwerke. Zudem gibt es weitere neue Kernenergiestaaten. Die OECD erwartet dementsprechend einen Anstieg des Kernenergieanteils an der Gesamtstromerzeugung. Bis zum Jahr 2030 wird ein Anstieg der installierten nuklearen Kapazität auf insgesamt 500–660 GWe erwartet. Allerdings sind die Investitionskosten neuer Kernkraftwerke bisher deutlich höher als er-wartet ausgefallen (z.B. in Finnland), so dass diese Zubaugeschwindigkeit auch von einer Vielzahl anderer ökonomischer Größen abhängt.

Energiewirtschaft I

Land Abb. 9.1: Uranverbrauch 2009 (in t)

USA 19.538

Frankreich 10.153

Japan 8.003

Korea 3.804

Deutschland 3.453

UK 2.235

Kanada 1.675

Schweden 1.537

Spanien 1.458

Belgien 1.052

Abb. 9.2: Anteile der nuklearen Stromerzeugung (ausgewählte Länder, 2009). Quelle: BMWi.

Energiewirtschaft I 9.4 Angebot Der (so genannte) Kernbrennstoffkreislauf, wie in Abbildung 9.3 dargestellt, bildet den gesamten Weg des Kernbrennstoffes von der Gewinnung, der Umwandlung, dem Reaktoreinsatz bis zur Entsorgung ab. Der „Kernbrennstoffkreislauf“ besteht immer aus drei Stufen. Die erste Stufe wird als Versorgungsseite (front-end) bezeichnet und umfasst die Förderung, Konversion, Anreicherung und Brennelementfertigung. Die zweite Stufe umfasst die Produk-tion von Energie (zur Stromerzeugung) in einem Reaktor. Die dritte Stufe ist die Entsorgungs-seite (back-end), in der die ausgebrannten Brennstäbe aus dem Reaktor entfernt und entweder wiederaufbereitet oder zwischen- bzw. endgelagert werden. Im Kernbrennstoffkreislauf sind vom Uranabbau über die Konstruktion und Betrieb von Kern-reaktoren bis zur Endlagerung eine Vielzahl von hoch spezialisierten Unternehmen tätig. Viele davon waren ursprünglich staatlich oder unterlagen einer staatlichen Kontrolle, die sie vor Wettbewerb schützte. Heute sind fast alle Stufen des Brennstoffkreislaufs wettbewerblich. Die Tabelle gibt eine Übersicht über die (weltweite) Anzahl der Anlagen im Brennstoffkreislauf. 9.4.1 Förderung Beschaffungsseitig ist Deutschland auf die internationalen Märkte angewiesen. Historie: In der ehemaligen DDR gab es einen Uranbergbau durch die SDAG Wismut mit starken Umweltbe-lastungen und Altlasten: noch kleine Restmengen Uran nach 1990, ansonsten Importe. Uranvorräte und Förderstätten sind relativ breit gestreut. Die größten Förderländer sind Kasachstan (28 %), Kanada (20 %), Australien (16 %) und Südafrika/Namibia (10 %). Neben der geplanten Förderung fällt Uran auch als Beiprodukt der Förderung anderer Erze an, d.h. es wird etwa in Gold-, Nickel- oder Kupferminen oder beim Phosphatabbau mit gefördert.

Energiewirtschaft I

Stufe Anlagenzahl (2009)

Uranförderung 40

Konversion 22

Anreicherung 13

Brennelementefertigung 40

Wiederaufarbeitung 5

Energiewirtschaft I

9.4.2 Konversion Nach der Förderung des Uranerzes findet eine Anreicherung des Urans statt, da die abgebauten Erze meist nur wenige Kilogramm Uran pro Tonne Erz enthalten. Wenn Mahlen, Auslaugen, Fällen, Waschen und Trocknen beendet sind, bleibt am Ende der so genannte „yellow cake“ über, ein Konzentrat verschiedener Uranverbindungen mit über 60 Gewichtsprozent Uran. Innerhalb der notwendigen Konversion findet eine weitere Reinigung des Urans statt. Zur Vorbereitung der hiernach notwendigen Anreicherung ist die Transformation in das bei Temperaturen über 56◦ C gasförmige Uranhexafluorid (UF6 ) notwendig. Zwei große Konversionsanlagen in Nordamerika, zwei in Westeuropa und große Kapa-zitäten in Russland. Aktuell nur drei große Anbieter von Konversion auf dem Weltmarkt. 9.4.3 Anreicherung Das spaltbare U235 kommt in der Natur zu etwa 0,71 % vor, die übrigen 99,29 % sind nicht nutzbares U238 . Je nach angestrebtem Abbrand benötigen Leichtwasserreaktoren das U235 in einer Konzentration zwischen derzeit 3,5 % und 4,5 %. Dieser Zustand wird über die Anreicherung erreicht. Diese basiert auf einem Optimierungskalkül: In der Anreicherung wird das Natururan (feed ) in angereichertes Uran (product) und abgerei-chertes Uran (tails ) auf-geteilt. Bei vorgegebenem Anreicherungsgrad kann das Ergebnis entweder mit viel Feed – wenig abgereichert, da geringer Einsatz von Trennarbeit – und zwangsläufig viel Tails oder alternativ mit viel Trennarbeit und weniger, aber dafür stärker abgereichertem Feed erzielt werden. Diese „Tails-Optimierung“ ist abhängig vom Preisverhältnis des Feed (Uran) und den Kosten der Trennarbeit: Früher Trenndüsen-, heute (billigere) Zentrifugenverfahren.

Energiewirtschaft I Zentrifugentechnik: heute Standard → Kosten für die Trennarbeit, auf Englisch „separative work unit“ (SWU), gegenüber der älteren Technik deutlich gesenkt. Dabei wird Uran auf der einen Seite angereichert, auf der anderen Seite bleibt eine große Menge abgereichertes Uran mit einem U235 -Anteil von beispielsweise 0,2–0,25 % übrig (tails assay ) (Panzerbau ?).

Dann: Angereichertes Uran in Tablettenform (Pellets) pressen und mehrere in ein Hüllrohr einbringen = Brennstab und mehrere zueinander fest angeordnete Brennstäbe ein Brenn-element. Damit kann das Uran als „Kernbrennstoff “ eingesetzt werden. „Verbrennung“ ist natürlich falsches Wort: als Energiequelle dient die kontrollierte Kettenreaktion.

Die Anreicherung von Uran: Technologie mit hoher strategischer Bedeutung. Mit einer Anreicherungsanlage ist ein Staat prinzipiell in der Lage ist, atomare Waffen zu produzieren → Hohe staatliche Kontrollen auf dieser Stufe und geringe Wettbewerbsintensität.

9.4.4 Verwendung

Brennstoffbedarf eines Reaktors = f(Kapazität, Lastfaktor, Abbrandrate = energetische Ausnutzung des Brennstoffs) in Quantität und Qualität (Anreicherung). Durch den Einsatz im Reaktor wird Kernbrennstoff „verbraucht“; jährlich – meist im Rahmen der Revision, in der das KKW ohne-hin abgeschaltet ist – wird ein bestimmter Anteil der Brennelemente (BE) durch neue ausge-tauscht. Aus stromwirtschaftlichen Gründen finden diese Wechsel bevorzugt im Sommer-halbjahr statt. Bisher bewährt: jeweils ein Drittel des Brennelementinventars auszutauschen. Ein neues Brennelement ist somit durchschnittlich drei Jahre im Reaktor.

Dominierende Kernkraftwerke der heutigen Bauart sind die so genannten Leichtwasser-reaktoren (unterschieden in Siedewasser- und Druckwasserreaktoren), die angereichertes Uran einsetzen.

Abb. 9.3: Kernbrennstoffkreislauf.

Energiewirtschaft I

Thorium ist reichlich verfügbar; jedoch nur als Brennstoff für den derzeit nicht mehr weiter in Entwicklung befindlichen Hochtemperaturreaktor (HTR) zu verwenden. Daneben gibt es noch eine Vielzahl anderer Reaktorlinien wie die russischen Entwick-lungen oder den Schwerwasserreaktor kanadischen Typs, welche teilweise nicht ange-reichertes Natururan verwenden – dies allerdings auf Kosten der benötigten Menge, d.h. viel Uran mit geringer energetischer Ausbeutung. Als Lösung für das Problem der be-grenzten Verfügbarkeit von U235 galt lange der so genannte Brutreaktor (Schneller Brüter wegen ungebremsten Neutronen, Natrium gekühlt), der als „erwünschten Reststoff “ (sehr giftiges und waffentaugliches) Plutonium aus dem nichtspaltbaren U238 erzeugt. Mit einer installierten Kapazität von rund 20 GW im Jahr 2009 hatte Deutschland die fünftgrößte Kernenergiekapazität der Welt. Diese deutschen Reaktoren sind alle Leicht-wasserreaktoren (Druck- und Siedewasserreaktoren), Großteil der Kapazitäten in den 1980er Jahren ans Netz. Die Kernkraftwerke deckten 2010 immer noch 23 % des deut-schen Strombedarfs ab. Rückgebaut („Grüne Wiese“) ist der Reaktor Niederaichbach, der als Schwerwasserreaktor nur wenige Tage im Betrieb war. Nach der Wiedervereinigung kamen Reaktoren (Greifswald, Rheinsberg) der ehemaligen DDR dazu. Mit ihrem russischen Design entsprachen sie nicht dem bundesdeutschen Atomgesetz und wurden daher stillgelegt und zurückgebaut. Im Sommer 2011 beschloss die Bundesregierung als Reaktion auf das Fukushima-Unglück im März 2011 den schrittweisen Ausstieg aus der Kernenergienutzung bis 2022. Anders als im 1. Ausstiegbeschluss des Jahres 2002 der von der SPD und den Grünen getragenen Bundesregierung, der die Gesamtstrommenge begrenzt hatte, wurde jetzt für jedes Kernkraftwerk ein festgesetztes Jahr als Stilllegungszeitpunkt festgelegt.

Energiewirtschaft I 9.4.5 Entsorgung und Wiederaufbereitung Nach der Entladung der abgebrannten Brennelemente (SNF = spent nuclear fuel ) beginnt die Entsorgungsseite des Kernbrennstoffkreislaufes (back-end ). Ein LWR mit über 1.000 MWe produziert jährlich etwa 20–30 Tonnen gefährlichen Materials. Weltweit ≈ jährlich 10.000 Tonnen Abfälle. Abgebrannte Brennstäbe erzeugen immer noch sehr viel Hitze, → Zunächst Lagerung unter Wasser. Anschließend a) Direkter Endlagerung (DE) oder b) Wiederaufarbeitung (WA). D: Zunächst WA in F und GB bis 2005. Zurzeit: abgebrannte Brennelemente in Zwischenlagern nahe der KKW. a) Bei der direkten Endlagerung wird SNF nach einer Lagerung im KKW-eigenen Zwischenlager

(Nasslagerung ca. 5–7 Jahre) extern gelagert und nach Ende der Zwischenlagerzeit (ca. 25–40 Jahre) sowie einer Präparierung (Konditionierung) endgelagert (Wo ist offen!).

b) Bei der Wiederaufbereitung werden die abgebrannten Brennelemente mechanisch zerlegt, der Brennstoff aufgelöst und in Alturan (AU), Plutonium und Abfälle separiert. Das Plutonium wird zusammen mit (Natur-)Uran in so genannten Mischoxid-Brennelementen (MOX) dem Kernbrennstoffkreislauf wieder zugeführt, während das AU über Konversion, Anreicherung und BE-Fertigung in Form von WAU-Brennelementen (wiederangereichertes Alturan) wieder eingesetzt werden kann. (Endlager nötig, offen wo!)

Bei der WA ist der Bedarf an Natururan gegenüber der direkten Endlagerung geringer, wobei über diese vermeintliche „Ressourcenschonung“ noch keine Aussage über die Wirtschaftlich-keit der WA ableitbar ist. Wiederaufgearbeitetes Uran enthält zusätzliche Uranisotopen, die einerseits die Strahlung erhöhen, andererseits den Neutronenfluss der neuen Brennelemente beeinträchtigen. Letzteres bewirkt vor allem U236 , das sich wegen seines Gewichtes kaum von U235 trennen lässt. In einer Gesamtpfadbetrachtung wäre die Wiederaufbereitung nur dann wirtschaftlich, wenn ihre Zusatzkosten über die Betriebsdauer geringer wären als die in Geld bewertete Ersparnis an Frischuranbrennstoff.

Energiewirtschaft I

Brennelement (BE) aus Natururan

Brennelement aus WAU BE aus MOX (Uran und Pu)

100 Brennelemente 17 – 20 Brennelemente 23 – 25 Brennelemente

N.1. Preis Frischuran: Förderung von Uranerz, Auf-lösung militär. und ziviler Bestände, Konversionsarbeit

W.1. anteilig Kapital- und Personalkosten der WAA

M.1. anteilig Kapital- und Personalkosten der WAA

N.2. Trennarbeitskosten (Anreicherung) = Kapital-kosten und Energiekosten (sehr hoch für Trenndüsen, mäßig für Zentrifugen)

W.2. Trennarbeitskosten / Anreicherung (Vgl. zu N.2: geringerer Bedarf; technischer Aufwand höher)

M.2. Trennarbeitskosten / Anreicherung (Vgl. zu N.2: geringerer Bedarf; technischer Aufwand viel höher: Pu-Anteil)

N.3. Brennelemente-Fertigung: niedrige Kosten

W.3. Brennelemente-Fertigung Sehr hohe Kosten wegen hoher Strahlung und geringer Pu-Anteile

M.3. Brennelemente-Fertigung Sehr hohe Kosten wegen hoher Strahlung und hoher Pu-Anteile

N.4. Konditionierungs- und End-lagerkosten

W.4. Konditionierungs- und End-lagerkosten

M.4. Konditionierungs- und End-lagerkosten

Energiewirtschaft I

Bei der Wiederaufbereitung fallen, verglichen mit der direkten Endlagerung erheblich höhere Volu-mina an radioaktiven Abfällen an, überwiegend lediglich schwach- oder mittelaktiv (LAW = low active waste; MAW = medium active waste ). Dagegen wird bei der direkten Endlagerung das abge-brannte Brennelement als hochaktiver Abfall (HAW = high active waste ) endgelagert. Da mehrma-lige WA begrenzt ist, ist die WA eher eine „verzögerte“ direkte Endlagerung zu interpretieren.

Hochradioaktive Abfälle = Nutzung der Kernenergie. Dazu fallen leicht und mittelradioaktive Abfälle auch aus anderen Quellen (z.B. Medizin, Forschung, Industrie, Landwirtschaft, Militär) an.

Neben den Abfällen aus dem Kernbrennstoffkreislauf sind weiterhin Abfälle aus dem Kernkraft-werksbetrieb (Betriebsabfälle wie Anzüge, Handschuhe etc.) und nach der Stilllegung von KKW aus deren Rückbau zu entsorgen. Diese unterscheiden sich nach ihrer Aktivität. Radioaktive Abfälle mit vernachlässigbarer Wärmeentwicklung, so genannte LAW oder MAW, machen vom Volumen den größten Teil aus. Ihre Endlagerung wird in mehreren Ländern [wie Großbritannien, Frankreich, Finnland, Schweden, Südafrika und Deutschland (Morsleben, Asse)] bereits als oberflächennahe Lagerung praktiziert.

Noch nicht realisiert ist die Endlagerung von hochradioaktiven Abfällen aus der Wiederaufbereitung oder der direkten Endlagerung. Für hochradioaktive Abfälle wird weltweit die Endlagerung in tiefen geologischen Formationen angestrebt (wegen Pu-Halbwertszeit von 24000 Jahren)

In D. 1995: eine Anreicherungsanlage in Gronau und eine Brennelement-Fabrik in Lingen im Ein-satz. Weitere Anlagen (z.B. MOX-Fertigung in Hanau) sind stillgelegt bzw. gingen gar nicht in Betrieb.

Kommerzielle WAA (Karlsruhe: kleine Versuchsanlage) scheiterten 1979 (Gorleben) und 1989 (Wackersdorf ). Da bis 1994 das Atomgesetz den Betreibern die Wiederaufarbeitung vorschrieb, wurden langfristige Verträge mit der französischen Cogema (WAA La Hague) und der britischen BNFL (Sellafield) geschlossen. Seit 1994 erlaubt das Atomgesetz die Wahl zwischen Wiederauf-arbeitung und direkter Endlagerung.

Energiewirtschaft I

9.5 Bestimmungsfaktoren der Uranpreise Natururan: Unterscheidung zwischen Lieferungen auf Basis von Langfristverträgen und Spot-markt, wobei Überschussangebotsmengen in den Spotmarkt abgedrängt werden und somit dessen Preis wiederholt unterhalb dem der Langfristverträge lag. Uranpreis entweder in $/lb U3O8 (englisches Pfund à 453 g) oder in $/kgU ausgedrückt. Formel: 1 $/lb U3O8 ≈ 2,6 $/kg U. Ein weiterer wichtiger Einflussfaktor sind politische Restriktionen. So müssen z.B. in Europa Uranlieferverträge der EURATOM vorgelegt werden, die aus Gründen der Versorgungssicher-heit versucht, den Anteil der Spotlieferungen nicht über ein bestimmtes Niveau steigen zu lassen. Aufgrund der hohen Energiedichte hat Uran eine sehr gute Lagerfähigkeit. Dies erlaubt zumindest vorübergehend ein erhebliches Auseinanderfallen von Angebot und Nachfrage ohne Auswirkungen auf die Preise. Die Tails-Optimierung, d.h. ökonomisch begründete Veränderungen der An- bzw. Abreicherung von Natururan, erlaubt interessante Überlegungen zu möglichen Alternativen zur WA. Es wird inzwischen immer deutlicher, dass hohe Abbrände die Wiederaufarbeitung technisch und öko-nomisch zunehmend erschweren. Höhere Abbrände als solche sparen jedoch Natururan. Soll darüber hinaus weiterhin der Verbrauch von Natururan gesenkt werden, so könnte dies z.B. über eine Erhöhung der Trennarbeit geschehen (billiger als WA). Mit Beginn des intensiven Kernenergieausbaus ab Anfang der siebziger Jahre stieg der Uran-preis zunächst sehr stark an, um dann ab 1980 wieder sehr deutlich zurückzugehen. Dies löste nur geringe Investitionen in die Erschließung von neuen Uranlagerstätten von 1980–2000 aus. In den achtziger Jahren: Ursprünglich hohe Prognosen über einen weltweiten Kernkraftzubau wurden revidiert, militärische Nachfrage eher rückläufig → Fast 20 Jahre eine Marktsituation mit sehr niedrigen Uranpreisen und das bei zusätzlich (real) gesunkenen Trennarbeitskosten

Abb. 9.4: Uranpreisentwicklung 1989–2011 in US-$ / lb U3O8. Quelle: ThomsonDatastream.

Energiewirtschaft I Der Uranpreis hat sich seit Ende der siebziger Jahre von einem Maximalwert über 40 $/lb U3 O8 (engl. Pfund Uranoxid) auf deutlich unter 20 $ mehr als halbiert und sank sogar unter 10 $/lb U3 O8. Damit einher ging auch ein kräftiger Rückgang in der Exploration neuer Uranvorkommen. Nur in Australien gingen noch neue Uranminen in Betrieb. Daneben gibt es wichtige Zulieferer mit relativ konstantem Angebot im Uranmarkt, die Uran als Beiprodukt aus ganz anderen Primärrohstofflagern gewinnen (bspw. Phosphate in Marokko). Seit 2003 stiegen die Uranpreise kräftig an, was aber die Erzeugungskosten für Kernenergiestrom nur geringfügig beeinflusste. Seit Anfang 2008 sind die Uranpreise wieder gesunken bei gleichzeitig steigendem Angebot aus Uranförderung.

Fast alle Stufen des Kernbrennstoffkreislaufs sind ein Oligopolmarkt mit wenigen Anbietern; die Preisbildung ist wenig transparent.

Im Rückstellungssystem (z.B. Deutschland) für die Endlagerung wird von den Betreibern im Rahmen der jeweiligen Steuergesetzgebung sowie ihrer eigenen Einschätzung finanzielle Liquidität gebildet.

9.6 Umwelteffekte der Kernenergie

Beim Bau von Kernkraftwerken sowie dem gesamten Kernbrennstoffkreislauf entstehen Umwelt-effekte (z.B. Abraum bei Uranerzbergbau). Wichtig: Betriebsrisiken sowie Risiken der Entsorgung.

Betriebsrisiken: Unterscheidung zwischen den Risiken im Normalbetrieb und im Störfall. In D. liegt die genehmigte austretende Radioaktivität deutlich unterhalb der natürlichen Werte und im Grenz-bereich des Messbaren. Normalbetrieb bei westlichen Standards prinzipiell als gefahrlos anzuse-hen. Anders bei schweren Störfällen. Der schlimmste Störfall ist die in Tschernobyl geschehene Kernschmelze = SUPER-GAU (von der Anlage nicht mehr beherrschter Störfall). Auch Fukushima 2011.

Problem: Übliche Rechnungen berücksichtigen einen Fall nicht ausreichend, nämlich den eines einzigen gemeinsamen auslösenden Ereignisses, das alle drei Systeme systematisch betrifft. Unlös-bares Problem des „Null mal Unendlich“. Abwägung hat damit eine politische Dimension.

Energiewirtschaft I 10 Erneuerbare Energieträger 10.1 Merkmale und Potentiale 10.1.1 Merkmale erneuerbarer Energieträger Erneuerbare Energieträger gibt es im strengen Sinne nicht, da auch der Energievorrat der Sonne oder die Hitze im Erdinneren irgendwann (in Mrd. Jahren) erschöpft sein werden. Nach menschlichen Maßstäben werden aber pragmatisch als „regenerativ“ solche Energieträger bezeichnet, die durch ihre Nutzung nicht einen grundsätzlich beschränkten Ressourcenvorrat aufbrauchen: • Sonnenenergie (Solarstrahlung), • Wasserkraft, • Windenergie, • Biomasse (inklusive Biotreibstoffe), • Geothermie und • Gezeitenenergie. Die primären erneuerbaren Energieträger sind auf der Erde immer in einem ständigen Energie-fluss: Sonne und Erdwärme kontinuierlich, Ebbe und Flut auch ohne menschliche Nutzung. Aus ökonomischer Sicht ist zu klären, unter welchen Bedingungen welchen Kosten derartige Energieflüsse nutzbar gemacht werden können. Probleme entstehen vor allem dadurch, dass • nutzbare Potentiale eventuell sehr weit weg von den wichtigen Verbrauchsschwerpunkten, • Übereinstimmung des zeitlichen Bedarfsprofils mit dem natürlichen Angebot nicht oft gegeben,

d.h. die Speicherfähigkeit geeigneter Energieträger wäre aus Nutzersicht sehr wünschenswert. • der feste Tag-und-Nacht-Wechsel und die Jahreszeiten die direkte Nutzung von Sonnenenergie:

Photovoltaik, Warmwasserbereitung o.ä. an einem Ort unwirtschaftlich werden lassen können.

Energiewirtschaft I Weltweit geographisch starke Unterschiede in nutzbaren und die tatsächlich genutzten Poten-tialen. Die Ausnutzung der Potentiale hängt insbesondere stark von der Förderung von erneuerbaren Energieträgern in den einzelnen Ländern ab. Eine Ausnahme hiervon bilden Wasserkraftsysteme an aufgestauten Flüssen (oder Fjorden oder Talsperren in Mittelgebirgen) zur Stromerzeugung, jeher sehr wirtschaftlich waren. Norwegen oder Österreich: hohe Anteile. Der älteste genutzte Energieträger ist Biomasse, die in Form von Holz, Stroh oder Kameldung (in heißen Steppengebieten) seit Jahrtausenden verwendet wurden. Im Mittelalter wurden Wind- und Wasserkraft beim Betrieb von Mühlen und Sägewerken sowie in der Schifffahrt eingesetzt. Sie bildeten neben Biomasse die wichtigsten Energieträger. Der Einsatz erneuerbarer Energieträger führte zu mehreren Beinahe-Katastrophen: Bereits ab 1500 kam es immer wieder zu bedrohlichen Holzkrisen, (regional, energetische Nutzung der Wäl-der): Lüneburger Heide als Abholzungslandschaft wegen der Lüneburger Salzgewinnung, engli-sche Wälder im 17. Jahrhundert zu Holzkohle verarbeitet, um der steigenden Eisenproduktion die energetische Basis zu geben. In der Mitte des 19. Jahrhunderts wurden die großen Wal-arten deutlich übernutzt, weil sie wegen ihres Fleisches und vor allem wegen ihres Fettes, das die Grundlage für billige Tranlampen lieferte, intensiv gejagt wurden. Die Holzkrise als Folge intensiver Eisenproduktion wurde ab 1709 mit dem Übergang auf die Eisenverhüttung auf Steinkohlebasis entschärft. Die Lüneburger Heide ist inzwischen eine von Menschen geschaffene Kulturlandschaft, die Touristen anzieht. Die Walkrise wurde vermie-den, als Erdöl entdeckt wurde, das billiges Petroleum als Leuchtmittel bereitstellen konnte. Ab Mitte des 18. Jahrhunderts: Verdrängung erneuerbarer Energieträger durch Kohle und ab dem 20. Jahrhundert durch Erdöl. Ausnahme bildeten Wasserkraftwerke zur Stromerzeugung. Nach den Ölpreiskrisen in den 70er Jahren veränderte sich die Sicht auf fossile Energieträger: Erkenntnis ihrer Erschöpfbarkeit (Ressourcenökonomik), Publikationen wie „Grenzen des Wachstums“, Medien, …

Energiewirtschaft I 10.1.2 Potentiale erneuerbarer Energien (EE) Bei EE Unterscheidung von theoretischem, technischem und wirtschaftlichem Potential. Das theoretische Potential ergibt sich aus der von der Natur bereitgestellten Energie. Bei Sonnenenergie entspricht das theoretische Potential bspw. aller auf die Erde einfallenden Sonnenenergie. Das technische Potential beschränkt die Energiemenge des theoretischen Potentials durch die Möglichkeit einer Gewinnung der vorhandenen Energie. Nicht überall kann ein Sonnenkol-lektor aufgestellt werden und es wird auch nicht die gesamte vorhandene Energie genutzt. Das wirtschaftliche Potential ist derjenige Teil des technischen Potentials, der unter aktuellen Bedingungen wirtschaftlich nutzbar ist. Die tatsächliche Nutzung von EE ist insbesondere abhängig von der Konkurrenzfähigkeit der EE gegenüber anderen Energieträgern sowie von der bestehenden Verbrauchsinfrastruktur. Das wirtschaftliche Potential gibt keinen Hinweis darauf, in welchem Maß erneuerbare Ener-gien gesellschaftlich sinnvoll eingesetzt werden sollen. Wenn es einen anderen dominieren-den Energieträger mit wesentlich geringeren Kosten und gleichen Einsatzmöglichkeiten gibt, dann sollte ausschließlich dieser eingesetzt werden und auf die Nutzung von erneuerbaren Energien verzichtet werden. So kann nicht jeder Energieträger in jedem Bereich eingesetzt werden. Die Stromerzeugung für den Verkehrssektor ist von geringer Bedeutung, solange die Fahrzeuge nicht mit Strom betrieben werden. Die in der Vergangenheit aufgebaute (Verkehrs)-Infrastruktur beschränkt somit den Einsatz alternativer Energieträger mit Ausnahme von Bio-treibstoffen. Weitere Beschränkungen ergeben sich aufgrund gesetzlicher Beschränkungen wie Bauordnungen etc.

Abb. 10.1: Potentiale erneuerbarer Energien.

Energiewirtschaft I 10.2 Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland 80er und 90er Jahre: durch die Diskussion der anthropogen verursachten globalen Erderwär-mung ein erhöhter politischer Druck für den Einsatz von erneuerbaren Energieträgern. Die Förderung der EE in Deutschland begann 1991 mit dem fünf Paragraphen umfassenden Stromeinspeisegesetz. Das Gesetz beinhaltete keine Ausbauziele, sondern es sollte die Mög-lichkeit für kleinere Energieerzeuger geschaffen werden, überhaupt in das Stromnetz einzu-speisen. Einspeiser erhielten von den Elektrizitätsversorgungs-unternehmen eine Mindest-vergütung, die sich nach den Durchschnittserlösen des Versorgungsgebiets orientierte und hoch genug war, um Windkraftanlagen an guten Standorten wirtschaftlich zu betreiben. Die Liberalisierung der Strommärkte durch das EnWG 1998 erforderte eine Neufassung des Stromeinspeisegesetzes, das im Jahr 2000 durch das Erneuerbare-Energien- Gesetz (EEG) ersetzt wurde, das bereits dreizehn Paragraphen umfasste. Bisherigen EVUs in einem liberalisierten Markt konnten nicht mehr gezwungen werden, den Strom abzunehmen. Diese Rolle übernahmen fortan die Netzbetreiber. Wie das Stromeinspeisegesetz konzentrierte sich das EEG 2000 auf die Förderung kleinerer Anlagen. Die Mindestvergütung wurde grundsätz-lich beibehalten, orientierte sich nun jedoch an nach der Technologie, der Größe und dem Standort differenzierten Fördersätzen pro eingespeister kWh. Die Fördersätze galten für 20 Jahre und unterlagen einer Degression. Somit hatte ein Investor in wirtschaftlicher Hinsicht die vollständige Sicherheit bei seiner Bauentscheidung. Die Umlage der Kosten erfolgte über die so genannte physische Wälzung auf alle Energiever-braucher. Hierbei belieferte der Netzbetreiber die Endkunden mit einer Bandlieferung, die von den Endverbrauchern abgenommen werden musste. Der Preis dieser Lieferung wurde so gewählt, dass alle Kosten aus der Förderung umgelegt wurden. Dies erforderte zunächst einen Horizontalausgleich, in dem die Kosten auf alle Netzbetreiber umgelegt wurden. Anschließend wurden die Kosten durch die gesamte EEG-Menge dividiert, um den Preis für die Bandlieferung zu erhalten. Durch diese Regelung zahlten alle Endkunden den gleichen Preis für die EEG-Mengen, wodurch regionale Strompreisunterschiede vermieden wurden.

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Auf europäischer Ebene in der Richtlinie 2001/77/EG erstmals europaweite Ausbauziele genannt: Es sollten 12 % des europäischen PEVs und 22,1 % europäischen Stromverbrauchs bis 2010 aus EEn stammen. Die europäische Richtlinie 2003/30/EG setzte einen Anteil von 5,75 % für Biokraftstoffe im Verkehrsbereich bis Ende 2010 als Ziel. In Deutschland wurde das Ziel im Biokraftstoffquoten-gesetz von 2006 umgesetzt, das eine Quote von 8 % bis 2015 vorschreibt. Obwohl die Ziele unver-bindlich waren, orientierten sich viele EU-Länder in den folgenden Jahren an ihnen. Die Novellierung des EEG von 2004 nahm – nun 22 Paragraphen lang – die EU-Ziele auf. Es setzte einen EE-Anteil an der Stromversorgung bis 2010 von mindestens 12,5 % und bis 2020 von min-destens 20 % als Ziel. Weiterhin wurden die Netzbetreiber verpflichtet, erneuerbare Energieerzeu-gungsanlagen vorrangig anzuschließen und den durch diese Anlagen erzeugten Strom vorrangig abzunehmen und zu vergüten. Die Regelungen zur physischen Kostenwälzung wurden überarbeitet: Die Netzbetreiber standen vor dem Problem, dass die Einspeisung aus den EEG-Anlagen stark fluktuierte, sie an die Endverbraucher aber ein Bandprodukt liefern mussten. Diese Transformation der fluktuierenden Einspeisung in das Bandprodukt wurde als „Veredelung“ bezeichnet. Da die Netzbetreiber alle Kosten der Veredelung abwälzen konnten, hatten sie keinen Anreiz die Band-bildung effizient zu gestalten. Das Gesetz zur Förderung EE im Wärmebereich (EEWärmeG) von 2008 flankierte das EEG zur Errei-chung der europäischen Ziele. Das gesetzte Ziel war ein Anteil von 14 % der EE an der Wärmeer-zeugung bis 2020. Dies sollte durch zum einen durch eine wesentliche Erhöhung der Auflagen beim Bau neuer Gebäude, zum anderen durch ein Förderprogramm erreicht werden. So musste der Kälte- und Wärmebedarf neuer Gebäude je nach Technologie zu 15–50 % aus EE stammen.

Förderung der EE auf internationaler Ebene äußerte sich in der EU-Richtlinie 2009/28/EG. Diese ersetzte die beiden vorherigen Richtlinien 2001/77/EG und 2003/30/EG: verbindliches Ausbauziel der EE am Endenergieverbrauch von 18 % und einen Anteil von EE im Verkehrssektor von 10 % bis 2020 für Deutschland fest. Die Richtlinie war Teil des 20-20-20 Ziels der EU. Danach soll bis 2020 die Treibhausgasemissionen um 20 % reduziert, der Gesamtanteil an Erneuerbaren Energien auf 20 % steigen und die Energieeffizienz um 20 % erhöht werden. Die Förderung der EE in Deutschland hat zur Entstehung von zwei parallelen Welten geführt: Markt und subventionierte oder erzwungene EE-Welt.

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Abb. 10.3: Verteilung der Verwendung von erneuerbaren Energien im Jahr 2010.

Energiewirtschaft I

10.5.2 Fördersysteme Erneuerbarer Energien Es existieren sehr viele verschiedene Fördermodelle. Betrachten Vier Modelle : die Förderung der Grundlagenforschung und von Pilotanlagen, die direkte Investitionsförderung, via feste Einspeisevergütung, die mit einem Marktprämienmodell verbunden werden kann, sowie ein Zertifikatehandelssystem (Quote).

Die Förderung über die Grundlagenforschung und die Finanzierung von Pilotanlagen ist von jeher eine wichtige staatliche Aufgabe. Privatwirtschaftliche Forschung stellt grundsätzlichere Fragestel-lungen häufig zurück. Forschungsgeschichtlich: Grundlagenforschung ist oft ein öffentliches Gut, d.h. es kann niemand von der Nutzung der großen Denkmodelle ausgeschlossen werden und Gedanken „nutzen sich nicht ab“. Staatliche Forschungsförderung kann die gesamte Erforschung bis hin zur Marktreife in staatlichen Forschungseinrichtungen umfassen. Zum Beweis der technischen Umsetz-barkeit können darüber hinaus Pilotanlagen mit Fördergeldern errichtet werden. Die direkte Investitionsförderung ist ein direkter Weg, die EE zu fördern. Nötig ist die Schaf-fung eines Fördertopfes. Ergebnis einer fiktiven Investitionsrechnung sei, dass ein Investor x % der Anlagesumme bei der Durchführung der Investition verlieren würde. Dann würden ihm diese x % aus dem Fördertopf erstattet. Restrisiko = Marktschwankungen. Es besteht die Gefahr eines hoch komplexen, bürokratischen und von lobbyistischen Aktivitäten bestimmten Systems. Die feste Einspeisevergütung vergütet erzeugte Energie mit einem höheren als dem Marktpreis (Referenzanlagen?). Der größte Vorteil der festen Einspeisevergütung gegenüber der Investi-tionsförderung ist, dass ein Investor hohe und sichere Preiszusagen für die Produktion vor Bau der Anlage erhält; seine Anlage muss nur die Referenzanlage schlagen. Damit gelten die glei-chen Einschränkungen hinsichtlich der Offenheit des Systems für neue Technologieansätze. Die feste Einspeisevergütung verzerrt nicht nur die Investitionsentscheidung, sondern führt auch zu einer Verzerrung der Einsatzentscheidung.

Energiewirtschaft I

Einführung einer zusätzlichen Marktprämie für die Marktintegration von EE. Die Marktprä-mie ergibt sich als eine gleitende Prämie = feste Einspeisevergütung - mögliche Markterlöse + Komponenten (Profilservice, fixer Bonus). Die Profilservicekomponente gleicht die Vermarktungs-kosten durch die fluktuierende Einspeisung aus, da ein Vermarkter kurzfristig auf meteoro-logische und technische Veränderungen reagieren muss. Der fixe Bonus ist eine Entschädi-gung für die notwendige aufzubauende Vermarktungsinfrastruktur (Personal, IT-Systeme etc.), der restliche Förderbetrag ist ein Anreiz für die Beteiligten die Vermarktung durchzu-führen. Obwohl durch diese Erweiterung die EEG-Mengen vermarktet werden, wird nicht das Problem zwischen fester Einspeisevergütung und liberalisiertem Elektrizitätsmarkt behoben. Die Förderung der EE über ein Zertifikatehandelssystem verfolgt den gleichen Ansatz wie das CO2-Zertifikatesystem. Es wird eine Quote der EE an der Gesamtproduktion festgelegt. Im nächsten Schritt muss jeder Verbraucher nachweisen, dass er die entsprechende Quote eingehalten hat. Wäre die Quote beispielsweise 35 %, so müsste er nachweisen, dass er seine verbrauchte Energie zu 35 % aus EE bezogen hat. Die Verbraucher und Produzenten treffen sich auf dem Zertifikatemarkt und aus dem Zusammenspiel von Angebot und Nachfrage ergibt sich ein Preis für die Zertifikate, der die Knappheit von Strom aus EE Energien anzeigt. Dieser Preis wird hoch sein, wenn insgesamt zu wenige Erzeugungsanlagen existieren.

Tatsächliche Praxis: Mischung aus politisch gesetzten Quoten (Kraftstoffe, Wärmemarkt für Neubauten, ..), festen Einspeisevergütungen (Windstrom, Photovoltaik, …) samt Markt-prämien bei Direktvermarktung bei EE-Strom. Sonderlösungen teils je nach technischem Verfahren (z.B. kein Co-Firing in Deutschland, Privilegierung von KWK-Stromerzeugung, …). Details zu EE im Strommarkt in der Vorlesung „Energiewirtschaft II“.

Abb. 10.5: Aufteilung der erneuerbaren Energieträger nach Primärenergieeinsatz in Deutschland 2010 (Werte in PJ). Quelle: BMWi.

Endenergie Anteil Rechnerisch: THG-Emissionen

[TWh] [%] [1.000 t]

Stro

mer

zeug

ung

Wasserkraft 20,6

Ante

il am

Str

omve

rbra

uch

3,4 16.390 Windenergie 37,8 6,2 27.800

an Land 37,6 6,2 auf See (Offshore) 0,2 0,029

Photovoltaik 11,7 1,9 7.934 biogene Festbrennstoffe 11,8 1,9 9.185 biogene flüssige Brennstoffe 1,8 0,3 1.084 Biogas 13,3 2,2 7.517 Klärgas 1,1 0,2 824 Deponiegas 0,7 0,1 509 biogener Anteil des Abfalls 4,7 0,8 3.594 Geothermie 0,03 0,005 14 Summe Strom 103,5 17,0 74.850

Wär

meb

erei

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biogene Festbrennstoffe (Haushalte) 72,7

Ante

il am

EEV

für W

ärm

e 5,1 21.928 biogene Festbrennstoffe (Industrie) 20,4 1,4 6.192 biogene Festbrennstoffe (HW/HKW) 7,2 0,5 2.062 biogene flüssige Brennstoffe 4,1 0,3 1.135 Biogas 7,6 0,5 1.192 Klärgas 1,1 0,08 289 Deponiegas 0,4 0,03 96 biogener Anteil des Abfalls 11,9 0,8 3.460 Solarthermie 5,2 0,4 1.168 tiefe Geothermie 0,3 0,02 18 oberflächennahe Geothermie 5,3 0,4 443 Summe Wärme 136,1 9,5 37.982

Kraf

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l-lu

ng Biodiesel 26,5

Ante

il am

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uch 4,3 3.639

Pflanzenöl 0,6 0,1 112 Bioethanol 8,5 1,4 1.236 Summe Verkehr 35,7 5,8 4.987

Gesamt 275,2 10,9 117.819

7%

14%

4%

5%

5%

2% 0% 38%

3%

4%

2% 0% 2% 10%

0% 3%

Erneuerbare Energieträger 2010 275,25 TWh Wasserkraft

Windenergie

Photovoltaik

biogene Stoffe

Bio-, Klär- und Deponiegas

biogener Abfallanteil

Geothermie (tief)

biogene Brennstoffe

Bio-, Klär- und Deponiegas

biogener Abfallanteil

Solarthermie

Geothermie (tief)

Geothermie (oberflächennah)

Biodiesel

Pflanzenöl

Bioethanol