Praxisbuch Energiewirtschaft: Energieumwandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt

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Author: Panos Konstantin

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Panos Konstantin Praxisbuch Energiewirtschaft

Panos Konstantin

Praxisbuch Energiewirtschaft Energieumwandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt

Mit 140 Abbildungen, 116 Tabellen und 67 Beispielen

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Dipl.-Ing. Panos Konstantin Panoramastr. 4/1 71576 Burgstetten [email protected]

Bibliografische Information der Deutschen Bibliothek Die Deutsche Bibliothek verzeichnet diese Publikation in der Deutschen Nationalbibliografie; detaillierte bibliografische Daten sind im Internet über http://dnb.d-nb.de abrufbar.

ISBN-10 3-540-35377-1 Springer Berlin Heidelberg New York ISBN-13 978-3-540-35377-5 Springer Berlin Heidelberg New York Dieses Werk ist urheberrechtlich geschützt. Die dadurch begründeten Rechte, insbesondere die der Übersetzung, des Nachdrucks, des Vortrags, der Entnahme von Abbildungen und Tabellen, der Funksendung, der Mikroverfilmung oder der Vervielfältigung auf anderen Wegen und der Speicherung in Datenverarbeitungsanlagen, bleiben, auch bei nur auszugsweiser Verwertung, vorbehalten. Eine Vervielfältigung dieses Werkes oder von Teilen dieses Werkes ist auch im Einzelfall nur in den Grenzen der gesetzlichen Bestimmungen des Urheberrechtsgesetzes der Bundesrepublik Deutschland vom 9. September 1965 in der jeweils geltenden Fassung zulässig. Sie ist grundsätzlich vergütungspflichtig. Zuwiderhandlungen unterliegen den Strafbestimmungen des Urheberrechtsgesetzes. Springer ist ein Unternehmen von Springer Science+Business Media springer.de © Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2007 Die Wiedergabe von Gebrauchsnamen, Handelsnamen, Warenbezeichnungen usw. in diesem Werk berechtigt auch ohne besondere Kennzeichnung nicht zu der Annahme, dass solche Namen im Sinne der Warenzeichen- und Markenschutz-Gesetzgebung als frei zu betrachten wären und daher von jedermann benutzt werden dürften. Text und Abbildungen wurden mit größter Sorgfalt erarbeitet. Verlag und Autor können jedoch für eventuell verbliebene fehlerhafte Angaben und deren Folgen weder eine juristische Verantwortung noch irgendeine Haftung übernehmen. Sollte in diesem Werk direkt oder indirekt auf Gesetze, Vorschriften oder Richtlinien (z. B. DIN, VDI, VDE) Bezug genommen oder aus ihnen zitiert worden sein, so kann der Verlag keine Gewähr für die Richtigkeit, Vollständigkeit oder Aktualität übernehmen. Es empfiehlt sich, gegebenenfalls für die eigenen Arbeiten die vollständigen Vorschriften oder Richtlinien in der jeweils gültigen Fassung hinzuziehen. Satz: Digitale Druckvorlage des Autors Herstellung: LE-TEX Jelonek, Schmidt & Vöckler GbR, Leipzig Einbandgestaltung: Struve & Partner, Heidelberg Gedruckt auf säurefreiem Papier

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Geleitwort

Seit die Menschheit den Sprung in die Industriegesellschaft geschafft hat, steht die Nutzung von Energie als wesentlicher Produktionsfaktor im Mittelpunkt des Fortschritts. Die Bereitstellung von Energie für den täglichen Bedarf von Haushalten und Unternehmen ist für die Industrieländer zu einer Selbstverständlichkeit geworden, ein komfortables Niveau, das Schwellenund Entwicklungsländer ebenfalls anstreben. Vor diesem Hintergrund kommt der Energiewirtschaft als einer der herausragenden technisch-wirtschaftlichen Disziplinen eine besondere Bedeutung zu. Die hier zu lösenden Aufgaben beschränken sich nicht nur auf die technische Optimierung von Anlagen und Verfahren zur Energieumwandlung, sondern sie erstrecken sich weit hinein in betriebswirtschaftliche und volkswirtschaftliche Fragestellungen. Die besten Lösungen können nur in der engen Zusammenarbeit zwischen Ingenieuren, Kaufleuten und Ökonomen gefunden werden. Am Beispiel eines privatfinanzierten Kraftwerksprojektes kann man deutlich machen, dass es ohne eine solche interdisziplinäre Zusammenarbeit keine vernünftige Realisierung gibt. Das vorliegende Werk ist ein Versuch, aus der Sicht des Praktikers einen Leitfaden zu schaffen, der es auch dem Berufsanfänger gestatten soll, sich in die komplexe Materie einzuarbeiten. In seinen mehr als 27 Jahren Berufserfahrung in der Energiewirtschaft hat der Verfasser als Berater und verantwortlicher Projektleiter Erfahrungen und Kenntnisse gesammelt, die es wert sind, an eine zahlreiche Leserschaft weitergegeben zu werden.

Georg Fichtner Vorsitzender der Geschäftsführung Stuttgart, im Sommer 2006

Vorwort

Die Energiewirtschaft ist ein Wirtschaftszweig und ein Fachgebiet. Als Fachgebiet ist die Energiewirtschaft eine Kombination aus Ökonomie und Technik und hat sich zum Ziel gesetzt, die Versorgung der Endkunden mit einer kostengünstigen, sicheren, ressourcenschonenden und umweltfreundlichen Energie zu gewährleisten. Um das zu erreichen, erforscht und analysiert die Energiewirtschaft die gesamte Kette der Energiebereitstellung von der rationellen Gewinnung, Umwandlung und Verteilung bis hin zu einer effizienten Anwendung von Energieformen unterschiedlichster Art. Das Hauptziel dieses Buches ist die praxisnahe Zur-Verfügung-Stellung des technisch/wirtschaftlichen Wissens, vor allem für die Entwicklungsphase von Energieprojekten, in der notwendigen Breite und Tiefe, ohne das in den meisten Fachbüchern dargestellte umfangreiche fachspezifische Detailwissen. Zielgruppen für das Buch sind Energiewirtschaftler, national und international tätige Energie-Consultants, Mitarbeiter von Ingenieurbüros, Energiedienstleistungsunternehmen, Energieversorgungsunternehmen, Industriebetrieben, Verbänden und Behörden, die in ihrer beruflichen Praxis mit energiewirtschaftlichen Aufgaben betraut werden. Energiewirtschaftler können von der Ausbildung her Ingenieure oder Ökonomen, nach der Liberalisierung zunehmend auch Juristen, sein. Sie müssen aber in allen drei Gebieten soweit den Überblick haben, dass sie die technischwirtschaftlichen Zusammenhänge und Wechselwirkungen erkennen, bewerten und optimieren können. Sie müssen bereit und fähig sein, sich auch in das Nachbargebiet einzuarbeiten. Dies geschieht meistens in Form des trainingon-the-job. Gefragt ist vor allem übergreifendes Wissen und der Blick für das Wesentliche. Fachgebietsexperten mit Spezialwissen werden vor allem während der Realisierungsphase eingeschaltet. Der Inhalt des Buches ist, was die Breite der behandelten Themen betrifft, umfangreich; es wird aber versucht, die Darstellung auf das Notwendige zu begrenzen. Es umfasst 10 Kapitel: Das Thema des ersten Kapitels ist der Primärenergiemarkt und befasst sich mit der Gewinnung und Herkunft von Primärenergien sowie der Preisbildung und Entwicklung von Grenzübergangsund Verbraucherpreisen im Wettbewerbsmarkt. Im zweiten Kapitel werden die Beschaffung von leitungsgebundenen Energien im liberalisierten Markt und die Funktionsweise der Energiebörse erläutert. In Kapitel 3 wird ein Abriss der wichtigsten rechtlichen Rahmenbedingungen in verkürzter Form und, soweit möglich, in tabellarischer Darstellung wiedergegeben, sofern diese für

VIII

Vorwort

die Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen von Energieprojekten relevant sind. Kapitel 4 und 5 vermitteln das notwendige Grundwissen über Investitionsrechnung sowie physikalisch/technische Vorgänge, insbesondere für Berufseinsteiger in der Energiewirtschaft. Kapitel 6 widmet sich der Technik der Energieumwandlung und ihrer Folgen für die Umwelt sowie den Techniken zur Reduzierung von Emissionen. In Kapitel 7 und 8 werden Kraftwerke und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen sowohl aus technischer als auch aus wirtschaftlicher Sicht behandelt. Kapitel 9 befasst sich mit dem Energietransport und der Energieverteilung sowie deren Kostenstrukturen und Kapitel 10 mit der Abwicklung von Energieprojekten. Die Energiewirtschaft hat die Landesgrenzen schon längst überschritten und ist zu einem globalen Business geworden. Die Geschäftssprache ist dabei Englisch, weswegen die wichtigsten Fachbegriffe im Buch auch in englischer Sprache angegeben werden (kursiv in Klammern). Mein besonderer Dank gilt meinem Arbeitgeber, Fichtner GmbH & Co KG, Stuttgart, für die Unterstützung und für den uneingeschränkten Zugang zu allen technischen und menschlichen Ressourcen des Unternehmens während der Arbeit am Buch. Mein Dank gebührt den fünf Gutachtern, Prof. Rainer F. Elsässer, Dr. Ing. Friedrich-Werner Möllenkamp, Dipl.-Ing. Jürgen Naukamm, Prof. Dr.-Ing. Hans-Peter Tietz und Dipl.-Ing, Dipl.-Wirtsch.-Ing. Arno Wilke, die einen ersten Entwurf des Buches begutachtet und mich ermutigt haben, an dem komplexen Thema der Energiewirtschaft weiterzuarbeiten. Herrn Wilke möchte ich zusätzlich auch für seine Unterstützung und seine zahlreichen Anregungen während der Arbeit am Buch danken. Beim Verfassen des Inhalts wurde für jeden Abschnitt zuerst ein Entwurf vom Autor selbst erstellt, und anschließend wurde dieser von Fachleuten geprüft und ggf. überarbeitet. In diesem Zusammenhang möchte ich stellvertretend folgenden derzeitigen und früheren Fichtner-Kollegen für ihre Beiträge danken: Dr. Sigurdur Dagbjartsson, Bruno Fey, Birgit Jahraus, Norbert Krebs, Johannes Laubach, Tobias Metzger, Wolfgang Schröder, Andreas Siegel, Dr. Achim Stuible, Nino Turek, Andreas Vondung, Hans-Friedrich Wülbeck. Herzlich bedanke ich mich auch bei meinem früheren Kollegen Volker Döringer für seine kritische Durchsicht und redaktionelle Überarbeitung. Kommentare zum Inhalt bzw. Anregungen für eine Verbesserung der Thematik werden vom Autor dankend entgegengenommen und bei späteren Ausgaben berücksichtigt. Stuttgart, im Sommer 2006

Panos Konstantin

Inhaltsverzeichnis

1.

Der Primärenergiemarkt.................................................................. 1 1.1 Energieformen ............................................................................ 1 1.1.1 Klassifizierung der Energieformen.................................. 1 1.1.2 Maßeinheiten für Energie................................................ 2 1.2 Struktur des Energieverbrauchs in Deutschland......................... 5 1.3 Herkunft u. Preisentwicklung der Primärenergieträger .............. 8 1.3.1 Herkunft und Grenzübergangspreise von Rohöl ............. 8 1.3.2 Herkunft und Grenzübergangspreise von Steinkohle.... 12 1.3.3 Herkunft und Grenzübergangspreise von Erdgas.......... 15 1.3.4 Herkunft und Preise von Kernbrennstoff ...................... 20 1.3.5 Vergleich der Preisentwicklung von Importenergien.... 26 1.4 Entwicklung der Brennstoff-Verbraucherpreise....................... 28 1.4.1 Preise von Kraftwerkskohle .......................................... 28 1.4.2 Preise von Heizöl........................................................... 29 1.4.3 Preise von Erdgas .......................................................... 31 1.5 Schlussfolgerungen................................................................... 32 1.5.1 Lehren aus der Vergangenheit....................................... 32 1.5.2 Preisrelationen der Hauptenergieträger zum Rohöl....... 32 1.5.3 Preisansätze bei Wirtschaftlichkeitsrechnungen ........... 34 Literaturverzeichnis .......................................................................... 34

2.

Beschaffung leitungsgebundener Energien .................................. 37 2.1 Strombeschaffung..................................................................... 37 2.1.1 Merkmale eines liberalisierten Energiemarktes ............ 37 2.1.2 Strombörse, Funktionsweise und Produkte ................... 42 2.1.3 Netznutzungsentgelte .................................................... 48 2.1.4 Strombeschaffung mit Portfoliomanagement................ 49 2.1.5 Strombezug mit Vollversorgungsvertrag ...................... 51 2.1.6 Entwicklung der Strompreise ........................................ 55 2.2 Gasbeschaffung ........................................................................ 57 2.2.1 Gas-zu-Gas-Wettbewerb ............................................... 57 2.2.2 Gasbeschaffung im liberalisierten Markt ...................... 58

X

Inhaltsverzeichnis

2.2.3 Netzzugang und Netznutzungsentgelte ......................... 59 2.2.4 Zugang zu Erdgasspeichern........................................... 60 2.2.5 Gasbezug über Vollversorgungsverträge ...................... 60 2.3 Beschaffung von Fernwärme.................................................... 64 Literaturverzeichnis .......................................................................... 64 3.

Energierechtliche Rahmenbedingungen ....................................... 67 3.1 Definitionen und Überblick ...................................................... 67 3.1.1 EU-Recht ....................................................................... 67 3.1.2 Deutsches Recht ............................................................ 68 3.1.3 Internationale Abkommen ............................................. 69 3.2 Der deutsche energierechtliche Rahmen................................... 69 3.2.1 Energiewirtschaftsrecht ................................................. 69 3.2.2 Energiesteuergesetze ..................................................... 74 3.2.3 Gesetze zur Kraft-Wärme-Kopplung ............................ 80 3.2.4 Gesetze zur Förderung erneuerbarer Energien .............. 84 3.2.5 Konzessionsabgabenverordnung ................................... 89 3.3 Klimaschutzrechtliche Rahmenbedingungen ........................... 90 3.3.1 Klimaschutz und EU-Emissionshandel ......................... 90 3.3.2 Umsetzung des Emissionshandels in Deutschland........ 94 Literaturverzeichnis .......................................................................... 98

4.

Investitionsrechnung in der Energiewirtschaft............................ 99 4.1 Finanzmathematische Grundlagen............................................ 99 4.1.1 Der Zeitwert des Geldes, Aufzinsen, Abzinsen, Barwert ......................................................... 99 4.1.2 Zinssatz und Inflation.................................................. 101 4.2 Zahlungsreihen ....................................................................... 108 4.2.1 Aufbau von Zahlungsreihen ........................................ 108 4.2.2 Anwendungsfälle und Beispiele.................................. 112 4.3 Investitionsrechnungsmethoden ............................................. 116 4.3.1 Methodische Vorgehensweise..................................... 116 4.3.2 Dynamische Verfahren................................................ 117 4.3.3 Statische Verfahren ..................................................... 128 4.4 Planerfolgsrechnungsmodelle................................................. 131 4.5 Randbedingungen für Wirtschaftlichkeitsrechnungen............ 132 4.5.1 Begriffsfestlegungen ................................................... 132 4.5.2 Kostenarten bei Energieprojekten ............................... 133 4.5.3 Randbedingungen für Wirtschaftlichkeitsrechnungen .................................... 135 Literaturverzeichnis ........................................................................ 137

Inhaltsverzeichnis

XI

5.

Physikalisch-technisches Grundwissen....................................... 139 5.1 Das internationale Einheitensystem........................................ 139 5.1.1 SI-Einheiten................................................................. 139 5.1.2 Regeln für die Schreibweise von Größen und Einheiten............................................................... 142 5.1.3 Der richtige Umgang mit Einheiten in Formeln.......... 143 5.2 Basiswissen Thermodynamik ................................................. 144 5.2.1 Allgemeine Definitionen ............................................. 144 5.2.2 Thermodynamik der Gase und Gasgemische .............. 152 5.2.3 Wasserdampfthermodynamik...................................... 158 5.2.4 Brennstoffe, Brennstoffkennwerte, Verbrennungsrechnung ............................................... 161 5.2.5 Kreisprozesse............................................................... 171 5.3 Basiswissen Elektrotechnik .................................................... 174 5.3.1 Stromarten und Stromkreise........................................ 174 5.3.2 Drehstrommaschinen................................................... 185 Literaturverzeichnis ........................................................................ 191

6.

Energieumwandlung und Emissionen......................................... 193 6.1 Energieumwandlungsanlagen ................................................. 193 6.1.1 Typen von Energieumwandlungsanlagen.................... 193 6.1.2 Kessel .......................................................................... 193 6.1.3 Arten von Feuerungen ................................................. 198 6.2 Luftverunreinigende Schadstoffemissionen ........................... 200 6.2.1 Arten von Emissionen ................................................. 200 6.2.2 Emissionsgrenzwerte................................................... 201 6.3 Emissionsminderungsmaßnahmen.......................................... 203 6.3.1 Primärmaßnahmen zur Emissionsreduzierung ............ 203 6.3.2 Sekundärmaßnahmen zur Emissionsminderung.......... 205 6.4 Kohlendioxidemissionen und Treibhauseffekt ....................... 210 Literaturverzeichnis ........................................................................ 214

7.

Kraftwerke, Technik und Kosten................................................ 215 7.1 Begriffsdefinitionen und Kennzahlen..................................... 215 7.1.1 Kraftwerkstypen .......................................................... 215 7.1.2 Definition der verwendeten Kennzahlen und Begriffe................................................................. 216 7.2 Fossilthermische Kraftwerke .................................................. 218 7.2.1 Dampfkraftwerke......................................................... 218 7.2.2 Gasturbinenkraftwerke ................................................ 226 7.2.3 Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerke.......................... 230 7.2.4 Verbrennungsmotor-Kraftwerke ................................. 231

XII

Inhaltsverzeichnis

7.2.5 Anschaffungs- u. Betriebskosten fossilthermischer Kraftwerke................................................................... 232 7.2.6 Stromgestehungskosten fossilthermischer Kraftwerke................................................................... 234 7.3 Kernkraftwerke....................................................................... 242 7.3.1 Typen und Funktionsweise von Kernreaktoren........... 242 7.3.2 Kernenergieausstieg oder Ausbau ............................... 243 7.3.3 Der neue European Pressurized Reactor EPR ............. 245 7.3.4 Stilllegung von Kernenergieanlagen ........................... 245 7.3.5 Stromgestehungskosten von Kernkraftwerken............ 247 7.4 Solarthermische Kraftwerke ................................................... 249 7.4.1 Das Energieangebot der Sonne.................................... 249 7.4.2 Kollektorsysteme für Solarthermische Kraftwerke ..... 250 7.4.3 Typen von solarthermischen Kraftwerken .................. 252 7.4.4 Investitionsausgaben und Stromgestehungskosten...... 257 7.5 Wasserkraftwerke ................................................................... 260 7.5.1 Physikalische Grundlagen ........................................... 260 7.5.2 Typen von Wasserkraftwerken.................................... 261 7.5.3 Bauarten von Wasserturbinen ..................................... 263 7.5.4 Anlagenbestand, Stromerzeugung, Ausbauperspektiven .................................................... 264 7.5.5 Investitionsausgaben und Betriebskosten.................... 265 7.6 Windkraftanlagen ................................................................... 266 7.6.1 Physikalische Grundlagen ........................................... 266 7.6.2 Anlagentechnik............................................................ 267 7.6.3 Ermittlung des Energieertrages ................................... 271 7.6.4 Investitionsausgaben und Stromgestehungskosten...... 275 7.6.5 Ausbauperspektiven der Windenergie......................... 279 Literaturverzeichnis ........................................................................ 282 8.

Kraft-Wärme-Kopplung, Technik, Kostenaufteilung ............... 283 8.1 Thermodynamisch-technische Grundlagen ............................ 283 8.1.1 Das Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung .................... 283 8.1.2 Bauarten von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen.......... 285 8.1.3 Aufbau und Fahrweise von Heizkraftwerken.............. 286 8.1.4 Anwendungsmöglichkeiten und Betreiber .................. 287 8.2 Heizkraftwerke ....................................................................... 288 8.2.1 Verbrennungsmotor-Blockheizkraftwerke .................. 288 8.2.2 Gasturbinen-Heizkraftwerke ....................................... 291 8.2.3 Dampfturbinen-Heizkraftwerke .................................. 292 8.2.4 Gas- und Dampfturbinen-Heizkraftwerke................... 295 8.2.5 Wärmeauskopplung aus Großkraftwerken .................. 296

Inhaltsverzeichnis

XIII

8.3 Kennzahlen der gekoppelten Energieerzeugung..................... 297 8.3.1 Thermodynamisches Modell KWKund Kond.-Anlagen ..................................................... 297 8.3.2 Wirkungsgrad und Energienutzungsgrad .................... 298 8.3.3 Die Stromkennzahl ...................................................... 300 8.3.4 Die Stromverlust-Kennziffer ....................................... 301 8.3.5 Äquivalente Kondensationsleistung ............................ 302 8.3.6 Beziehungen zwischen den Kennzahlen ..................... 303 8.3.7 Richtwerte für Kennzahlen von KWK-Anlagen ......... 305 8.3.8 Auflistung verwendeter Symbole bei den Kennzahlen ..................................................... 311 8.4 Kostenaufteilungsverfahren.................................................... 312 8.4.1 Das Stromäquivalenzverfahren (Arbeitswertverfahren) ................................................ 312 8.4.2 Das Exergie-Verfahren................................................ 317 8.4.3 Das kalorische Verfahren ............................................ 319 8.4.4 Das Restwertverfahren ................................................ 321 8.5 Wahl des Kostenaufteilungsverfahrens .................................. 326 Literaturverzeichnis ........................................................................ 328 9.

Energietransport und -verteilung................................................ 329 9.1 Stromübertragung und -verteilung.......................................... 329 9.1.1 Technischer Aufbau der Stromnetze ........................... 329 9.1.2 Systemkomponenten von elektrischen Netzen............ 332 9.1.3 Das Deutsche und das Europäische Verbundnetz ....... 338 9.1.4 Netzbetrieb, Fahrpläne; Standardlastprofile................ 341 9.1.5 Regel- und Ausgleichsenergie..................................... 344 9.1.6 Netzzugang und Bestimmung der Netznutzungsentgelte ............................................ 348 9.2 Erdgastransport und -verteilung ............................................. 352 9.2.1 Technischer Aufbau von Erdgasnetzen ....................... 352 9.2.2 Das deutsche und europäische Erdgas-Verbundnetz.................................................... 355 9.2.3 Auslegung und Betrieb von Erdgasnetzen .................. 357 9.2.4 Grundsätze für Netzzugang und Netznutzung............. 362 9.2.5 Erschließungskosten für Erdgasnetze.......................... 363 9.3 Fernwärmeverteilung.............................................................. 365 9.3.1 Technischer Aufbau von Fernwärmenetzen................ 365 9.3.2 Grundbegriffe der Fernwärmeversorgung................... 367 9.3.3 Ausgewählte Merkmale der Fernwärmeversorgung.... 368 9.3.4 Auslegung und Betrieb von Fernwärmenetzen ........... 368

XIV

Inhaltsverzeichnis

9.3.5 Systemkomponenten von Fernwärmenetzen............... 371 9.3.6 Erschließungskosten der Fernwärmenetze .................. 377 Literaturverzeichnis ........................................................................ 382 10. Abwicklung von Energieprojekten.............................................. 385 10.1 Phasen der Projektabwicklung................................................ 385 10.1.1 Projektstart .................................................................. 386 10.1.2 Planung und Vergabe .................................................. 388 10.1.3 Bau und Inbetriebnahme ............................................. 392 10.2 Betrieb der Anlage.................................................................. 392 Literaturverzeichnis ........................................................................ 393 Abkürzungsverzeichnis......................................................................... 395 Sachverzeichnis ..................................................................................... 399

1. Der Primärenergiemarkt

1.1 Energieformen 1.1.1 Klassifizierung der Energieformen

Energie ist in chemischer Form in Brennstoffen (Kohle, Heizöl) enthalten oder in Energieträgern (Dampf, Heißwasser) gespeichert. Die Einheit für Energie ist 1 J (Joule). Die Energieformen werden „physikalisch“ oder nach der „Energieumwandlung und -anwendung“ klassifiziert. Physikalisch wird nach folgenden Energieformen unterschieden: x x x x x

Mechanische Energie; sie kommt als kinetische (Bewegungsenergie) oder potenzielle (Höhenenergie) Energie vor Thermische Energie Chemische Energie, z. B. die in Brennstoffen enthaltene Energie Strahlungsenergie Kernenergie

Im Rahmen der Energieumwandlung und -anwendung unterscheidet man drei Hauptformen von Energie: x x x

Primärenergien sind Naturvorkommen, die noch keinerlei Umwandlung unterzogen wurden. Endenergien werden in einem Energieumwandlungsprozess (Raffinerie, Kraftwerk) aus Primärenergie gewonnen. Nutzenergie ist die Energie, die nach der letzten Umwandlung in den Geräten des Endverbrauchers zur Verfügung steht.

Diese Hauptformen werden in verschiedene Unterformen unterteilt. Eine Klassifizierung der Energieformen im Rahmen der Energieumwandlung und -anwendung ist in der Abb. 1.1 zu ersehen.

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1 Der Primärenergiemarkt Naturvorkommen Gewinnungsprozess Bergbau, Erdöl-, Erdgasförderprozess

Primärenergie Fossile Energieträger

Kernenergie

Kohle, Erdöl, Erdgas

Kernbrennstoff

Erneuerbare Energien Solar-, Windenergie Biomasse, Geothermie

Energieumwandlungsprozess Kokerei, Raffinerie, Kraftwerk

Endenergie Nicht-leitungsgebundene Energien feste Brennstoffe Brickets, Koks flüssige Brennstoffe Heizöl, Benzin gasförmige Brennstoffe Gichtgas, Konvertergas

Leitungsgebundene Energien elektrischer Strom Erdgas Fernwärme Druckluft

Energieumwandlungsprozess Auto, Werkzeugmaschine, Lampe, Heizkessel

Nutzenergie Fort-, Drehbewegung Licht, Heizwärme

Abb. 1.1: Energieformen, nach Umwandlung und Anwendung 1.1.2 Maßeinheiten für Energie

Die offizielle Einheit für Energie nach ISO-Standard1 ist 1 Joule „J“ (bzw. die Vielfachen kJ=103 J, MJ=106, GJ=109, TJ=1012). Auf dem Markt werden aber Energien in verschiedenen Natur- oder Handelseinheiten (Tonne, barrel, Hektoliter) verkauft. Die meisten dieser Einheiten sind historischen 1

Als Einheitssystem für die physikalischen Größen ist in den meisten Ländern das „Standard Internationale Einheitensystem nach >ISO 1000@, abgekürzt SIMaßsystem in Gebrauch. Siehe Abschnitt 6.1 „Das internationale Einheitensystem“.

1.1 Energieformen

3

Ursprungs. Zu unterscheiden ist unbedingt zwischen Masse-, Volumenund Energieeinheiten. Beim Kauf von Energie wird eigentlich nicht die Masse oder das Volumen sondern der darin enthaltene Energiegehalt gekauft. Steinkohle (hard coal) wird als Masse in Tonnen verkauft. Die verschiedenen Kohlesorten haben aber nicht den gleichen Energiegehalt. Um ein vergleichbares Maß zu haben, wurde ursprünglich als Energieeinheit für Kohle die Stein Kohle Einheit „1 t SKE“ (englisch: „tce“ ton of coal equivalent) eingeführt. Das ist der Energiegehalt von hochwertiger Steinkohle mit 7.000 kcal/kg bzw. 7 Gcal/t. Ein kcal ist eine alte Energieeinheit und entspricht 4,187 kJ. Rohöl (crude oil) wird in barrel gehandelt. Öl wurde ursprünglich in Fässern (englisch: barrel) verkauft. Ein barrel ist eine Volumeneinheit und entspricht ca. 159 Liter, 1 Tonne Öl entspricht ca. 7,3 barrel. Im englischsprachigen Sprachgebrauch wird die Tonne Rohöleinheit (TRÖE) „Ton of Oil Equivalent - TOE“ als Energiemaß für Öl benutzt. 1 TOE = 10 Gcal = 41,868 GJ. Obwohl die o.g. Einheiten historisch bedingt sind, werden sie auf dem Energiemarkt weiterhin anstelle der offiziellen Energieeinheiten benutzt. Um Energien energetisch und preislich vergleichen zu können, müssen deren Handelseinheiten in Energieeinheiten umwandelt werden. Dies geschieht über deren Heizwert. Der Heizwert ist der Energiegehalt in kJ oder kWh pro Handelseinheit der entsprechenden Energieart (siehe hierzu Tabelle 5.10 Kennwerte ausgewählter Brennstoffe). Primärenergien kann man preislich über den Wärmepreis vergleichen. Wärmepreis = Handelspreis dividiert durch den Heizwert Hierzu das folgende einfache Beispiel: Beispiel 1.1: Wärmepreis Preise in Handelseinheiten *): Importsteinkohle: Handelspreis 70 €/t; Heizwert 26 GJ/t Schweres Heizöl: Handelspreis 200 €/t; Heizwert 41,5 GJ/t Extra leichtes Heizöl Handelspreis 35 €/hl; Heizwert 3,6 GJ/hl Wärmepreise: Steinkohle: 70/26,0 = 2,69 €/GJ Schweres Heizöl: 200/41,5 =4,82 €/GJ Extra^ leichtes Heizöl: 35/3,6 = 9,72 €/GJ *) 1 GJ = 109 J; 1 Hektoliter (hl) = 100 Liter

4

1 Der Primärenergiemarkt

Auf dem Verbrauchermarkt werden schließlich alle leitungsgebundenen Energien (Strom, Erdgas, Fernwärme) in kWh und in kW verkauft. Beides sind offizielle Einheiten nach ISO-Standard. Die erste ist die Einheit für gekaufte Energie, die zweite ist die Einheit für bereitgestellte Leistung. Die Einheit kWh wird aus der Definition der Leistung abgeleitet. Leistung ist die Energiemenge pro Zeiteinheit (Sekunde) J/s. Ihre Maßeinheit ist ein Watt (Symbol „W“ 1 W=1 J/s) und seine Vielfachen kW, MW, GW, TW. Daraus wird die Energie- bzw. Arbeitseinheit kWh abgeleitet . 1 Ws = 1 J

bzw.

1 Wh = 3600 Ws = 3.600 J

1 kWh = 3.600 kJ Die Vielfachen von kWh sind MWh, GWh und TWh. In diesem Buch wird die Energiemengeneinheit kWh anstelle von kJ bevorzugt verwendet. Der Grund für die Bevorzugung der Einheit kWh ist, dass alle leitungsgebundenen Energien i.d.R. in kWh gehandelt werden. In der Praxis hat es aber Vorteile, die Einheit kWh durchgehend, d. h. auch für nicht-leitungsgebundene Energien und Brennstoffe, zu verwenden. Dadurch werden Berechnungen bei Energiebilanzen sowie Umrechnungen einfacher und direkte Preisvergleiche erleichtert. Die spezifischen Brennstoffkosten von Strom ergeben sich durch einfache Division des Wärmepreises der Kohle durch den elektrischen Wirkungsgrad, wenn Heizwert und Wärmepreis der Kohle auf MWh anstatt auf kJ bezogen sind. Hierzu das folgende einfache Beispiel: Beispiel 1.2: Spezifische Brennstoffkosten für Strom Preis der Kohle frei Kraftwerk: 70 €/t (wie im vorigen Beispiel) Heizwert: 7,22 MWh/t (anstelle von 26 GJ/t = 26/3,6 MWh/t) Elektrischer Wirkungsgrad des Kraftwerkes: 0,4 (40%) Wärmepreis der Kohle: 70/7,22 = 9,70 €/MWh Spezifische Brennstoffkosten des erzeugten Stromes pro MWh: cB = 9,70/0,4 = 24,25 €/MWh

In offiziellen Statistiken werden oft weiterhin die historischen Einheiten anstelle der ISO Standard Einheiten verwendet. Hinzu kommt noch die Verwendung der sogenannten Imperial Units aus dem angelsächsischen Maßsystem. Nützliche Umrechnungseinheiten sind aus folgender Tabelle zu entnehmen:

1.2 Struktur des Energieverbrauchs in Deutschland

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Tabelle 1.1: Umrechnungstabelle für ausgewählte Einheiten Einheit 1 barrel 1 t RÖE 1 t SKE

l 159 -

1 Mill. t SKE

kg 137 -

Gcal 1,372 10 7

= 8,14 TWh

t SKE 0,196 1,429 1

GJ 5,743 41,868 29,308

= 29,308 PJ

MWh 1,595 11,630 8,141

= 0,7 Mio. t RÖE

1.2 Struktur des Energieverbrauchs in Deutschland Wie aus Abb. 1.2 zu ersehen ist wird der überwiegende Teil (ca. 84%) des Primärenergieverbrauchs in Deutschland durch die fossilen Primärenergieträger Kohle, Erdöl und Erdgas gedeckt. Primärenergieverbrauch in 2005 14.238 PJ = 485,8 Mio t SKE = 3.954,5 TWh

Wasser/Wind 1,2%

Kernenergie 12,5%

Sonstige 3,5% Mineralöl 36,0%

Naturgase 22,7% Braunkohle 11,2%

Steinkohle 12,9%

Quelle: BMWi, AGEB (eigene Aufbereitung als Graphik)

Abb. 1.2: Primärenergieverbrauch in Deutschland

Bei der Entwicklung des Primärenergieverbrauchs sind seit 1990 drastische Veränderungen zu beobachten – Abb. 1.3 und Tabelle 1.2. Der Einsatz von Braunkohle hat sich aufgrund des Ersatzes der alten Kraftwerke in Ostdeutschland durch hocheffiziente neue Braunkohlekraftwerke halbiert. Auch der Einsatz von Steinkohle hat beträchtlich abgenommen. Die Gewinner auf dem Primärenergiemarkt sind Erdgas und erneuerbare Energien (Wasserkraft/Windkraft, Sonstige darin Biomasse). Deren Anteil steigt weiterhin an.

6

1 Der Primärenergiemarkt 16.000

Sonstige (Holz, Torf, Klärschlamm, Müll)

Wasser/Wind

14.000

Naturgase

in Petajoule

12.000

10.000

Mineralöl

8.000

6.000

Steinkohle 4.000

Braunkohle 2.000

Kernenergie

Quelle: BMWi; AGEB

0 1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Abb. 1.3: Entwicklung des Primärenergieverbrauchs Tabelle 1.2: Veränderungen beim Primärenergieverbrauch Energieträger (in PJ)

1990

Mineralöl Steinkohle Braunkohle

5.217 2.306 3.201

1)

Naturgase Kernenergie Wasser- und Windkraft Sonstige Insgesamt

2)

3)

1) Erdgas, Erdölgas, Grubengas 2) Windkraft ab 1995, inkl. Fotovoltaik 3) u.a. Brennholz, Brenntorf, Klärschlamm, Müll

2005

Prozent

5.123 1.841 1.595

-2% -20% -50%

2.328

3.236

39%

1.668 58

1.779 170

7% 194%

128 14.905

495 14.238

288% -4%

Quelle: BMWi, AGEB

Beim Endenergieverbrauch – Abb. 1.4 – spielen feste Brennstoffe eine untergeordnete Rolle. Etwa 50% des Endenergieverbrauchs wird durch die leitungsgebundenen Energien Strom, Erdgas und Fernwärme gedeckt. Der Anteil der Fernwärme ist flächendeckend zwar klein, in Großstädten und insbesondere in den Neuen Bundesländern ist er jedoch beträchtlich.

1.2 Struktur des Energieverbrauchs in Deutschland

7

Endenergieverbrauch in 2004 Total: 9.237 PJ = 315,2 Mio. t SKE = 2.565,5 TWh Sonstige 3) 2,7% Fernwärme 3,6%

Steinkohle 4,4%

Braunkohle 1,0%

Strom 19,7%

Kraftstoffe 1) 28,9%

Heizöl schwer 1,1% Heizöl leicht 11,2%

Gase 2) 27,5%

1) und Mineralölprodukte 2) Naturgase, Produktionsgase 3) Brennholz, Torf, Klärschlamm, Müll

Quelle: BMWi, AGEB eigene Aufbereitung als Graphik

Abb. 1.4: Endenergieverbrauch in Deutschland

Etwa 38% des Primärenergieverbrauchs von etwa 4.000 TWh wird in Deutschland zur Erzeugung des Endenergieträgers Strom – Abb. 1.5 – eingesetzt. Dabei haben Kernenergie, Braun-, und Steinkohle zusammen einen Anteil von ca. 85%.

Energieträger zur Stromerzeugung 2004 Total: 5.525 PJ = 188,5 Mio. t SKE = 1.534,4 TWh

Steinkohle 22,5%

Kernenergie 33,0%

Wasserkraft/ Windkraft 3,5%

Gase 10,3%

Heizöl 1,3%

Übrige feste Brennstoffe 1,6%

Braunkohle 27,8%

Quelle: AGEB, eigene Überarbeitung als Grafik

Abb. 1.5: Energieträger zur Stromerzeugung

8


1.3 Herkunft u. Preisentwicklung der Primärenergieträger 1.3.1 Herkunft und Grenzübergangspreise von Rohöl

1.3.1.1 Rohölaufkommen in Deutschland

Als Erdöl (petroleum) wird das Naturprodukt bezeichnet, das in Lagerstätten in der Erdkruste eingelagert ist und hauptsächlich aus Kohlenwasserstoffen besteht. Sobald das Erdöl aus seiner Lagerstätte gefördert und transportfähig aufbereitet worden ist, wird es Rohöl (crude oil) genannt. Als Mineralöl (petrochemicals) werden in der petrochemischen Industrie die bei der Destillation in Raffinerien gewonnenen Produkte wie Benzin, Heizöl, Schmieröle und andere bezeichnet. Erdöl ist sowohl weltweit (zu ca. 38%) als auch in Deutschland (zu ca. 36%) der dominierende Primärenergieträger und auch die führende Größe bei der Preisgestaltung für alle anderen Energieträger. Rohöl wird fast vollständig aus dem Weltmarkt nach Deutschland importiert. Die Inlandsproduktion ist mit 3% vernachlässigbar klein. In der Abb. 1.6 ist Aufkommen und Herkunft von Rohöl dargestellt. Rohölaufkommen in 2004 178 M io t SKE = 1.448 TWh = 5.214 PJ *)

Naher Osten 10,0%

Sonstige 7,0%

Inland 3,0% EU u. Norwegen 34,0%

Afrika 17,0% *) Zahlen gerundet Russland 29,0%

Quellen: AGEB, W EC/DNK, eigene Aufbereitung

Abb. 1.6: Rohölaufkommen in Deutschland

1.3.1.2 Rohölpreisentwicklung

Als die dominierende fossile Primärenergie weltweit übt Erdöl eine Preisleitfunktion auf dem Energiemarkt aus. Das Marktprinzip von Angebot und Nachfrage spielt bei der Preisbildung von Rohöl eine immer geringere Rolle. Ein Großteil des Rohölgeschäftes wird heute an den Warenbörsen

1.3 Herkunft u. Preisentwicklung der Primärenergieträger

9

der Welt über Spotmärkte abgewickelt. Rohölpreise sind Börsenpreise und unterliegen fast stündlich starken Schwankungen. Sie reagieren besonders empfindlich auf geopolitische Krisen und Unruhen in den Förderländern, sowie Meldungen und Gerüchte auf dem Markt, die Knappheitsängste bei den Verbrauchern verursachen. Oft werden die Preise künstlich durch verstärkte Spekulation (Optionskäufe, hedge fonds) an den Börsen angeheizt. In den 1970er Jahren bei der 1. Ölkrise wurde Rohöl für kurze Zeit auch als politisches Druckmittel durch bestimmte Förderländer benutzt. Wegen der Vielzahl von Ölsorten, weltweit werden über 30 angeboten, werden an den Warenbörsen der Welt Referenz-Rohölsorten notiert. An der Londoner IPE wird die Sorte „North Sea Brent“ gehandelt, an der Nymex in New York „West Texas Intermediate (WTI)“ und in Singapur die Referenzsorte „Tapis“. Die OPEC (Organisation of Petroleum Exporting Countries) gibt auch einen Referenzpreis für den sogenannten „OPEC basket“ bekannt, der ein Mix aus sieben Ölsorten ist. Rohöl wird auf dem Weltmarkt in US$ pro Barrel gehandelt. In der englischsprachigen Welt wird als Energiemaß „1 TOE“ (Ton of Oil Equivalent) benutzt. Der deutsche Begriff hierfür ist „1 t RÖE“ (Tonne RohölEinheit). Die Beziehung zwischen den Einheiten ist wie folgt: Tabelle 1.3: Umrechnung von Handelseinheiten für Rohöl Einheit 1 barrel 1 t RÖE

l 159 -

kg 137 -

Gcal 1,372 10,0

t SKE 0,196 1,429

GJ 5,743 41,868

MWh 1,595 11,630

Abb. 1.7 zeigt die Preisentwicklung bei Rohöl in US$/barrel nach dem OPEC basket in den vergangenen 35 Jahren. Sie sind von Preissprüngen sowohl nach oben als auch nach unten gekennzeichnet. Die Ereignisse, die zu den Preissprüngen geführt haben, waren im Wesentlichen folgende: 1974 : 1979: 1982–1984: 1986–1988: 1990–1991: 1998: 2000: 2003: 2004: 2005:

erste Ölkrise, Rohöl wird politisches Druckmittel Revolution in Iran, Sturz des Schah-Regimes Produktionserhöhung durch Nicht-OPEC-Länder Überangebot, OPEC-Länder uneinig über Mengenquoten Besetzung Kuwaits durch Irak, erster Irakkrieg Überangebot und Wirtschaftskrise in Fernost Nachfrage übersteigt Angebot, verstärkte Spekulation zweiter Irakkrieg Starke Nachfrage in China, USA, Japan andauernde Irakkrise, Spekulation, Yukos-Affaire in Russland verstärkte Spekulation, Spannungen wegen Iran’s Urananreicherungsprogramm sowie zwischen USA und Venezuela

10


Die Frachtraten scheinen eine untergeordnete Rolle zu spielen; für die Route Golf – nordwesteuropäische Häfen betrugen sie nach >OPEC Bulletin@ 1,51 US$/barrel (ca. 11 US$/t). Rohölpreisentwicklung OPEC-basket Nominalpreise 55 50

Vermerk: 1970 bis 1981, Arabian lighte (AL) - Preis ab 1982 spot reference OPEC-basket Preis

Quelle: OPEC Bulletin eigene Aufbereitung als Graphik

45 € / barrel

40 35 30

US$ / barrrel

25 20 15 10 5 2004

2002

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

1978

1976

1974

1972

1970

0

Abb. 1.7: Rohölpreise seit 1970, Jahresmittelwerte, nominal

In der Abb. 1.8 werden die Rohöl-Einfuhrpreise in Deutschland als Nominal- und als Realpreise nach dem Preisstand des Jahres 2000 dargestellt. Weil sich aber dabei zwei Effekte summieren, nämlich die Inflation und die Euro-Dollar-Parität, wurde auch ein fiktiver Verlauf mit Realpreisen bei einer konstanten Euro-Dollar-Parität gleich 1 eingefügt. Zur Inflationsbereinigung wurden die Verbraucherpreisindizes vom Statistischem Bundesamt (StBA) mit Index 100 für das Jahr 2000 verwendet. Man erkennt aus der Darstellung, dass trotz des kräftigen Preisanstiegs in 2004 und 2005, die Rohölpreise den Stand von Anfang der 1980er Jahre noch nicht erreicht haben. In den letzten 10 Jahren ist der Unterschied zwischen Nominal- und Realpreis wegen der niedrigen Inflationsraten gering. Der Aussagewert von gemittelten Jahrespreisen ist allerdings sehr begrenzt. Wie bereits erwähnt, ändert sich der Rohölpreis auf den Handelsplätzen quasi stündlich. In der Abb. 1.9 wird die Preisentwicklung in kurzen Zeitabständen innerhalb des Jahres gezeigt. Daraus sieht man, dass die Preisentwicklung beim Rohöl sich jeder Prognostizierbarkeit entzieht.

1.3 Herkunft u. Preisentwicklung der Primärenergieträger Entwicklung der Rohöl-Einfuhrpreise in Deutschland "Nominal - Real" und " Real & Euro-US$-Parität = 1 kostant" 500 450 400

Preis € / t

350 300 250 200 150 100

Quelle: MWV / eigene Aufbereitung als Graphik Verbraucherpreisindex StBA

50

Nominal

Real 2000

Real 2000 & 1 € = 1 US$

Abb. 1.8: Entwicklung der Rohöl-Einfuhrpreise

Quelle: www.tecson.de Abb. 1.9: Kurzzeitige Entwicklung der Rohölpreise

2004

2002

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

1978

1976

1974

1972

1970

0

11

12


1.3.2 Herkunft und Grenzübergangspreise von Steinkohle

1.3.2.1 Steinkohleaufkommen in Deutschland

Je nach Verwendungszweck unterscheidet man hauptsächlich Kessel- oder Kraftwerkskohle (steam coal), die in den Kraftwerken zur Stromerzeugung eingesetzt wird, und Kokskohle (cocking coal), die in den Hochöfen der Stahlindustrie zur Stahlerzeugung eingesetzt wird. Kleinere Mengen werden auch zur reinen Wärmeerzeugung verbraucht. Für die Energiewirtschaft ist vor allem die Kesselkohle interessant. Zur Stromerzeugung wird in Deutschland Braunkohle (ca. 28%) und Steinkohle (ca. 24%) eingesetzt. Braunkohle wird in Deutschland fast ausschließlich im Tagebau gewonnen und der weit überwiegende Teil in naheliegenden Kraftwerken verstromt. Über die Hälfte der Kraftwerks-Steinkohle – Abb. 1.10 – wird aus verschiedenen Ländern importiert. Hauptexportländer sind Polen, Südafrika, GUS, Australien und Kolumbien. Kesselkohle plus Kohle für Wärmemarkt Gesamtverbrauch 55 Mio t in 2005 (t = t) Indonesien 0%

Sonstige 2%

Australien 1% Südafrika 15% Kolumbien 9%

Inland 47%

GUS 11% USA 0%

Norwegen 2%

Polen 13%

Quelle: Verein der Kohlenimporteure 2005 eigene Aufbereitung als Graphik

Abb. 1.10: Herkunft der Steinkohle

Die Förderkosten für einheimische Steinkohle sind im Vergleich zu den Preisen von Importkohle um das 3- bis 4fache höher. Aus energie- und beschäftigungspolitischen Gründen hat die einheimische Kohle in Deutschland jedoch eine Sonderstellung. Durch die Kohleverstromungsgesetze bestand von 1966 bis Ende 1995 eine quasi-Verpflichtung inländische Kohle zur Stromerzeugung einzusetzen. Kraftwerksbetreiber erhielten


13

einen Teilausgleich zum Importkohlepreis, der über den sogenannten „Kohlepfennig“ (Ausgleichsabgabe) finanziert wurde. Der Kohlepfennig wurde als Zuschlag auf die Stromrechnung erhoben, und betrug in 1995 ca. 8,5 Pf/kWh. In 1996 wurden die Kohleverstromungsgesetze durch das „Gesetz zur Umstellung der Steinkohleverstromung“ und das „Steinkohlehilfegesetz“ ersetzt. Nach dem neuen Gesetz sind die quasi-Verpflichtung zum Einsatz von inländischer Kohle sowie der Kohlepfennig entfallen. Die Kohlefördergesellschaften erhalten stattdessen eine Direkthilfe, die jährlich abnimmt. Diese Hilfe soll die Mehrkosten bei der Förderung ausgleichen, so dass die inländische Kohle zu Importkohlepreisen verkauft werden kann. Nur Zechen, bei denen der Ausgleich der Mehrkosten durch die Förderung gelingt, können so weiterbetrieben werden. Insofern ist der Importkohlepreis auch maßgebend für die inländische Kraftwerkskohle. Zur Zeit gilt die gesetzlich bedingte Zusage dieser Regelung bis einschließlich 2008. 1.3.2.2 Entwicklung der Einfuhrpreise von Importkohle

Die Entwicklung der Importkohlepreise in den letzen 35 Jahren ist in der Abb. 1.11 dargestellt. Auch bei Importkohle sind teilweise starke Preisschwankungen, insbesondere zu Beginn der 1980er Jahre, zu beobachten. Ab 1988 bis ca. 2003 sind die Preise dagegen relativ stabil geblieben. Die Preisentwicklung Entwicklung der Importkohlepreise frei deutscher Grenze 140 130 120 110 100

€ / t SKE

90 80 70 60 50 40 30

Quelle: BAFA, Verein der Kohlenimporteure, Verbraucherpreisindex StBA eigene Aufbereitung als Graphik

20 10

Nominal

Real 2000

Real 2000 & Euro - US$ Parität = 1

Abb. 1.11: Entwicklung der Grenzübergangspreise von Importkohle

2004

2002

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

1978

1976

1974

1972

1970

0

14


hängt von Angebot- und Nachfragemengen, Seetransportfrachtraten und dem US$/€ -Wechselkurs ab, wobei der Rohölpreis den primären Einfluss auf die Nachfrage ausübt. Einen großen Einfluss auf die Grenzübergangspreise von Importkohle haben, im Gegensatz zu Erdöl, die Frachtkosten. Bei zunehmender Nachfrage auch bei anderen Massenschüttgütern wie Eisenerz, knappem Frachtraumangebot und hohen Erdölpreisen können die Frachtraten beträchtlich steigen. Während z. B. die Frachtrate Südafrika-Rotterdam (Abb. 1.12) lange Zeit zwischen 6–12 US$/t schwankte, stieg sie in den Wintermonaten 2003–2004 auf über 27 US$/t an und sank im Frühjahr 2005 wieder auf 12 US$/t. Grund für den erneuten Rückgang waren die Behebung von Engpässen in Belade- und Entladehäfen, die Optimierung der Frachtraumdisposition und etwas schwächeres Wachstum des weltweiten BulkVolumens >VDKi Jahresbericht@. Das gleichzeitige Auftreten von hohen FOB-Preisen und hohen Seefrachtraten führte z. B. Anfang der 1980er Jahre zu den hohen Importkohlepreisen. 45 ARA: Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen

40

Frachtrate US$ / t

35 30 25 20 15 10 Quelle: Verein der Kohlenimporteure e.V., Frachtkontor Junge Eigene Aufbereitung als Grafik

5

Australien

Südafrika

Kolumbien

Okt 05

Jul 05

Apr 05

Jan 05

Okt 04

Jul 04

Apr 04

Jan 04

Okt 03

Jul 03

Apr 03

Jan 03

Okt 02

Jul 02

Apr 02

Jan 02

0

USA Ostküste

Abb. 1.12: Seefrachten für Importkohle nach ARA-Häfen

Eine Übersicht der Kosten der gesamten Kohlekette von der Grube bis zu den Zielhäfen in Europa ist in der Tabelle 1.4 zu ersehen.


15

Tabelle 1.4: Repräsentative Kosten der Kohlenkette Kosten frei Grube

Transpsort Inland

Australien ***)

17 - 29

3 - 10

2-3

17

39 - 59

Südafrika

16 - 24

6 - 10

1,5 - 2

9

32,5 - 45

Kolumbien

22 - 24

2-3

3-5

9

36 - 41

Russland

15 - 16

10 - 20

2 -3

8

35 - 47

Venezuela

14 - 26

2-7

2 - 4,5

8

30 - 49,5

Land *)

Hafenumschlag

Seefracht Aug. 2005

Gesamt CIF ARA **)

US$ / t

*) Abbaumethode: Tagebau

**) ARA: Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen

***) New South Wales

Quelle: Weltmarkt für Steinkohle, RWE Power 2005

1.3.3 Herkunft und Grenzübergangspreise von Erdgas

1.3.3.1 Erdgasaufkommen in Deutschland

Erdgas spielt seit Anfang der 1970er Jahre eine wesentliche Rolle beim Primärenergieverbrauch in Deutschland. Heute wird Erdgas größtenteils importiert. Während der Erdgasverbrauch und sein Anteil am Gesamtprimärenergieverbrauch ständig zunimmt, nimmt der Inlandsanteil ständig ab. Hauptimportländer sind Russland, Norwegen und die Niederlande, siehe Abb. 1.13 und Abb. 1.14. Herkunft von Erdgas und Entwicklung der Erdgaseinfuhren 3.500.000

Niederlande Norwegen ehem. UdSSR/ Russland Vereinigtes Königreich Frankreich Dänemark nicht ermittelte Länder

3.000.000

in TJ

2.500.000

2.000.000

Quelle: BMWi, BAFA

1.500.000

1.000.000

500.000

Abb. 1.13: Entwicklung der Einfuhren von Naturgas

2004 *

2002 *

2000 *

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

1978

1976

1974

1972

1970

1968

1966

0

16

1 Der Primärenergiemarkt Erdgasaufkommen in Deutschland in 2005 4.124,1 PJ = 140,7 Mio t SKE = 1.114,6 TWh

Inland 16,0%

Speichersaldo 1,1% Russland 34,6%

Sonstige 3,9%

Niederlande 17,8% Norwegen 26,6%

Quelle: BMWi, AGEB (eigene Aufbereitung als Graphik)

Abb. 1.14: Erdgasaufkommen in Deutschland

1.3.3.2 Entwicklung der Grenzübergangspreise von Erdgas

Der Preis von Importgas ist in vertraulichen, längerfristigen Verträgen zwischen gasexportierenden und –importierenden Gesellschaften geregelt. Diese sind überwiegend mit festen Abnahme-/Lieferverpflichtungen ausgehandelt. Der Spotmarkt spielt bis jetzt eine untergeordnete Rolle. Nachstehende Abb. 1.15 zeigt die Entwicklung der Grenzübergangspreise in den letzten 35 Jahren. Die Abhängigkeit vom Dollarkurs ist hier nicht direkt gegeben, da Erdgas aus Norwegen und den Niederlanden in Euro abgerechnet wird. Das russische Erdgas wird noch auf US-Dollarbasis abgerechnet. Auch der Verlauf vom Erdgas zeigt deutliche Ähnlichkeit zur der Entwicklung der Rohölpreise. Allerdings sind die Preisschwankungen weniger ausgeprägt verglichen zum Rohöl. Ein Grund dafür ist, dass sich der in den Gaslieferverträgen vereinbarte Preis aus einem festen Bestandteil, dem „Leistungspreis“, und aus einem variablen Bestandteil, dem „Arbeitspreis“ zusammensetzt. Für Importgas ist der Arbeitspreis über eine Preisgleitformel i.d.R. an den Preis von Rohöl gebunden und kann in vereinbarten Zeitabständen angepasst werden. So folgt der Erdgasarbeitspreis weitgehend der Preisentwicklung von Rohöl. Kraftwerksgas kann in Sonderverträgen auch an dem Preis von Importkohle als dem Hauptkonkurrenzbrennstoff gekoppelt sein.


17

Entwicklung der Preise von Importerdgas Grenzübergangspreise 30

Preis € / MWh in Ho

25

20

15

10

5

Quelle: Statistik Kohlenwirtschaft , Verbraucherpreisindex StBA eigene Aufbereitung als Graphik

Nominalpreis

2004

2002

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

1978

1976

1974

1972

1970

0

Realpreis 2000

Abb. 1.15: Grenzübergangspreise von Erdgas, nominal-real

Der Leistungspreis wird ebenfalls periodisch, allerdings in längeren Zeitabständen, angepasst. Die Anpassung erfolgt auch nach dem Prinzip der Anlegbarkeit. Wenn z. B. aufgrund strengerer Umweltauflagen die Kapitalkosten für die Anlagen der Konkurrenzenergie gestiegen sind, hat dies positive Auswirkungen auf den Leistungspreis von Erdgas, da Erdgas von diesen Auflagen weniger betroffen ist. 1.3.3.3 Preisbildung nach dem Anlegbarkeitsprinzip

Das Prinzip der Anlegbarkeit wird am Beispiel von Erdgas gegenüber den Konkurrenzenergien Heizöl im Wärmemarkt bzw. Kohle im Strommarkt in der Abb. 1.16 veranschaulicht. Das Prinzip der Anlegbarkeit ist, wie auch das von Angebot und Nachfrage, ein Merkmal des Wettbewerbsmarktes. Der Grundidee ist dabei, dass die Kosten des Endproduktes, in diesem Fall der Nutzenergie (Wärme oder Strom), für alle Konkurrenzbrennstoffe gleich sein müssen. Da die Kapitalkosten und die Betriebskosten von Erdgasanlagen i.d.R. niedriger sind als die der Anlagen der Konkurrenzbrennstoffe Heizöl oder Kohle, vor allem wegen der bei diesen höheren Kosten für Umweltschutzmaßnahmen, ergibt sich ein größerer Spielraum für Erdgaskosten (A) gegenüber den Brennstoffkosten der Konkurrenzenergie (A–B). Durch Division der anlegbaren Brennstoffkosten durch die Erdgasmenge (MWhHo) ergibt sich der anlegbare Erdgaspreis (competitive natural gas price) in €/MWhHo.


Jahreskosten der Nutzenergie

18

Brennstoffkosten EG „A“ Anlegbarer EG-Preis =

EG-Verbrauch

Brennstoffkosten-Differenz “B”

A

Gas-Premium =

EG-Verbrauch

B Anlegbarer EG-Preis ~ Preis Konkurrenzenergie + EG - Premium EG: Erdgas Anlage mit Konkurrenzenergie

EG-Anlage

Legende Brennstoffkosten Variable Betriebskosten Fixe Betriebskosten

Gleiche GleicheMenge MengeNutzenergie Nutzenergie

Kapitalkosten für Abgasreinigung Kapitalkosten für Wärmeerzeuger

Abb. 1.16: Prinzip der Anlegbarkeit

Der anlegbare Wärmepreis für Erdgas ist i.d.R. höher als der Wärmepreis der Konkurrenzenergie. Die Differenz zum Wärmepreis der Konkurrenzenergie wird oft als Erdgaspremium bezeichnet. Der anlegbare Erdgaspreis ist zwar nicht unbedingt identisch mit dem tatsächlichen Preis auf dem Markt, er dient aber als Basis bei Preisverhandlungen zwischen internationalen Anbietern und Einkäufern. Wichtig ist dabei auch folgender Zusammenhang: Wenn z. B. die Brennstoffkosten der Anlage mit der Konkurrenzenergie um den Betrag 'p ansteigen, dann können die Brennstoffkosten von Erdgas um denselben Betrag ansteigen – siehe Beispiel 1.3 – so dass die Anlegbarkeit bestehen bleibt (Höhe der Balken gleich). Bei der Ermittlung des neuen anlegbaren Preises müssen auch die unterschiedlichen Wirkungsgrade der Anlagen berücksichtigt werden. Die Gleichung für den neuen anlegbaren Erdgaspreis lautet dann:

p A _ EG Darin bedeuten: pA_EG0: pA_EG: 'pK: KEG: KK:

p A _ EG 0 'p K

K EG KK

Ursprünglicher anlegbarer Erdgaspreis neuer anlegbarer Erdgaspreis Preisänderung der Konkurrenzenergie Wirkungsgrad der Erdgasanlage Wirkungsgrad der Anlage mit Konkurrenzbrennstoff

(1.1)


19

In den Verträgen zwischen exportierenden und importierenden Gesellschaften sind Preisgleitklauseln für eine Anpassung des Arbeitspreises in Abhängigkeit vom Rohölpreis in relativ kurzen Abständen vorgesehen, z. B. monatlich oder vierteljährlich. Die Anpassung des Leistungspreises erfolgt dagegen in längeren Zeitabständen, meistens alle drei Jahre, hauptsächlich in Abhängigkeit vom Investitionsgüterindex. Die Anlegbarkeitsrechnungen beginnen meistens beim Endverbrauchermarkt und es wird rückwärts der anlegbare Preis zwischen der exportierenden und der importierenden Gesellschaft ermittelt. Der Endverbrauchermarkt wird dabei in mehrere Segmente unterteilt. Für jedes Segment werden typische Anlagen definiert und für jede Anlage und Segment der anlegbare Preis ermittelt. Anschließend werden die einzelnen Preise auf dem gesamten Markt projiziert. Beispiel 1.3: Anlegbarer Erdgaspreis Bei einem Wärmepreis der Konkurrenzenergie Heizöl von 35 €/MWh wurde ein anlegbarer Preis von Erdgas von 40 €/MWh ermittelt. Der Wärmepreis von Heizöl ist dann um 10 €/MWh bzw. 28,57% gestiegen. Die zugrundegelegten AnlagenWirkungsgrade betragen 88% bei Heizöl und 90% bei Erdgas. Zu ermitteln ist der neue anlegbare Erdgaspreis. Welcher Preis würde sich bei gleichprozentiger Steigerung ergeben? Anlegbarer Erdgaspreis: pA_EG = 40 + 10x90/88 = 50,23 € /MWh Erdgaspreis bei gleichprozentiger Steigerung: pP_EG=40+28,57/100x40=51,43 €/MWh

Eine gleichprozentuale Steigerung bewirkt eine höhere Steigerung des Erdgaspreises. Die spezifischen Kosten der Nutzenergie würden auch höher sein als die von Heizöl. Man spricht in diesem Fall von einer „Öffnung der Preisschere“. Das ist in einem Wettbewerbsmarkt mit Risiken verbunden, weil die Kunden zur Konkurrenzenergie überwechseln könnten. Industriebetriebe haben in den meisten Fällen z. B. Kessel mit Zweistoffbrennern und können leicht auf den Konkurrenzbrennstoff umschalten; Neukunden haben ohnehin freie Wahl. Eine Preisentwicklung mit Öffnung der Preisschere ist im Wettbewerbsmarkt nur dann vorstellbar, wenn ein Energieträger aus einem Marktsegment aussteigen muss. Im internationalen Energiemarkt nutzen die Anbieter den Anlegbarkeitsspielraum vor allem beim Erdgas, aber auch bei Kohle, was bei der Analyse der Preisentwicklung in den vergangenen 35 Jahren deutlich wurde.

20


1.3.4 Herkunft und Preise von Kernbrennstoff

1.3.4.1 Gewinnung und Aufbereitung

In Kernkraftwerken wird schwach angereichertes Uran zur Energiegewinnung eingesetzt (Quellen: und >WNA@ und >Wise@). Aus physikalischer Sicht ist Uran (Uranium) ein Metall mit der Ordnungszahl 92 im Periodensystem der Elemente und hat eine Dichte von ca. 18,7 g/cm3 (zum Vergleich Wasser 1 g/cm3). In der Natur kommt Uran als ein Gemisch aus zwei Isotopen vor, nämlich als U-238 mit einer Konzentration von 99,3% und als U-235 mit einer Konzentration von 0,7% . Die Zahlen neben dem Symbol stehen für die Anzahl der Protonen und Neutronen im Atomkern des Isotops (92+146 = 238 bzw. 92+143 = 235). Das spaltbare (fissile) Uran-235 kann in einer nuklearen Kettenreaktion (fission chain) große Energiemengen in Form von Wärme freigeben; es wird als Spaltstoff in Reaktoren eingesetzt. Bevor Natururan in Kernreaktoren eingesetzt werden kann, muss es angereichert werden. Die meisten Leichtwasser-Kernreaktoren nutzen schwach angereichertes (enriched) Uran, bei dem das Isotop U-235 vor dem Einsatz von 0,7% auf ca. 3% bis 4% angereichert wurde. Die gesamte Kernbrennstoffprozesskette von der Urangewinnung bis hin zum Einsatz in Kernkraftwerken wird in Abb. 1.17 dargestellt und erläutert. Uranerz wird entweder im Tagebau (open cut) oder in UntertageMinen abgebaut. Die größten Vorkommen befinden sich in Australien und in Kanada. Nach der Trennung von Fremdmaterial (waste rocks) wird das Uranerz in eine naheliegende Uranmühle transportiert. In der Uranmühle wird es feingemahlen und in einen dünnflüssigen Schlamm umgewandelt. Das Uran wird mit Schwefelsäure gelöst und vom Abraum (tailings) getrennt. Anschließend wird es aus der Lösung ausgefällt und in Form von Uranoxid (U3O8) –Konzentrat zurückgewonnen, das als „yellow cake“ bezeichnet wird. In Untertage-Abbaustätten wird dieser Vorgang in-situ durchgeführt und die Lösung zur Oberfläche gefördert. Uranoxid U3O8 auch „yellow cake“ genannt, ist die Form, in der Uran in den Handel gebracht wird. Das Uranoxid U3O8 wird anschließend in einer Konversionsanlage in Zentraleuropa, Russland oder in den USA zu gasförmigem Uranhexafluorid (UF6) konvertiert, das angereichert werden kann. Von der Konversionsanlage kommt das Uranhexafluorid in die Anreicherungsanlage, wo es in zwei Stoffströme getrennt wird. Der eine Strom enthält angereichertes Uran (enriched uranium) mit einer Konzentration

1.3 Herkunft u. Preisentwicklung der Primärenergieträger Untertagemine

21

Uranbergwerk Abraum

Uranlösung

Uranerz Abraum

Uranmühle

Abfall-. lösung

Konversion

Abfall

Uranhexafluorid (UF6) Anreicherung Abgereichertes UF6

Brennelementherstellung

Angereichertes UF6 Abfall

Brennelemente (UO2) Kernkraftwerk Quelle: /Antenna/Wise/Uranium_project (www.wise-uranium.org) (deutsche Begriffe vom Verfasser hinzugefügt)

Abb. 1.17: Kernbrennstoff-Produktionskette

von ca. 3% bis 4% U-235, welches für energetische Zwecke weiterverarbeitet wird. Der andere Stoffstrom enthält abgereichertes Uran (depleted uranium) mit ca 0,25% U-235. Letzteres ist für energetische Zwecke ungeeignet. Es wird in Metallform wegen des hohen spezifischen Gewichts als Kiel in Yachten, als Gegengewicht im Heck von Flugzeugen, und als Abschirmblech in der kerntechnischen Industrie genutzt. Das angereicherte UF6-Gas wird anschließend in der Brennstofffabrik zu Urandioxidpulver (UO2), dem eigentlichen Uranbrennstoff, konvertiert und zu Brennstoffpellets gepresst. Diese werden dann in dünne Metallröhren, den Brennstäben, gefüllt, die in Brennelemente (fuel assemblies) gebündelt, und als Kernbrennstoff in den Reaktordruckbehälter der Kernkraftwerke kommen. Ein 1.200 MW Reaktor verbraucht ca. 25 Tonnen Urandioxid (UO2) im Jahr, das aus ca. 200 Tonnen yellow cake (Uranoxid U3O8) gewonnen wird. 1.3.4.2 Energiegehalt von Kernbrennstoff

Die thermische Energie, die der Kernbrennstoff (UO2) im Reaktor freigibt, wird als Abbrand (fuel burnup) bezeichnet und in MWd/kg angegeben.

22


Dieser ist vergleichbar mit dem Heizwert von fossilen Brennstoffen. Ein MWd ist gleich 24 MWh und entspricht 2,95 t SKE. Bei der Entfernung der Brennelemente aus dem Reaktor wird der erzielte Abbrand Entladeabbrand genannt. Bei heute in Betrieb befindlichen Reaktoren beträgt er etwa: x x

40 bis 43,4 MWd pro kg Uranbrennstoff bei Druckwasserreaktoren; das entspricht ca. 118 bis 128 Tonnen Kohle (SKE) und 33 bis 40 MWd pro kg Uranbrennstoff bei Siedewasserreaktoren; das entspricht ca. 97 bis 118 Tonnen Kohle (SKE)

Druckwasserreaktoren haben einen Wirkungsgrad von ca. 34,5 %. Damit beträgt die Stromerzeugung zwischen 331 und 360 MWhel pro kg Uranbrennstoff. 1.3.4.3 Kostenstruktur und Preise von Kernbrennstoff

Die Marktpreise von Uranbrennstoff werden, wie bei den anderen Primärenergien, nach den Gesetzen von Angebot und Nachfrage gebildet. Nachfolgend einige einleitende Bemerkungen hinsichtlich Angebot und Nachfrage in den letzten Jahren. Anfang 2005 waren in 31 Ländern 439 Kernreaktoren in Betrieb, 25 im Bau und 37 beauftragt oder in Planung >WNA@. Für die in Betrieb befindlichen Reaktoren waren in 2004 ca. 67.000 Tonnen Uran erforderlich, die Produktion der Uranminen weltweit lag dagegen nur bei 40.000 Tonnen. Auch in mehreren Jahren vorher lag die Produktion weit unter dem eigentlichen Verbrauch. Die Differenz wurde aus Waffenuran vor allem aus russischen Beständen gedeckt, welches zu Kernbrennstoff wiederaufbereitet wurde. Uran wird auf dem Weltmarkt in Form von Uranoxid U3O8 in US$/lb gehandelt. Uranoxid muss jedoch, bevor es als Reaktorbrennstoff eingesetzt werden kann, eine Reihe von Prozessen durchlaufen, wie in Abschnitt 1.3.4.1 dargestellt, bis es als Uranbrennstoff (Urandioxid, UO2) in die Brennelemente kommt. Dadurch entstehen zusätzliche Kosten. Die spezifischen Kosten für den Uranbrennstoff setzen sich dementsprechend aus folgenden Komponenten zusammen: x x x x

Die Bezugskosten für Uranoxid (U3O8) Die Kosten für die Konversion (U3O8 zu Uranhexafluorid UF6) Die Kosten für die Anreicherung Die Kosten für die Brennstofffabrikation zu Brennelementen


23

Preise für Uranoxid sowie für Konversion und Anreicherung werden z. B. auf der Internetseite von [Ux Consulting] und im [Journal of Nuclear Power] veröffentlicht. Die Preisentwicklung von Uranoxid ist aus Abb. 1.18 zu ersehen. In den späten 1970er Jahren hatte der Uranoxidpreis ein Rekordhoch von 40 US$/lb erreicht. In den 1980er und Anfang der 1990er Jahren sind die Preise durch das Überangebot von aus Waffenuran konvertiertem Kernbrennstoff stark gefallen und in 2001 auf ein Tief von ca. 7 US$/lb gesunken. In der Zwischenzeit ist der Preis, den allgemeinen Trend folgend, wieder stark gestiegen. Hinzu kommt, dass bedingt durch die niedrigen Preise in den 1990ere Jahren, keine Abbaukapazitäten eingeplant wurden und die Bestände aus Waffenuran langsam zurückgehen.

Quelle: The Ux Consulting Company

Abb. 1.18: Preisentwicklung von Uranoxid (U3O8)

Für die Berechnung der Kosten werden (Anteil U-235 von 3,6%) ca. 8,5 kg Uranoxid (U3O8) pro kg Reaktorbrennstoff UO2 angesetzt. Die Preise für die Konversion von Uranoxid zu Uranhexafluorid werden in US$/kg U (Natururan) bezogen auf UF6 angegeben (s. Abb. 1.19). Die Konversionspreise steigen folgend den allgemeinen Trend ebenfalls stark an.

24



Abb. 1.19: Konversionspreise für Uranbrennstoff

Ein kg Kernbrennstoff UO2 wird aus ca. 7,2 kg Natururan U gewonnen. Ein kg Kernbrennstoff UO2 wird aus ca. 7,2 kg Natururan U gewonnen. Die Preise für die Anreicherung werden in US$/SWU angegeben (s. Abb. 1.20). Die Einheit SWU steht für „Sparative Work Unit“, und ist äußerst komplex. Für die Berechnung der Kosten ist es ausreichend zu wissen, dass bei der Anreicherung ca. 4,0 SWU pro kg UO2 -Kernbrennstoff anzusetzen sind.


Abb. 1.20: SWU-Preise für Urananreicherung


25

Die Kosten für die Herstellung der Brennelemente liegen in der Größenordnung von ca. 275 US$ / kg UO2-Kernbrennstoff. Im Beispiel 1.4 ist die komplette Berechnung der Kosten für den Kernbrennstoff dargestellt. Als Ergebnis werden sowohl der Wärmepreis als auch die spezifischen Stromgestehungskosten – nur Brennstoffanteil – angegeben. Beispiel 1.4: Spezifische Kosten von Kernbrennstoff Position Technische Parameter Kernbrennstoff (Urandioxid UO2; 3,6% U-235)

Einheit

Wert

kgUO2

1,00

Verbrauch yellow cake (Uranoxid U3O8)

kgU3O8 / kgUO2

8,5

Urangehalt U im UF6 bei der Konversion

kg U / kgUO2

7,20

SWU-Input pro kg Brennstoff

SWU / kgUO2

4,00

Entladeabbrand (burnup)

MWd / kgU2O

43,4

Preise (etwa Durchschnitt 2005) € / US$

1,25

US$ / lbU3O8

22,00

US$ / kgU3O8

48,46

Konversionspreis pro kg U *)

US$ / kg U

65,00

Anreicherungskosten pro SWU *)

US$ / SWU

110

Fabrikationskosten pro kg Brennstoff

US$ / kgUO2

275

Wechselkurs Marktpreis Uranoxid U3O8 *)

Kosten pro kg Uranbrennstoff (UO2) Kosten Uranoxid

48,46

x

8,5

US$ / kgUO2

412

Konversion

65,00

x

7,20

US$ / kgUO2

468

Anreicherung

110,00

x

4,00

US$ / kgUO2

440

1,00

x

275,00

US$ / kgUO2

275

US$ / kgUO2

1.595

1.595

/

(43,4 x 24)

US$ / MWhth

1,53

US$ / MWhel

4,44

Brennstofffabrikation Summe spez. Wärmekosten

Strom-Brennstoffkosten bei K el = 34,5%

*) Preise: /The Ux Consulting Company LLC/, Ux Spot Preise 2005 aus den Abb.1.17 - 1.19

Im Vergleich dazu betragen die spezifischen Wärmekosten von Steinkohle bei einem Preis von 70 US$/t SKE (Heizwert 8,14 MWhth/ t SKE) ca. 8,60 US$ / MWhth und der Brennstoffkostenanteil beim Strom (Kel = 42,5%) ca. 20,23 US$ / MWhel. 1.3.4.4 Wiederaufbereitung von verbrauchtem Kernbrennstoff

Eine der am meisten kontrovers diskutierten Aspekte in Bezug auf die Nutzung der Kernenergie ist die Frage der Entsorgung von radioaktiven Abfällen.

26


Abgebrannte Brennelemente (spent fuel) werden nach ca. drei Jahren aus dem Reaktor entfernt. Sie enthalten jedoch immer noch ca. 1% U-235 und eine kleine Menge Plutonium, sind stark radioaktiv und entwickeln auch große Mengen von Wärme. Sie werden am Reaktor selbst oder in der Nähe des Reaktors in Abklingwasserbecken zwischengelagert bis ihre Radioaktivität und die Wärmeabgabe abgeklungen ist. Ein 1300 MW-Reaktor produziert jährlich ca. 25 Tonnen abgebrannten Brennstoff. Danach gibt es zwei Optionen: entweder die „Wiederaufarbeitung“ oder die „direkte Endlagerung“. Einige Länder, darunter USA, Kanada und Schweden, haben sich für die direkte Endlagerung entschieden, andere für die Wiederaufbereitung. Im Falle der Wiederaufbereitung werden die verbrauchten Brennelemente nach etwa 5 Jahren Zwischenlagerung für den Transport zur Wiederaufarbeitungsanlage in radioaktiv abgeschirmte Spezialbehälter gefüllt. Die in Deutschland dafür genutzten Castorbehälter, enthalten ca. 6 Tonnen abgebrannten Brennstoff, wiegen aber insgesamt ca. 100 Tonnen. Brennelemente aus deutschen Reaktoren wurden bis jetzt zur Wiederaufarbeitungsanlage im französischen La Hague und im englischem Shellafield transportiert. Der Transport von radioaktiven Abfällen findet aber bei der Bevölkerung keine Akzeptanz. Gemäß der Atomgesetznovelle vom April 2002 waren Transporte zur Wiederaufbereitung bis 30 Juni 2005 zulässig. Seit dem 1 Juli 2005 beschränkt sich die Entsorgung von verbrauchten Brennelementen in Deutschland auf die direkte Endlagerung. Hierfür soll voraussichtlich im Salzstock Gorleben eine Endlagerstätte entstehen. Bis jetzt ist man jedoch noch im Erkundungsstadium. 1.3.5 Vergleich der Preisentwicklung von Importenergien

In der Abb. 1.21 sind die Wärmepreise der drei fossilen Hauptprimärenergieträger in €/MWh und Abb. 1.22 die indizierten Preise zum Vergleich dargestellt. Daraus ist die klare Abhängigkeit der Preise vom Preisführer Rohöl eindeutig erkennbar. Aus der Abbildung ist auch zu sehen, dass die Preisschwankungen bei Erdöl und Erdgas ausgeprägter sind als bei Importkohle. Aus der indizierten Darstellung sind die beträchtlichen Preisschwankungen sowohl nach oben als auch nach unten zu erkennen. Über ein Jahrzehnt lang (1986 bis 1999) waren alle drei Energien relativ preiswert. Während


27

dieser Zeit lag der Index von Rohöl bei etwa 50 Prozent und von Erdgas bei ca. 65 Prozent. Der Index der Importsteinkohle blieb lange Zeit relativ stabil bei 100 Prozent. Entwicklung des Wärmepreises von Importenergien 30

€ / MWh in Hu

25

20

15

10

5

Quelle:BAFA, MWV, Statistik Kohlenwirtschaft eigene Aufbereitung als Graphik

Rohöl

Erdgas

2005

2003

2001

1999

1997

1995

1993

1991

1989

1987

1985

1983

1981

1979

1977

1975

-

Kohle

Abb. 1.21: Grenzübergang-Wärmepreise der Basis Primärenergien Indizierte Preise von Importenergien Jahr 2000 gleich 100 250

Prozent

200

150

100

50

Quelle:BAFA, MWV / eigene Recherchen eigene Aufbereitung als Graphik

Rohöl

Importerdgas

Importkohle

Abb. 1.22: Indizierte Grenzübergangspreise der Basis-Primärenergien

2004

2002

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

1978

1976

1974

1972

1970

-

28


1.4 Entwicklung der Brennstoff-Verbraucherpreise 1.4.1 Preise von Kraftwerkskohle

Die installierte Kraftwerksleistung in Deutschland beträgt z.Z. ca.118 GW. Davon sind ca. 31 GW Steinkohle- und ca. 21.5 GW Braunkohlekraftwerke. Ein Markt für Kraftwerksbraunkohle existiert in Deutschland nicht. Braunkohle wird im Tagebau gefördert und in nahe gelegenen Kraftwerken verstromt. Braunkohle ist der einzige Kraftwerksbrennstoff, dessen Preis sich größtenteils nur an den fixen Kosten für seine Gewinnung orientiert und vom Geschehen auf dem Weltmarkt nicht beeinflusst wird. Kraftwerksbetreiber von Braunkohlekraftwerken (Vattenfall und RWE) geben einen Wärmepreis für Braunkohle in der Größenordnung von 3,60 €/MWh an >bremer energie institut@. In der Studie >RKW-NRW@ wird von einem Braunkohlepreis frei Kraftwerk von 11 €/t bei einem Heizwert von 10.500 kJ/kg ausgegangen. Dies entspricht einem Wärmepreis von 3,77 €/MWh. Dieses Preisniveau, bzw. die spezifischen Kosten, werden mittelfristig mit großer Wahrscheinlichkeit real stabil bleiben. Über die Hälfte der in Deutschland verbrauchten Steinkohle wird importiert. Einige Kraftwerke an norddeutschen Hochseehäfen haben eigene Anlegeplätze für Hochseefrachter der Panamax- oder Capesizeklasse. Ansonsten wird Importsteinkohle nach Ankunft in einem der Nordseehäfen i.d.R. per Binnenschiff zu den Kraftwerksstandorten im Binnenland transportiert. Der Preis von Importsteinkohle frei Kraftwerk setzt sich so aus folgenden drei Komponenten zusammen: x Preis frei Grenze (bereits analysiert) x Umschlagkosten vom Hochseefrachter zum Binnenschiff x Transportkosten bis zum Kraftwerk Die Umschlag- und Transportkosten bis zum Kraftwerk sind je nach Entfernung nicht unerheblich – Tabelle 1.5. Im Beispiel 1.5 werden die Kosten der Kohle vom Nordseehafen bis zum Standort Heilbronn beispielhaft ermittelt. Anmerkung: Nach dem geltenden Mineralölsteuergesetz (Juni 2006) wird Kohle unabhängig vom Einsatzzweck nicht besteuert. In der Novelle des Gesetzes werden jedoch alle Brennstoffe hinsichtlich Besteuerung gleich behandelt. So wird auch Kohle zum Verheizen besteuert werden. Brennstoffe, die zur Stromerzeugung eingesetzt werden, auch Erdgas und Heizöl, sind künftig von der Mineralölsteuer befreit.

1.4 Entwicklung der Brennstoff-Verbraucherpreise

29

Tabelle 1.5: Binnenschifffahrt-Frachtraten, Richtwerte 2003 Von

Nach

km

Rotterdam

Dortmund Mannheim Karlsruhe Heilbronn Aschaffenburg Frauenaurach Linz Berlin Magdeburg Salzgitter

303 611 668 717 626 971 1.350 349 301 203

Hamburg

Tage 3,00 4,50 5,00 5,50 5,00 9,00 10,00 3,00 2,50 2,00

€/t 2,85 3,80 4,30 6,50 4,50 10,00 12,50 6,00 4,60 2,50

Umschlagkosten ca. 2 US$/t Quelle: Verein der Kohlenimporteure / R.S.PartnerShip AG & Co, KG

Beispiel 1.5: Kohlepreis Standort Heilbronn Preis frei Grenze € / t SKE Umschlagkosten Fracht, Binnenschiff Summe

65,00 € / t SKE 1,60 € / t SKE 6,50 € / t SKE 73,10 € / t SKE

Wärmepreis (Hu = 8,14 MWh/t) ca. Strom-Brennstoffkosten (Kel = 38% )

8,98 € / MWhth 23,63 € / MWhel

Vermerk: zur Vereinfachung der Rechnung wurde 1 t = 1 t SKE angesetzt

1.4.2 Preise von Heizöl

In Deutschland wird extra leichtes Heizöl (HEL) überwiegend für Heizzwecke und schweres Heizöl (HS) bei der Industrie und teilweise zur Krafterzeugung eingesetzt. Preise für Heizöl werden monatlich vom Statistischen Bundesamt in der >Fachserie 17, R2@ veröffentlicht. Besonders wichtig sind die Angaben für HEL für die Rheinschiene und die für 500 Tonnen Heizöl S mit einem Schwefelgehalt von max. 1%, da sie in vielen Preisgleitklauseln von Energielieferungsverträgen zur Preisanpassung maßgebend sind. In der Abb. 1.23 wird die Preisentwicklung von Heizöl gezeigt. Darin ist zum Vergleich auch der Rohölpreis frei deutsche Grenze zu ersehen. Die Angaben mit Steuern enthalten den Regelsatz der Mineralölsteuer in der jeweiligen Höhe. Seit der Einführung der Ökologischen Steuerreform am 1. April 1999 setzt sich der Mineralölsteuersatz aus der ursprünglichen Mineralölsteuer zuzüglich der Ökosteuer zusammen. Das produzierende Gewerbe bezahlt einen ermäßigten Ökosteuersatz (20% bis 31.12.2002

30


bzw. 60% seit dem 1.1.2003). Außerdem kann über den sogenannten „Spitzenausgleich“ der Ökosteueranteil unter bestimmten Voraussetzungen „erlassen, erstattet oder vergütet“ werden. Die Energiesteuern werden im Kapitel 3 „Rechtliche Rahmenbedingungen“ eingehend behandelt. Für das Jahr 2005 ist der Mineralölsteuerregelsatz auf Heizöl zur Wärmeerzeugung aus der folgenden Tabelle 1.6 ersichtlich. 45

Heizöl L mit MinÖlSt Heizöl L ohne MinÖlSt Rohöl Heizöl S mit MinÖlSt Heizöl S ohne MinÖlSt

40 35

€ / MWh

30 25 20 15 10

Quellen: Statistik der Kohlenwirtschaft, StBA Umrechnungen und eigene Aufbereitung

5

2004

2002

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

1978

1976

1974

1972

1970

-

Abb. 1.23: Heizöl-Industrieverbraucherpreise mit und ohne MinölSt Tabelle 1.6: Mineralöl-Steuersätze in 2004/2005 davon

davon

Regelsatz

Öko-Anteil

Regelsatz

Öko-Anteil

Heizöl S

25,00 € / t

9,66 € / t

2,20

0,85

Heizöl EL

61,35 € / 1000 l

21 € / 1000 l

6,08

2,05

€ / MWh

Die Preisbildungsmechanismen der Ölgesellschaften und die Aufteilung der Kosten zwischen den Raffinerieprodukten kann hier nicht dargestellt werden. Aus der Abbildung wird aber ersichtlich, dass der Preis für Heizöl S immer etwas unter dem Rohölpreis frei Grenze, und der von Heizöl EL deutlich darüber liegt.

1.4 Entwicklung der Brennstoff-Verbraucherpreise

31

1.4.3 Preise von Erdgas

Die statistisch erfassten Durchschnittspreise von Erdgas für die Industrie sowie zum Vergleich der Erdgaspreis frei deutsche Grenze sind in der Abb. 1.24 dargestellt. Es handelt sich hierbei um die Durchschnittserlöse für Abgabe an Letztverbraucher nach den Angaben der Erdgasversorgungsunternehmen. 30

Industriegas mit MinÖlSt Industriegas ohne MinÖlSt Importgas

25

€ / MWh in Hu

20

15

10

5 Quellen: Statistik der Kohlenwirtschaft, StBA Umrechnungen und eigene Aufbereitung als Graphik

2005

2003

2001

1999

1997

1995

1993

1991

1989

1987

1985

1983

1981

1979

1977

1975

1973

-

Abb. 1.24: Preise von Industriegas Tabelle 1.7: Mineralölsteuersätze für Erdgas in 2005 davon Anwendung

Regelsatz

Öko-Anteil

Heizzwecke

5,50

3,66

Stromerzeugung

1,84

0

0

0

€ / MWh in Ho

KWK-Anlagen mit K!

KWK-Anlagen mit einem Gesamtwirkungsgrad von mindestens 70% sind von der Mineralölsteuer befreit. Für Kraftwerksgas ist nur der Mineralölsteueranteil in Höhe von 1,84 €/MWh in Ho fällig. Zum Erdgaspreis frei deutsche Grenze kommen die Kosten für das Ferngastransportnetz und das Verteilungsnetz hinzu. Kraftwerksgas wird meistens aus dem Ferngastransportnetz bezogen, weswegen die Preise nur unwesentliche höher sind als die der Grenzübergangspreise.

32


1.5 Schlussfolgerungen 1.5.1 Lehren aus der Vergangenheit

Aus den bisherigen Ausführungen über die Preisentwicklung der Basisenergien in den vergangenen 35 Jahren sind folgende Schlussfolgerungen abzuleiten: x x x x x

Rohöl ist immer der Preisführer gewesen; Erdgas sowie Steinkohle und sogar Kernbrennstoff folgen mit gewisser Zeitverschiebung der Preisentwicklung von Rohöl. Mittel- und längerfristige Preisprognosen bei Rohöl sind praktisch unmöglich, sie grenzen quasi an Prophezeiung. Die Preisbildung von Importkohle und Erdgas erfolgt offensichtlich nach dem Prinzip der Anlegbarkeit. Die Grenzübergangspreise der Basisenergien sind die maßgebende Größe und bestimmen weitgehend auch das Preisniveau beim Endverbraucher. Die einzige fossile Primärenergie, die in Deutschland zu Kostenpreisen für Stromerzeugung zur Verfügung steht und vom Geschehen auf den Handelsplätzen nicht betroffen wird, ist die heimische Braunkohle.

1.5.2 Preisrelationen der Hauptenergieträger zum Rohöl

Im Rahmen von Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen und Risikoanalysen für Projekte im Energiebereich wäre es hilfreich, einen direkten Zusammenhang zwischen dem Rohölpreis und den Preisen der anderen Energien herzustellen, was aus der Analyse der Preisentwicklungen in den vergangenen 35 Jahren als nicht unrealistisch erscheint. Hierzu werden in der Tabelle 1.9 zuerst die durchschnittlichen Preise der Hauptenergieträger für den Zeitraum 1970–2005 sowie für das letzte Jahrzehnt 1996–2005 und die für das Jahr 2005 angegeben. Anschließend wird in der Tabelle 1.9 das Verhältnis der Wärmepreise zum Preisführer Rohöl abgeleitet. Aus beiden Abbildungen sind folgende Schlussfolgerungen ableitbar: x x

Bedingt durch den schwächeren Dollarwert ist der Rohölgrenzübergangspreis weniger stark gestiegen als der Dollarpreis pro barrel. Der Anstieg der Preise für Kraftwerkskohle ist im Verhältnis zum Anstieg der Rohölpreise deutlich schwächer.

1.5 Schlussfolgerungen

x x

33

Beim Erdgas und den Heizölen bleibt das Preisverhältnis zum Rohöl während der beiden längeren Perioden quasi konstant bzw. leicht ansteigend. Im Jahr 2005 ist ein Ungleichgewicht der Preisrelationen offensichtlich, welches nicht dem langfristigen Trend entspricht. Wahrscheinlich waren die Schwankungen beim Rohöl so stark und kurzfristig, dass eine entsprechende Preisanpassung bei den anderen Energieträgern nicht erfolgen konnte.

Tabelle 1.8: Durchschnittspreise der Hauptenergieträger für 3 Zeiträume Einheit -

Wechselkurs 1 US$ / €

1970 -2005 1,09

Grenzübergangspreise Rohöl: OPEC-basket US$ / barrel Grenzübergang CIF €/t Kraftwerkssteinkohle € / t SKE € / MWhHO Erdgas Industrieverbraucherpreise *) Heizöl S (1% S) ab Raffinerie €/t Heizöl EL 500 t ab Lager € / hl € / MWhHO Erdgas

1996 - 2005 0,92

2005 0,81

19,22 157,23 48,17 8,83

25,88 180,32 44,88 10,42

50,64 314,47 65,02 16,13

119,59 17,26 12,32

127,43 20,33 14,62

206,44 35,87 18,46

Mineralölsteuersätze 2005 Heizöl S

Heizöl L

Erdgas (Ho)

25 € / t

6,14 € / hl

5,50 € / MWh

Tabelle 1.9: Wärmepreisverhältnis der Energieträger zum Rohöl 1970 - 2005

1996 - 2005

2005

Grenzübergangspreise Rohöl

1,00

1,00

1,00

Kraftwerkssteinkohle

0,45

0,36

0,30

Erdgas

0,74

0,76

0,67

Heizöl S (1% S)

0,79

0,74

0,69

Heizöl EL

1,30

1,34

1,35

Erdgas

0,93

0,96

0,70

Industrieverbraucherpreise *)

*) ohne Mineralölsteuer

34


1.5.3 Preisansätze bei Wirtschaftlichkeitsrechnungen

Bei Wirtschaftlichkeitsuntersuchungen von Energieprojekten wird meistens von den aktuellen Energiepreisen ausgegangen und eine jährlich konstante Preissteigerungsrate während der Laufzeit des Projektes vorausgesetzt. Wie die Preisentwicklung in den vergangenen 35 Jahren gezeigt hat, wird eine solche Vorgehensweise der Realität auf dem Energiemarkt nicht gerecht. Kurzfristige Preisentwicklungen in der Gegenwart oder der Mittelwert von einem Jahr sind für die Laufzeit von Energieprojekten keine solide Ausgangsbasis. Auch gleichmäßig steigende Brennstoffpreise sind für Risikobetrachtungen nicht unbedingt der richtige Ansatz. Für Investitionen in Anlagen der regenerativen Energieerzeugung oder in energiesparende Maßnahmen können beispielsweise auch fallende Brennstoffpreise ein großes Risiko darstellen. Als eine realistischere Vorgehensweise wird vorgeschlagen, bei Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen den Basisfall mit den Durchschnittspreisen des letzten Jahres zu rechnen. Auf Rechnungen mit jährlichen Preissteigerungsraten sollte man besser verzichten. Stattdessen sollen in Sensitivitätsbzw. Risikobetrachtungen erheblich höhere und niedrigere Rohölpreise angenommen, und die Preise der anderen Primärenergien mit deren Verhältnis zum Rohöl im letzten Jahrzehnt – Tabelle 1.9 – entsprechend angesetzt werden. Auf diese Weise sollen mögliche Risiken analysiert werden. Energiesteuern sollten bei Wirtschaftlichkeitsberechnungen immer separat ausgewiesen werden. Diese Art der Betrachtung gilt allerdings nicht für Braunkohle. Braunkohle ist nach dem beschlossenen Kernenergieausstieg der einzige verlässliche fossile Primärenergieträger zur Stromerzeugung, der dem Marktgeschehen auf den internationalen Energiemärkten nicht ausgesetzt ist. Braunkohle wird dagegen in Kraftwerksnähe, meistens vom Kraftwerksbetreiber selbst, abgebaut und zu Kostenpreisen verstromt. Bei Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen sind real konstante Preise das wahrscheinlichste Szenario für Braunkohle.

Literaturverzeichnis >AGEB@ Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e.V., http://www.agenergiebilanzen.de/ >BAFA@ Bundesanstalt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle, http://www.bafa.de/ >BMWi@ Bundesministerium für Wirtschaft

Literaturverzeichnis

35

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2. Beschaffung leitungsgebundener Energien

2.1 Strombeschaffung 2.1.1 Merkmale eines liberalisierten Energiemarktes

Ziel dieses Kapitels ist in erster Linie das Verständnis über Funktionsweise und Mechanismen des liberalisierten Energiemarktes zu vermitteln. Seit seiner Entstehung befindet er sich aber in einem ständigen Wandel. Informationen über das aktuelle Geschehen sind u.a. in den Zeitschriften >E&M@ und >ZfK@ sowie im >Praxishandbuch Energiebeschaffung@ zu lesen. Letzteres wird als Loseblattsammlung regelmäßig aktualisiert. 2.1.1.1 Mindestanforderungen

Die EU-Binnenmarktrichtlinie Elektrizität 96/92/EG von 19. Dez. 1996 hat die Liberalisierung der Märkte von leitungsgebundenen Energien in der Europäischen Union eingeleitet. Sie sah eine stufenweise Öffnung der Märkte für elektrische Energie vor. Die Mitgliedsstaaten waren verpflichtet, die Richtlinie innerhalb von zwei Jahren in nationales Recht umzusetzen. In Deutschland ist dies mit dem ersten Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz EnWG) vom 24. April 1998 geschehen; der gesamte Strommarkt ist nach Inkrafttreten des EnWG für den Wettbewerb freigegeben worden. Das erste EnWG wurde zwischenzeitlich durch das Zweite Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts vom 7. Juli 2005 ersetzt. Oberstes Ziel der Liberalisierung ist es, die Rahmenbedingungen für Wettbewerb und freien Handel bei leitungebundenen Energien zu schaffen. Hierzu sind folgende Mindestvoraussetzungen notwendig: Freie Wahl des Versorgers: Jeder Stromkunde soll die Möglichkeit haben, seinen Versorger frei zu wählen. Entflechtung der Bereiche Erzeugung, Netz, Vertrieb/Handel (Unbundling). Im Monopolmarkt wurde die Energieversorgung meistens von vertikal integrierten Versorgungsunternehmen (EVU) von der Erzeugung bis zum Endverbraucher beherrscht. Im liberalisierten Markt sind Energieversorgungsunternehmen verpflichtet, die Unternehmensbereiche Erzeugung,

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2 Beschaffung leitungsgebundener Energien

Übertragung, Verteilung und Vertrieb/Handel organisatorisch, buchhalterisch und möglichst auch eigentumsrechtlich von einander zu trennen. Erst dadurch wird der Wettbewerb ermöglicht. Diskriminierungsfreier Netzzugang. Der Netzbereich ist und bleibt auch im liberalisierten Markt ein natürliches Monopol. Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber sind aber verpflichtet, allen Netznutzern freien Zugang zu ihren Netzen unter gleichen Bedingungen wie für eigene Kunden zu gestatten. Die Netznutzungsentgelte (NNE) müssen fair, transparent und für alle Netznutzer gleich sein. Sei müssen außerdem in regelmäßigen Abständen veröffentlicht werden. In Deutschland sind sie nach dem neuen EnWG vom 7. Juli 2005 auch genehmigungspflichtig. Ein unabhängiges Regulierungsorgan (Regulator) soll die Rahmenbedingungen für das Funktionieren des Wettbewerbs festlegen und ist ermächtigt, gegen wettbewerbswidriges Verhalten und Verstöße von Marktteilnehmern, insbesondere im Netzbereich, vorzugehen. Auf dem deutschen Markt wurde zuerst versucht, diese Aufgabe den Marktteilnehmern selbst zu überlassen, indem sie freiwillige Vereinbarungen treffen. Dieser Sonderweg hat sich aber als wenig erfolgreich, insbesondere im Gasbereich, herausgestellt. Im nachhinein wurde auf Druck der Europäischen Kommission mit der Novelle des EnWG von 1.Juli.2005 eine Regulierungsbehörde, die Bundesnetzagentur (BNetzA), ins Leben gerufen. Ein unabhängiger System-Operator soll einen reibungslosen Netzbetrieb gewährleisten. Er ist insbesondere für Spannungs- und Frequenzregelung und den Ausgleich von Fahrplanabweichungen zuständig. Diese Aufgabe wird auf dem deutschen Markt von den vier Übertragungsnetzbetreibern wahrgenommen. 2.1.1.2 Marktteilnehmer

Auf einem liberalisierten Strommarkt in Deutschland existiert eine Vielzahl von Akteuren. Sie können in folgende Gruppen unterteilt werden. Kunden: „Leistungsgemessene Kunden“, vergleichbar mit den Sondervertragskunden im Monopolmarkt, sowie Großkunden, oft auch mit Eigenstromerzeugung. „Grundversorgungskunden“ sind nach dem neuen EnWG alle Haushaltskunden und Kunden mit einem Jahresverbrauch von weniger als 10.000 kWh/a. Die Grundversorger sind verpflichtet die Versorgung von Grundversorgungskunden in ihrem Netzgebiet durchzuführen. Grundversorger ist gemäß § 36 Abs. 2 jeweils das Versorgungsunternehmen das meisten Haushaltskunden in einem Netzgebiet beliefert. Netzbetreiber:„Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB)“, welche die Höchstspannungsnetze mit Spannungen von 380 kV und 220 kV betreiben und über Netzkuppelleitungen zum deutschen Verbundnetz zusammengeschlossen

2.1 Strombeschaffung

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sind. Sie sind zuständig für die Spannungs- und die Frequenzhaltung, dem Versorgungswiederaufbau und dem Ausgleich von Fahrplanabweichungen in ihrer Regelzone. „Verteilnetzbetreiber (VNB)“ betreiben die Netze von 110 kV abwärts und versorgen die an ihrem Netz angeschlossenen Endkunden bzw. Weiterverteiler mit Strom. Sie sind jedoch nur für den Netzbetrieb zuständig und dürfen keinerlei Stromlieferanten- oder Händlerfunktionen ausüben. Erzeuger: Dies sind meistens Verbundunternehmen mit eigenem Kraftwerkspark, unabhängige Stromerzeuger (Independent Power Producers „IPP“) und Kleinproduzenten. Sie produzieren und liefern Strom an Händler und Großkunden. Lieferanten: Sie können Kraftwerksbetreiber oder Händler, die Strom in eigener Regie kaufen und verkaufen. Lieferanten sind gegenüber den Übertragungsnetzbetreibern bilanzkreisverantwortlich, d.h. sie müssen u.a. Fahrpläne für ihre Entnahme und Einspeisestellen im ¼-Stundentakt an den Bilanzkoordinator der entsprechenden Regelzone liefern. Strombörse: Im liberalisierten Markt ist Strom zur Handelsware geworden und wird, ähnlich wie Wertpapiere und andere Commodities, auch an Strombörsen gehandelt. Aufgabe der Strombörse ist es einen finanziell, rechtlich und technisch sicheren Marktplatz für alle zugelassenen Handelsteilnehmer bereitzustellen. In Deutschland ist die „European Energy Exchange AG (EEX)“ mit Sitz in Leipzig die etablierte Strombörse. Sonstige Akteure z.B. Makler, Broker und Portfoliomanager, die Stromhandelsgeschäfte im Auftrag ihren Kunden abwickeln. 2.1.1.3 Vertragliche Ausgestaltung der Strombeschaffung

Bei der Beschaffung von Strom auf dem freien Markt in Deutschland sind für Erzeugung, Handel und Vertrieb ggf. folgende Verträge abzuschließen: x x x x x

Netzanschlussvertrag Netznutzungsvertrag Rahmenvertrag Netznutzung Bilanzkreisvertrag Stromliefervertrag

Die Vertragsvarianten sind in der Abb. 2.1 dargestellt und nachstehend erläutert: Der Netzanschlussvertrag (NAV) beinhaltet die Details des unmittelbaren Anschlusses des Kunden an das Netz des örtlichen Netzbetreibers. Er regelt speziell die Übergabestelle und Eigentumsgrenzen sowie die Energiebereitstellung im Sinne einer maximalen Anschlussleistung, Liefer-

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Kunde schliesst einen All-Inclusive-Vertrag mit dem Lieferanten ab

Großkunde schliesst getrennte Verträge mit Lieferanten und VNB ab

spannung und Messspannung. Inhalt der Regelung ist auch die Art der Messeinrichtung. Der Vertrag wird i.d.R. zwischen dem Anschlussnehmer und dem örtlichen Netzbetreiber abgeschlossen: Kleinkunden bevollmächtigen üblicherweise ihren Lieferanten, den NAV mit dem Netzbetreiber abzuschließen. Der NAV gilt für unbestimmte Zeit. Die Aufwendungen für einen Neuanschluss bzw. die Erweiterung eines bestehenden Anschlusses werden durch Einmalzahlung des Kunden an den Netzbetreiber beglichen. Der Netzbetreiber ist zuständig für die Instandhaltung des Netzanschlusses auf seiner Seite der Eigentumsgrenze. Diese Kosten sind in den Netznutzungsentgelten enthalten.

ÜNB BK BKV

NAV +NNV RV

VNB

Lieferant (Erzeuger, Händler) BKV

SLV

NAV +NNV

AIV: All-inclusive-Vertrag BKV: Bilanzkreisvertrag NAV: Netzanschlussvertrag NNV: Netznutzungsvertrag RV: Rahmenvertrag SLV: Stromliefervertrag

Großkunde

ÜNB BK

ÜNB: Übertragungsnetzbetreiber BK: Bilanzkoordinator VNB: Verteilnetzbetreiber BKV

NAV +NNV+BKV VNB BKV

Legende

Lieferant

RV

(Erzeuger, Händler)

AIV

(NAV)*

Kunden des Lieferanten

Abb. 2.1: Vertragsvarianten bei der Strombeschaffung

Im Netznutzungsvertrag (NNV) werden alle Fragen der Netznutzung, insbesondere Entgeltfragen, geregelt, die über den Netzanschluss hinausgehen. Er beinhaltet auch u.a. Regelungen über das Messverfahren (Leistungsmessung oder Lastprofilverfahren), Netznutzungsentgelte, Entgelt für


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Messung und Abrechnung, die Konzessionsabgabe, die Umsatzsteuer und sonstige Abgaben wie den KWK-G-Zuschlag. Der Vertrag kann zwischen Kunden und dem örtlichen Netzbetreiber direkt abgeschlossen werden. Üblicherweise wird der NNV jedoch zwischen dem Lieferanten und dem Netzbetreiber im Sinne eines Rahmenvertrags abgeschlossen. Ein Lieferantenrahmenvertrag (RV) wird zwischen dem Lieferanten und dem Netzbetreiber abgeschlossen und regelt alle Rechten und Pflichten in Zusammenhang mit der Belieferung der Kunden des Lieferanten in Netzgebiet der Netzbetreibers. Darin wird u.a. der Umfang in Form von Fahrplänen sowie Datenaustausch zwischen dem Lieferanten und der Verteilnetzbetreiber geregelt, und die Abrechnung von Netznutzungsentgelten und Messentgelt vereinbart. Der Lieferant ist i.d.R. bilanzkreisverantwortlich. Der Bilanzkreisvertrag (BKV) wird zwischen dem bilanzkreisverantwortlichen Lieferanten und dem Bilanzkreiskoordinator (Übertragungsnetzbetreiber) geschlossen. Ein Bilanzkreis umfasst alle Einspeisungs- und Entnahmestellen eines Lieferanten innerhalb eines Übertragungsnetzes. Der Lieferant muss im Voraus Fahrpläne im ¼-Stundenraster an den Bilanzkoordinator abliefern und ist verantwortlich für eine ausgeglichene Bilanz zwischen den Einspeisungen und Entnahmen in seinem Bilanzkreis. In der Praxis kommen jedoch immer Bilanzabweichungen vor, weshalb im Bilanzkreisvertrag eine Regelung über den Ausgleich der Bilanzabweichungen vorgesehen ist. Mehreinspeisungen oder Mehrentnahmen werden im nachhinein abgerechnet. Der Preis der Ausgleichsenergie kann sich in Abhängigkeit von den augenblicklichen Marktpreisen für Regelenergie laufend ändern. Die Spätestfrist für die Lieferung der Fahrpläne ist 14:30 Uhr des Vortages. Im Vertrag ist außerdem eine Preisregelung für Reserveleistung bei Ausfall einer Einspeisung der Lieferanten vorgesehen. Einen Stromlieferungsvertrag (SLV) schließt der Kunde mit dem Lieferanten seiner Wahl ab. Meistens wird dies aber nur von Großkunden praktiziert, die Lieferverträge mit mehr als einem Lieferanten abschließen und auch Strom von der Börse beziehen können (Portfolio-Management). Kleinere und die Mehrzahl der mittelständischen Kunden schließen einen sogenannten All-Inclusive-Vertrag (AIV) mit einem Lieferanten ab, der auch die Netznutzung beinhaltet. Wegen des erheblichen Aufwandes für eine genaue Prognose des Bedarfs, der insbesondere zur Fahrplanerstellung für jede ¼ Stunde erforderlich ist, ist ein Vollversorgungsvertrag auch im liberalisierten Markt für die Mehrzahl der Stromkunden der Regelfall.

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2.1.2 Strombörse, Funktionsweise und Produkte

In einem liberalisierten Markt hat der Kunde nicht nur die freie Wahl seines oder seiner Lieferanten. Er kann auch über eine Vielzahl von Produkten mit unterschiedlichen Preiskonditionen und Laufzeiten wählen, die über die Strombörse (Power Exchange) oder in bilateralen (over the counter-OTC) Geschäften gehandelt werden. Nachstehende Abb. 2.2 zeigt eine Übersicht dieser Möglichkeiten. Terminmarkt:

Spotmarkt:

Vertragsabschluß und -erfüllung liegen mindestens eine Woche auseinander Finanzielle Absicherungsgeschäfte

Vertragsabschluß und -erfüllung fallen fast zusammen Physisch Ö Stromlieferung

Strombörse Standardprodukte Base-Produkte Peak-Produkte Stunden-Produkte

OTC-Geschäft (alle Geschäfte)

Bedingte Termingeschäfte:

Unbedingte Termingeschäfte:

Käufer hat ein Ausübungsrecht, Verkäufer zur Erfüllung verpflichtet.

Sowohl Käufer als auch Verkäufer sind zur Erfüllung verpflichtet

Optionen Caps Floors

Börsenhandel (Optionen)

OTC-Geschäft (alle Geschäfte)

Forwards Futures Swaps

Börsenhandel (Futures)

OTC-Geschäft (Forwards, Swaps)

Abb. 2.2: Arten von Geschäften und Produkten

Wesentliche Aufgabe einer Strombörse ist es, allen Marktteilnehmern einen transparenten, finanziell, rechtlich und technisch sicheren Marktplatz für den Handel mit Energieprodukten fair und gleichberechtigt zur Verfügung zu stellen. Eine unabdingbare Voraussetzung für einen erfolgreichen Börsenhandel ist eine ausreichende Liquidität. Liquidität bedeutet hohe Umsatzvolumina und eine große Anzahl von Marktteilnehmern. Das wird u.a. durch die „Market-Maker“ gewährleistet; das sind Marktteilnehmer die für eine Grundliquidität sorgen, indem sie jederzeit verbindliche Kauf- und Verkaufsgebote stellen. Ein „registered Market Maker“ ist verpflichtet, permanent eine bestimmte Menge Aufträge einzubringen. In Deutschland hat sich in Sommer 2000 die „European Energy Exchange (EEX)“ mit Sitz in Leipzig als Strombörse etabliert. Im folgenden wird die Funktionsweise einer Strombörse am Beispiel der EEX-Leipzig erläutert. Die EEX ist der Vertragspartner für alle Geschäfte und übernimmt deren finanzielle Abwicklung und Absicherung. Die Geschäfte werden


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anonym ausgeführt. Die EEX betreibt zwei Arten von Börsengeschäften, den „Spotmarkt“ und den „Terminmarkt“. 2.1.2.1 Der Spotmarkt von EEX

Die EEX-Spotmarkt >EEX@ ist ein sogenannter „day-ahead-marktet“. Der Handel wird einen Tag vor der physischen Erfüllung ausgeführt. Die am Vortag abgeschlossenen Geschäfte sind am Folgetag physisch zu erfüllen. Demnach ist der Verkäufer zur Lieferung und der Käufer zur Übernahme der vereinbarten Strommenge und Zahlung des vereinbarten Preises verpflichtet. Handelsebene ist das Höchstspannungsnetz 220/380 kV. Die Lieferung wird über Fahrplanmeldungen bei den Übertragungsnetzbetreibern abgewickelt. Auf dem EEX-Spotmarkt werden Spotkontrakte auf Strom gehandelt. Diese kann man nach der Lieferdauer des Stromes in Stunden- und Blockkontrakte unterscheiden. Bei Stundenkontrakten wird die Lieferung von Strom mit konstanter Leistung über eine vorgegebene Lieferstunde gehandelt. Bei Blockkontrakten wird die Lieferung von Strom mit konstanter Lieferleistung über mehrere Lieferstunden gehandelt. Folgende standardisierte Produkte – Tabelle 2.1 – werden gehandelt, die Quotierung erfolgt in €/MWh: Tabelle 2.1: EEX-Block- und Stundenkontrakte Kontrakt *) Baseload-Kontrakt, Blockkontrakt für jeden Tag, Mo bis So Peakload-Kontrakt, Blockkontrakt für Mo bis Fr, 08:00-20:00 Uhr Weekend-Baseload-Kontrakt, Blockkontrakt Sa 0:00 h bis So 24:00 h Stundenkontrakt für jede Stunde eines Tages Kombination von Stundenkontrakten zu Stundenblöcken EEX-Night, 00:00 bis 06:00 Uhr EEX-Morning, 06:00 bis 10:00 Uhr EEX-Business, 08:00 bis 16:00 Uhr Weitere 7 Kombinationen**) *)

Kontraktvolumen 1 MW x 24 h = 24 MWh 1 MW x 12 h = 12 MWh 1 MW x 48 h = 48 MWh 0,1 MW x 1 h = 0,1 MWh 0,1 MW x Anzahl h 0,1 MW x 6 h = 0,6 MWh 0,1 MW x 4 h = 0,4 MWh 0,1 MW x 8 h = 0,8 MWh

Für Wechsel von Winter- auf Sommerzeit bzw. Sommer- auf Winterzeit werden spezielle Kontrakte gehandelt **) EEX-High-Noon, EEX-Afternoon, EEX-Rush-Hour, EEX-Evening, Baseload, Peakload, Off-Peak-Load

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Preis €/MWh

Der Handel auf dem Spotmarkt erfolgt je nach Produktart im „kontinuierlichen Handel“ oder im „Auktionshandel“. Im kontinuierlichen Handel können alle Marktteilnehmer ihre Kauf- oder Verkaufsangebote nach Menge und Preislimit in der Zeit von 08:00 Uhr bis 12:00 Uhr in das offene elektronische Orderbuch eingeben. Darin werden alle Angebote nach Volumen und Preis gelistet und gegenübergestellt. Sobald eine Kauf- und eine Verkaufsorder sich als ausführbar erweisen (d.h. Verkaufspreis gleich oder kleiner als Kaufpreis), erfolgt unmittelbar der Geschäftsabschluss. Das ist auch der Fall, wenn ein Marktteilnehmer per Mausklick ein Angebot akzeptiert. Jeder Geschäftsabschluss wird im Orderbuch sichtbar gemacht, sodass jeder Teilnehmer auf seinem Monitor das Marktgeschehen verfolgen kann. Im kontinuierlichen Handel werden Blockkontrakte gehandelt. Im Auktionshandel können Marktteilnehmer Verkaufs- und Kaufgebote mit Angabe von Volumen und Preislimit bis 12:00 Uhr des Handelstages per Email abgeben. Die Gebotsabgabe erfolgt anonym über ein geschlossenes Orderbuch. Auf der Basis aller eingegangenen Gebote wird auf dem Auktionsmarkt der Preis für jede einzelne Stunde des Folgetages bestimmt. Zur Preisfestlegung wird zu einem bestimmten Zeitpunkt – i.d.R. um 12:30 Uhr – eine Angebots- und Nachfragekurve (Abb. 2.3) für jede einzelne Stunde des Folgetages konstruiert. Der Gleichgewichtspreis (market

Nachfragekurve (Kauf)

MCP *)

Angebotskurve (Verkauf) ausführbare Aufträge Handelsvolumen MW *) MCP: market clearing price (Gleichgew ichtspreis)

Abb. 2.3: Preisermittlung im Auktionshandel


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clearing price MCP) ergibt sich aus dem Schnittpunkt der beiden Kurven und gilt für alle ausführbaren Orders der betreffende Stunde. Zur Ausführung kommen diejenigen Verkaufsaufträge, deren Preis gleich oder niedriger ist als der MCP und diejenigen Kauforder, deren Preis gleich oder höher ist als der MCP. Falls kein Schnittpunkt zustande kommt, informiert EEX die Marktteilnehmer und stellt Ihnen die Gründe hierfür zur Verfügung. EEX kann dann die Marktteilnehmer auffordern, ihre Gebote der Informationslage entsprechend anzupassen und innerhalb einer bestimmten Frist neue Gebote zu übermitteln. Anschließend wird eine neue Kurve konstruiert und der Gleichgewichtspreis ermittelt. 2.1.2.2 Der Terminhandel von EEX

Futures sind Termingeschäfte, die an der Börse gehandelt werden, und in erster Linie zur Absicherung von Preisrisiken in der Zukunft dienen. Wie alle anderen Börsengeschäfte sind futures standardisierte Produkte hinsichtlich Volumen, Lasttyp, Lieferperiode und finanzieller und physischer Absicherung. Käufer und Verkäufer von Futures vereinbaren, zum aktuellen Datum, eine bestimmte Menge Strom zu einem in der Zukunft liegenden Zeitraum und zu den vereinbarten Konditionen abzunehmen oder zu liefern. Im Gegensatz zu den Spotgeschäften kommt es aber bei Futures i.d.R. nicht zur physischen Erfüllung, d.h. Stromlieferung und -abnahme, sondern zu einem finanziellen Ausgleich. Als Futures gehandelt werden an der EEX die Lasttypen Baseload und Peakload. Lieferperioden sind die nächsten sechs Monate plus der aktuelle Monat, die nächsten sieben Kalenderquartale und die jeweils nächsten sechs Kalenderjahre. Ein Baseload-future-Kontrakt sieht eine durchgehende Lieferung von 1 MW, die Peakload-future eine Lieferung von 1 MW in der Zeit von 08:00 Uhr bis 20:00 Uhr, über die gesamte Lieferperiode vor. Futures werden am EEX-Terminmarkt fortlaufend gehandelt. Die Marktteilnehmer geben Kauf- und Verkaufsaufträge in das offene Orderbuch mit Preis und Anzahl der Kontrakte ein. Sie werden im Orderbuch gelistet und zusammengeführt. Geschäftsabschlüsse werden automatisch getätigt, sobald ein Kauf- und Verkaufsauftrag sich als ausführbar erweisen, d.h. sobald als ein Kaufauftrag einem Verkaufsauftrag mit gleichem oder einem höheren Preis gegenübersteht. Sobald ein Future mit einer Lieferperiode von z.B. einem Monat fällig wird, muss der Verkäufer die vereinbarte Menge Strom am Spotmarkt mit dem jeweiligen MCP-Preis veräußern. In der Monatsbetrachtung erhält er praktisch den durchschnittlichen Monatspreis des Spotmarktes, der i.d.R. nicht mit dem vereinbarten Preis des Futures identisch ist. Wenn dieser Spotmarktpreis niedriger ist als der vereinbarte Preis, erhält er für die Dif-

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ferenz einen Ausgleich und umgekehrt, wenn er höher ist, muss er einen Ausgleich bezahlen. In der Praxis werden Futures jeden Tag der Lieferperiode mit einem unterschiedlichen Preis gehandelt und so wird jeden Tag eine Gutschrift oder eine Lastschrift fällig (variation margin). Am Monatsende geschieht aber das, was oben beschrieben wurde. Die EEX muss, wie bei jedem anderen Geschäft, das Zustandekommen des Geschäfts auch für den Fall, dass ein Teilnehmer ausfällt, garantieren. Deswegen müssen die Teilnehmer bei der Eröffnung eines Futuregeschäftes eine Basissicherheit, die sogenannte „additional margin“ hinterlegen. Sie ist während der gesamten Kontraktlaufzeit gebunden und wird am letzten Tag der Lieferperiode wieder freigegeben. Nachfolgend ein praktisches Beispiel. Beispiel 2.1: Sicherungsgeschäft an der EEX Ein Kraftwerksbetreiber plant, eine Grundlastscheibe von 50 MW im Monat April auf dem Spotmarkt zu verkaufen. Er rechnet damit, dass er einen Preis von 30 €/MWh erreichen kann. Da aber der Spotmarktpreis sehr unsicher ist, entschließt er sich, ein Sicherungsgeschäft mit einem Future zu tätigen. Er verkauft ein Baseload-Future mit einem Volumen von 50 MW zu einem Preis von 30 €/MWh fällig im Monat April. Der erwartete Erlös beträgt: 50 MW x 30 €/MWh x 30 Tage x 24 h/Tag = 1.080.000 € Der durchschnittliche Monatspreis auf dem Spotmarkt ist aber im April auf 27 €/MWh gefallen. So erlöst der Teilnehmer auf dem Spotmarkt 50 MW x 3 €/MWh x 30 Tage x 24 h/Tag = 108.000 € weniger. Damit tritt der Sicherungsfall ein und der Kraftwerksbetreiber (Verkäufer) erhält diesen Betrag als Ausgleichszahlung vom Käufer des Futures. Wäre der Monatspreis auf 33 €/MWh gestiegen, würde der Kraftwerksbetreiber 108.000 € an den Käufer des Futures bezahlen müssen.

2.1.2.3 Veröffentlichung der Handelsergebnisse des EEX

Eine der zentralen Aufgaben der Strombörse im liberalisierten Strommarkt ist es, Preissignale für den Stromhandel auch im außerbörslichen Bereich zu geben. Die European Energy Exchange veröffentlicht im DownloadBereich ihrer Website laufend Informationen über das Marktgeschehen. Über den Stromhandel im Spotmarkt werden folgende Indizes veröffentlicht: x

® Phelix Base; das ist der stundengewichtete Durchschnittspreis pro Tag, er wird für alle Kalendertage veröffentlicht.


x

x

x

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®

Phelix Peak, das ist der stundengewichtete Durchschnittspreis für die Stunden 08:00 bis 20:00 Uhr. Er wird für alle Kalendertage des Jahres ermittelt. ® Phelix Monat; für beide, Phelix Base und Phelix Peak, wird ein Monatsdurchschnittspreis als einfaches arithmetisches Mittel aus den Durchschnittspreisen aller Kalendertage des Monats ermittelt. Gleichgewichtspreis MCP, der im Auktionsmarkt für die Stundenprodukte jeden Tag ermittelt wird.

Darüber hinaus sind auch historische Daten in Tabellen und Graphiken über MCP, Base- und Peak-Preise als Übersichten für Tag, Woche, Monat, 3 Monate und 12 Monate sowie Durchschnittpreise für die letzten 7 Tage, 30 Tage oder 200 Tage auf der Internetseite verfügbar. ® Phelix steht für Physical Electricity Index. „Phelix Base“ und „Phe® lix Peak“ sind eingetragene Warenzeichen der EEX. Preisinformationen über die Produkte des Terminmarktes werden ebenfalls im Downloadbereich der EEX-Internetseite veröffentlicht. ® Abb. 2.4 zeigt die Entwicklung der Tagespreise für Phelix -Base und -Peak an der EEX in 2005. Aus der Darstellung wird die hohe Volatilität der Preise und die damit verbundenen Risiken erkennbar.

Abb. 2.4: Base- und Peakload-Preise am EEX Spotmarkt in 2005

48


2.1.3 Netznutzungsentgelte

Zum eigentlichen Strompreis kommen die Netznutzungsentgelte „NNE“(transmission fee oder wheeling fee) hinzu. Die Entgelte sind abhängig von der Spannungsebene, da die Kosten der höheren Spannungsebenen auf die niedrigeren entsprechend der anteiligen Netzlast gewälzt werden. Bei leistungsgemessenen Kunden setzt sich das Entgelt aus einem Leitungspreis und einem Arbeitspreis zusammen, wobei der Leistungspreis den Hauptanteil ausmacht. Als Höchstlast gilt die höchste Leistung innerhalb eines Jahres. Eine Mittelung von zwei oder drei Monatshöchstlasten, wie bei Vollversorgungsverträgen im Monopolmarkt, findet nicht statt. Kunden mit Eigenstromerzeugung zahlen für Reserveleistung ein separates NNE, dessen Höhe von der Spannungsebene und von der Dauer der Inanspruchnahme abhängt (in drei Kategorien: weniger als 200 h/a, zwischen 200–400 h/a und zwischen 400–600 h/a). Bei nicht-leistungsgemessenen Kunden besteht das Entgelt aus einem Arbeitspreis und ggf. auch einem Grundpreis. Die Methodik zur Bestimmung der Netznutzungsentgelte ist in der Stromnetzentgeltverordnung „StromNEV“ von 25. Juli 2005 festgeschrieben (siehe auch Abschnitt 10.1.5). Die NNE sind nach §23a des Energiewirtschaftsgesetzes „EnWG“ von 7. Juli 2005 genehmigungspflichtig. Alle Übertragungsnetz- und Verteilnetzbetreiber sind außerdem verpflichtet, ihre Netznutzungsentgelte auf ihrer Internetseite zu veröffentlichen. Nachstehende Tabelle 2.2 zeigt ein Preisblatt für die NNE für leistungsgemessene Kunden eines Netzbetreibers. Tabelle 2.2: Preise für Netznutzung bei Kunden mit Lastgangzählung Jahresbenutzungstunden Entnahmestelle Höchstspannungsnetz Umspannung zur Hochspannung

>2.500 Leistungspreis Arbeitspreis Ct / kWh € / kWa 34,44 0,04 37,30 0,04

< 2500 Leistungspreis Arbeitspreis Ct / kWh € / kWa 3,38 1,28 6,24 1,28

Hochspannungsnetz Umspannung zur Mittelspannung

38,66 45,52

0,22 0,22

7,49 14,35

1,47 1,47

Mittelspannungsnetz Umspannung zur Niederspannung

51,80 67,31

0,52 0,52

9,70 25,21

2,20 2,20

14,58

3,32

Niederspannungsnetz 77,85 0,78 Preise zzgl. Konzessionsabgabe, Mehrkosten gemäß KWK-G und Umsatzsteuer

Abgaben aufgrund des Gesetzes für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK-G) werden als Zuschlag auf das Netznutzungsentgelt erhoben, ebenso die Konzessionsabgabe. Die Schwankungsbreiten der NNE sind den verschiedenen Netzbetreiber sehr groß. Nachstehende Tabelle zeigt eine Übersicht.


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Tabelle 2.3: Bandbreite der Netznutzungsentgelte in 2004

Max. Min. Mittelwert Median

Niederspannung in ct / kWh ohne Leistungsmessung mit Leistungsmessung 1.700 3.500 30.000 1.600 2.500 4.000 kWh/a h/a 9,49 8,44 7,99 9,52 8,70 7,92 4,09 3,64 2,55 3,00 2,79 1,25 6,53 6,18 5,86 5,32 4,99 3,83 6,49 6,16 5,88 5,21 4,91 3,77

Max. Min. Mittelwert Median

Mittelspannung in ct / kWh mit Leistungsmessung 1600 2500 5000 h/a 5,16 4,99 2,95 2,26 2,08 0,94 3,28 3,02 1,93 3,21 2,95 1,90

Hochspannung in ct / kWh mit Leistungsmessung 2500 4000 6000 h/a 2,56 1,70 1,22 1,17 0,97 0,72 1,67 1,22 0,90 1,65 1,20 0,90

Quelle: VIK-Statistik 2005

Für Messung wird ein separates Entgelt in €/Jahr für jede einzelne Messstelle eines Kunden in Rechnung gestellt. Dieser ist abhängig von der Spannungsebene. Bei Hoch- und Mittelspannung enthalten die Messentgelte z.B. auch Lastgangzählung, Messdatenerfassung auf ¼-h Basis, Fernübertragung der Messdaten etc. 2.1.4 Strombeschaffung mit Portfoliomanagement

Im liberalisierten Energiemarkt haben Kunden grundsätzlich die Möglichkeit, ihren Strom auf dem Strommarkt über die Börse oder in bilateralen Geschäften zu kaufen. Das kann Preisvorteile mit sich bringen, ist aber auch mit großen Risiken verbunden. Es sind zwei Arten von Risiken zu beachten: das Mengenrisiko und das Preisrisiko. Mengenrisiko bedeutet, der Käufer muss den Strom auch dann abnehmen, wenn er aufgrund einer nicht eingetroffenen Bedarfsprognose z.B. zu viel gekauft hat. Umgekehrt muss er, wenn er zu wenig gekauft hat, teuren Ausgleichsstrom abnehmen. Da eine Preisprognose auf dem Spotmarkt praktisch unmöglich ist, sind Risikobegrenzungen im Terminmarkt sinnvoll. Strombezug vom Markt setzt sehr gute Bedarfsprognosen und Fahrplanerstellung für jede einzelne Viertelstunde, exzellente Marktkenntnisse sowie ein effektives Beschaffungs- und Risikomanagement voraus. Eine optimierte Strombeschaffung durch Kombination mehrerer Produkte des Strommarktes wird als Portfoliomanagement bezeichnet. Dies ist aller-

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dings enorm zeit- und kostenaufwendig, weshalb sich nur sehr große Stromkunden diesen Aufwand leisten können. Voraussetzung ist ferner ein Netznutzungsvertrag mit dem Verteilnetzbetreiber. Wie Strombezug für einen typischen Tag über Portofolio aussehen kann ist in der nachstehenden Abb. 2.5 beispielhaft dargestellt. Darüber hinaus kann ein Portfoliomanagement auch Sicherungsgeschäfte aus dem Terminmarkt enthalten. Die beiden langfristigen Verträge für Bandlieferung im Grundlast- und Mittellastbereich werden periodisch ausgeschrieben. „Langfristig“ kann im liberalisierten Markt lediglich ein Jahr bedeuten, mit der Möglichkeit der Verlängerung um ein Jahr. Der Grundlastvertrag deckt den Teil des Bedarfs, der immer, auch über Wochenenden und Feiertage, vorhanden ist. Der langfristige Vertrag für die Mittellast sieht nur Stromlieferung an Werktagen vor. Dieser Bedarf ist ebenfalls gut prognostizierbar. Der Rest des Bedarfs wird durch Stromeinkauf auf dem Spotmarkt der Börse täglich eingekauft. Insbesondere für Baseload- und Peakload Strom von der Börse ist die Absicherung über Futures erforderlich. Netznutzungsentgelte, Messpreis, Stromsteuer sowie Kosten gemäß KWK-G sind im Netznutzungsvertrag geregelt. 125

Stundenprodukte, Börse 100

Kurzfristiges OTC-Geschäft

AusgleichsEnergie

Peakload-Produkt, Börse Spotmart

AusgleichsEnergie

Blocklieferung, langfristiger Vertrag

MW

75

50

Baseload-Produkt, Börse Spotmarkt

25

Grundlast-Bandlieferung, langfristiger Vertrag 0

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Typischer Werktag

12

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14

15

16

Typischer Sonntag

Abb. 2.5: Bedarfsdeckung mit Portofoliomanagement

17

18

19

20

21

22

23


51

2.1.5 Strombezug mit Vollversorgungsvertrag

Wegen des großen Aufwandes der Strombeschaffung über die Börse werden kleinere und mittelständische Kunden auch im liberalisierten Markt weiterhin einen Vollversorgungsvertrag oder nach neuer Definition AllInclusive-Vertrag vorziehen. Der Vorteil für den Kunden ist, dass er keine genauen Kenntnisse über seinen Strombedarf braucht, es reicht lediglich eine relativ grobe Bedarfsprognose über seine voraussichtliche Höchstlast und Jahresverbrauch. Der Wettbewerb funktioniert trotzdem, weil der Kunde die Möglichkeit hat, seinen Lieferanten zu wechseln, wenn er von einem anderen Lieferanten günstigere Konditionen bekommt. Die Optimierung der Beschaffung sowie die Risiken werden ausschließlich auf den Lieferanten verlagert. Vollversorgungsverträge sind auch im liberalisierten Markt weiterhin der Regelfall. Ein All-Inclusive-Vertrag deckt die Stromlieferung las auch die Netznutzung ab. Vertragspartner sind der Lieferant und der Kunde. Darin werden die technischen und kommerziellen Rahmenbedingungen für die Stromlieferung geregelt. Im wesentlichem enthält der Vertrag folgende Regelungen: x x x x x x x

Art und Umfang der Lieferung Lieferstelle Preisregelung einschließlich Preisänderung Entgelt für Messung, Datenbereitstellung und Abrechnung Abgaben und Steuern Abrechnung Vertragslaufzeit und Kündigung

Art und Umfang der Lieferung umfasst Lieferspannung und Messspannung in Volt. Lieferspannung und Messspannung können auch unterschiedlich sein, z.B. Lieferung erfolgt in Mittelspannung und Messung in Niederspannung. Die Lieferstelle ist i.d.R. identisch mit der Übergabestelle im Netzanschlussvertrag. Die einfachste Form bei Kleinkunden ohne Leistungsmessung ist die Arbeitspreisregelung. Bei einer Arbeitspreisregelung wird ein jährlicher Grundpreis in €/a und ein Arbeitspreis für jede kWh in ct/kWh vereinbart. Die Preise enthalten das Entgelt für Lieferung, Netznutzung und Messung sowie Abgaben und Steuern wie Konzessionsabgabe, Stromsteuer und die Belastungen nach dem EEG und dem KWK-Gesetz sowie die Mehrwertsteuer. In der Stromrechnung ist eine getrennte Ausweisung der Stromsteuer und der Mehrwertstuer vorgeschrieben. Die Angabe der ande-

52


ren Abgaben ist nicht vorgesehen ist aber bei Gewerbe und Industrie üblich. Bei einer Leistungspreisregelung wird ein Leistungspreis in €/(kWxa) bezogen auf die höchste im Abrechnungsjahr in Anspruch genommene Leistung PH in kW und ein Arbeitspreis in ct/kWh bezogen auf abgenommene Wirkarbeit Wel, oft getrennt für Hochtarif- (HT) und Niedertarifzeit (NT) vereibart. Die in Anspruch genommene Leistung Pel wird laufend für jede Messperiode tM (¼ -Stundentakt) gemessen und registriert. Sie ist definiert als der Quotient der abgenommenen Arbeit und der Dauer der Messperiode.

Pel

Wel (kWh ) t M ( h)

>kW @

(2.1)

Der Vertrag kann u.U. eine Mindestabnahmeklausel (take-or-pay clause) für die Vertragsleistung beinhalten, so dass z.B. 80% der Vertragsleistung auch abgenommen oder bezahlt werden. Früher gab es auch Verträge mit Monatsleistungspreis. Allerdings sind sie heute vor allem deswegen weniger verbreitet, weil für das Netznutzungsentgelt die Höchstlast des Jahres ohne Mittelung maßgebend ist. Die Jahreskosten und die Durchschnittskosten pro Jahr lassen sich dann wie nachstehend gezeigt, berechnen. Der Jahresdurchschnittspreis p ist abhängig von der Benutzungsdauer tH, wie aus Gl.2.5 zu ersehen und Abb. 2.6 dargestellt ist. Rechengang für den Jahresdurchschnitts-Strompreis:

C

LP u PH AP u Wel / 100

>€/a@

(2.2)

Eine hilfreiche Größe ist die Benutzungsdauer der Höchstlast „tH“ (bzw. der Verrechnungsleistung); sie ist wie folgt definiert:

tH

Wel (kWh / a) PH (kW )

>h / a@

(2.3)

Der Jahresdurchschnittspreis „p“ kann dann wie folgt berechnet werden:

p

AP 100 u LP u

PH Wel

>ct/kWh@

(2.4)

oder unter Benutzung der Formel für die Benutzungsdauer: p

AP

100 u LP tH

>ct/ kWh@

(2.5)


53

Darin bedeuten: C: Jahreskosten in €/a LP: Leistungspreis €/(kWxa) PH: Jahreshöchstlast in kW AP: Arbeitspreis in ct/kWh Wel: Jahresverbrauch in kWh/a Benutzungsdauer der Höchstlast in h/a tH: p: Jahresdurchschnittspreis in ct/kWh 16,0

Leistungspreis 95 € / (kW*a) Arbeitspreis 4,5 ct / kWh

Strompreis ct / kWh

14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Benutzungsdauer h / a Durchschnittspreis

Arbeitspreis

Abb. 2.6: Strompreis in Abhängigkeit von der Benutzungsdauer

Kunden mit Eigenstromerzeugung beziehen praktisch immer auch Zusatzstrom. Bei Ausfall ihrer Anlage muss der Vertrag auch eine Regelung für Reserveleistung enthalten. In der >VV II plus@ ist eine Regelung hierfür vorgesehen. Die Preise in €/(kWxa) sind abhängig von der Spannungsebene und von der Dauer der Inanspruchnahme, gestaffelt in drei Stufen bis 200 h/a, zwischen 200 und 400 h/a und zwischen 400 und 600 h/a. Bei Überschreitung der 600 h/a Grenze ist der normale Leistungspreis fällig. Die Netzbetreiber veröffentlichen die Preise für Reserveleistung auf ihre Internetseiten. Ein Entgelt für Blindstrom wird fällig, wenn der Blindstromverbrauch in kVArh eine festgelegte Grenze, bezogen auf die Wirkarbeit im betreffenden Monat, überschreitet. Meistens liegt diese Grenze bei 50% der bezogenen Wirkarbeit in kWh, entsprechend einem Leistungsfaktor von cosĳ= 0,9. Der Preis liegt in einer Größenordnung von 1 bis 1,5 ct/kWArh.

54


Die Preisregelung kann auch eine Klausel für Preisänderungen enthalten. Vor der Liberalisierung enthielten die Verträge sogenannte Preisgleitklauseln, getrennt für den Leistungs- und für den Arbeitspreis. Der Leistungspreis war gebunden an den Investitionsgüterindex und die Löhne, der Arbeitspreis an den Kohlepreis. Die Anpassung erfolgte meistens jährlich. Im liberalisierten Markt machen solche Anpassungsklauseln wenig Sinn, weil die Laufzeit der Verträge kurz ist. Anstelle der Preisgleitklausel wird im Vertrag darauf hingewiesen, dass der Lieferant bevorstehende Preisänderungen dem Kunden ankündigen muss und der Kunde dann das Recht hat den Vertrag zu kündigen. Für beides enthält der Vertrag eine Fristenregelung. Im §21 der Stromnetzentgeltverordnung wird eine Frist von 3 Monaten vorgesehen. Da das NN-Entgelt ein wesentlicher Kostenbestandteil ist, wird diese Frist auch für den gesamten Vertrag maßgebend sein. Das Entgelt für die Messung wird getrennt ausgewiesen. Steuern und Abgaben wie Umsatzsteuer, Stromsteuer, Konzessionsabgabe, sowie die Belastungen nach EEG und KWK-G werden bei Gewerbekunden in der Rechnung getrennt ausgewiesen. Die entsprechende Klausel des Vertrages sieht vor, dass diese Belastungen mit dem jeweils gültigen Satz an den Kunden weitergegeben werden. Die Laufzeit von sogenannten Formularverträgen wird gemäß §309 Abs. 9 BGB auf maximal zwei Jahre festgelegt mit automatischer Verlängerung für maximal ein weiteres Jahr, wenn er innerhalb der vorgesehenen Frist nicht gekündigt wird. Beispiel 2.2 zeigt die Jahresabrechnung für die Stromlieferung an ein mittelständisches Unternehmen. Beispiel 2.2: Jahresabrechnung der Stromlieferung Stromverbrauch

Jahreskosten

Verrechnungsleistung kW

€/a

Leistungkosten

229.500

8.965.000

Arbeitskosten HT-Arbeit

211.215

38%

Arbeitskosten NT-Arbeit

112.421

Benutzungsdauer

3.984 h/a

Messung u. Abrechnung

Spannungsebene

MS

Arbeit, gesamt kWh Anteil NT-Arbeit

2.250

Preise

KWK-Abgabe € / kWa *)

102

Arbeitspreis HT ct / kWh *)

3,80

Arbeitspreis NT ct / KWh *)

3,30

Messung u. Abrechnung €/a

1.224

Leistungspreis

EEG-Abgabe Stromsteuer Jahreskosten ohne MWSt Spez. Stromkosten ct / kWh

*) inklusive NNE: Leistung 59,56 € / (kW a), Arbeit 0,81 ct / kWh

1.224 56.480 4.717 110.270 725.826 8,10

2.1 Strombeschaffung Spezifische Stromkosten

ct/kWh

%

Stromlieferung ohne NNE

3,87

47,7%

Netznutzungsentgelt

2,30

28,5%

Messung u. Abrechnung

0,01

0,2%

EEG-Abgabe

0,63

7,8%

KWK-Abgabe

0,05

0,6%

Stromsteuer

1,23

15,2%

8,10

100,0%

Gesamt

55

Aus der Tabelle mit den spezifischen Kosten und deren prozentuale Aufteilung zu den einzelnen Kostenpositionen wird erkennbar, dass mit Ausnahme der ersten Position – Stromlieferung 48 % – alle anderen Positionen fest und nicht verhandelbar sind. Die Zusammenstellung zeigt, dass auch im liberalisierten Markt der Spielraum für Preisverhandlungen begrenzt ist. Wenn z.B. durch Verhandlungen ein um 5% niedriger Stromlieferungspreis erzielt werden kann, würde daraus eine Kostenersparnis von 0,19 ct/kWh bzw. ca. 2,4 % oder ca. 17.000 €/a resultieren. Mit dieser Ersparnis kann sich ein solches Unternehmen keinen Aufwand für Fahrplanerstellung, Beschaffungs- und Risikomanagement leisten um selbst auf dem Stromhandelsmarkt einzukaufen. In Anbetracht der Risiken kommt deshalb nur ein Vollversorgungsvertrag in Frage. Hieraus resultiert, dass u.U. eine Ausschreibung der Strombelieferung in kürzeren Abständen sinnvoll sein könnte. 2.1.6 Entwicklung der Strompreise

Zu Beginn der Liberalisierung sind die Strompreis zuerst stark gefallen. Für Gewerbe- und Industriekunden zeitweise bis unter 30% verglichen mit denen vor der Liberalisierung. In den letzten Jahren ist jedoch ein ständiges Ansteigen zu beobachten. Die Entwicklung ist in der Abb. 2.7 nach dem VIK-Strompreisindex zu ersehen. Eine Grundlage für den VIK-Strompreisindex ist der Durchschnittspreis des Vormonats am EEX-Terminmarkt für die kommenden vier Quartalsprodukte. Der Base- und Peakloadanteil wird in Abhängigkeit von typischen Jahresbenutzungsstunden bei Industriekunden (3.000, 4.000, 5.000 und 6.000 h/a) gewichtet. Berücksichtigt werden außerdem die Netznutzungsentgelte ausgewählter Netzbetreiber über alle Regelzonen. Die Summe der durchschnittlichen Energie- und Netzpreise aller Regelzonen bildet die Basis für den VIK-Index.

56

2 Beschaffung leitungsgebundener Energien 190

VIK-Strompreisindex für Mittelspannung Industrie und Gewerbe Januar 2002 = 100

180 170

Strompreisindex

160 150 140 130 120 110 100

Quelle: www.vik-online/de Nov 05

Jul 05

Sep 05

Mai 05

Jan 05

Mrz 05

Nov 04

Jul 04

Sep 04

Mai 04

Jan 04

Mrz 04

Nov 03

Jul 03

Sep 03

Mai 03

Jan 03

Mrz 03

Nov 02

Jul 02

Sep 02

Mai 02

Jan 02

Mrz 02

90

Abb. 2.7: Entwicklung der Strompreise für Gewerbe und Industrie

In der Tabelle 2.4 wird die Entwicklung der Durchschnittpreise auf dem EEX-Terminmarkt für Lieferung im Folgejahre gezeigt. Daraus ist eine Fortsetzung des Preisanstiegs auch in den nächsten Jahren zu erkennen. Tabelle 2.4: Entwicklung der Durchschnittspreise für Jahresfutures EEX-Jahresfutures am EEX-Terminmarkt Base Anstieg Peak Bestellung Lieferung € / MWh € / MWh 2002 2003 23,75 100 34,57 2003 2004 28,03 118 43,61 2004 2005 33,48 101 49,10 2005 2006 41,17 173 56,23 Quelle: www.vik-online.de, entnommen am 30.06.06

Anstieg 100 126 101 163

Tabelle 2.5 zeigt außerbörsliche Großhandelspreise für Vollversorgungsverträge aus dem VIK/E&M Strompreismonitor Im VIK/E&M – Strompreismonitor werden für verschiedene typisierte Lastprofile tagesaktuelle Bewertungen des Strombedarfs der kommenden drei Jahre auf Basis der jeweils geltenden außerbörlichen Großhandelspreise veröffentlicht. Die Auswetungen werden von der Beratungsfirma Energie & More aufbereitet. Weitere Erklärung auf der VIK-Internetseit, Strompreimonitor (für Informationen auf das Fragezeichen (?) im entsprechenden Blatt der Internetseite klicken).

2.2 Gasbeschaffung

57

Tabelle 2.5: Großhandelspreise für verschiedene Abnahmefälle

Stromliefervertrag Stand 29.06.06 *) Benutzungsstunden

2007

2008

**) ct / kWh night 3,68 3,80 1600 day 6,84 6,90 night 3,76 3,89 2500 day 6,82 6,88 night 4,64 4,76 4000 day 6,39 6,46 night 4,95 5,06 5000 day 6,15 6,22 night 5,17 5,28 6000 day 5,93 6,01 night 5,49 5,59 7000 day 5,73 5,82 *) ohne NNE und Steuern **) night, day: Lastschwerpunkt in der Nacht bzw. am Tag Quelle:VIK / E&M-Strompreismonitor, www.vik-online/de

2009

h /a

3,95 7,68 4,02 7,66 4,99 7,13 5,36 6,85 5,61 6,54 5,94 6,23

Preisvergleiche von erschiedenen Lieferanten sind in u.U. im >Handbuch IdEV@ zu finden.

2.2

Gasbeschaffung

2.2.1 Gas-zu-Gas-Wettbewerb

Im Gegensatz zum Strom stand Erdgas auch vor der Liberalisierung in Wettbewerb mit anderen Energieträgern. In den 1970er Jahren und bis Mitte der 1980er Jahre waren Heizöl und Kohle die dominierenden Brennstoffe auf dem Heizungsmarkt und bei der Industrie. Nach Inkrafttreten der Großfeuerungsanlagenverordnung und der TA-Luft Mitte der 1980er Jahre mussten viele Industriebetriebe hohe Investitionen tätigen, um ihre meistens mit schwerem Heizöl oder mit Kohle befeuerten Anlagen auf den geforderten Umweltstandard zu bringen. Eine weniger kostspielige Alternative hierzu war oft eine Brennstoffumstellung auf den umweltfreundlicheren Energieträger Erdgas. Die Erdgaswirtschaft hat damals diesen Wettbewerbsvorteil erkannt und genutzt, um beträchtliche Marktanteile bei der Industrie zu gewinnen. Um die Erdgasleitungen besser auszulasten, wurden zu Erdgasnetzen naheliegende Wohngebiete erschlossen und so hat Erdgas nach und nach auch erhebliche Marktanteile im Heizungssektor erobert.

58


Der Brennstoffmarkt insgesamt war also lange vor Beginn der Liberalisierung ein Wettbewerbsmarkt. Allerdings gab es einen Wettbewerb zwischen Erdgas und seinen Konkurrenzbrennstoffen, aber keinen Gas-to-Gas Wettbewerb. Die Preisbildung für das Erdgas erfolgte und erfolgt in diesem Wettbewerbsmarkt weiterhin nach dem Prinzip der Anlegbarkeit. Innerhalb seines Versorgungs- bzw. Konzessionsgebietes hatte das Versorgungsunternehmen das Monopol für die Erdgasbelieferung. Ziel der Liberalisierung bei Erdgas ist deshalb auch, einen Gas-to-Gas Wettbewerb ins Leben zu rufen. Die Mittel hierzu sind die Entflechtung von Produktion, Netzbetrieb und Handel sowie ein diskriminierungsfreier Netzzugang für alle Marktteilnehmer. Zwei Verbändevereinbarungen zum Netzzugang haben jedoch relativ wenig bewirkt. Das neue Energiewirtschaftsgesetzes soll nun auch bei Gas die Wende herbeiführen. Die wichtigsten Regelungen zum Netzzugang bei Gasnetzen sind in den beiden Verordnungen enthalten: x x

Verordnung über den Zugang zu den Gasversorgungsnetzen (Gasnetznutzungsverordnung – „GasNZV“) Verordnung über Entgelte für den Zugang zu den Gasversorgungsnetzen (Gasnetzentgeltverordnung – „GasNEV“) Beide traten am 25.Juli 2005 in Kraft.

2.2.2 Gasbeschaffung im liberalisierten Markt

Vor der Liberalisierung wurde die Gasbeschaffung über langfristige Verträge meistens mit einem vertikal integrierten Lieferanten geregelt, welcher die gesamte Kette der Dienstleistung vom Import, Ferntransport, Dispatching bis hin zur Übergabe an das örtliche Verteilnetz oder Großabnehmer angeboten hat. Im Zuge der Liberalisierung haben sich Marktplätze für den Gasgroßhandel – sogenannte Hubs – etabliert. An den Hubs werden vorwiegend Bandprodukte für Kalenderjahr, Quartal, Monate oder für einzelne Tage angeboten. Sie liegen an zentralen Knotenpunkten des Ferngastransportnetzes und bilden langsam eine Konkurrenz zu integrierten Lieferverträgen. Die für Deutschland zur Zeit wichtigsten Hubs sind „Zeebrugge“ in Belgien und „Bunde“ an der niederländisch-deutschen Grenze. Die gehandelten Volumina an den Hubs sind z.Z. allerdings noch klein. Die etablierten Lieferanten der Importstufe bieten in der Zwischenzeit auch verschiedene Produkte an, die an den bereits existierenden entryStellen des Ferntransportnetzes eingespeist werden können.

2.2 Gasbeschaffung

59

2.2.3 Netzzugang und Netznutzungsentgelte

Die Regelungen für den Zugang zu den Erdgasnetzen sind in der Gasnetzzugangsverordnung >GasNZV@ spezifiziert. Grundlage des Systems der Entgeltbildung ist das „Entry-Exit Netznutzungsmodell“ nach § 20 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes. Betreiber von Gasversorgungsnetzen müssen Einspeise- und Ausspeisekapazitäten anbieten, die den Netzzugang ohne Festlegung eines transaktionsabhängigen Transportpfades ermöglichen und unabhängig voneinander handelbar sind. Zur Abwicklung des Zugangs ist ein Einspeise- und ein Ausspeisevertrag erforderlich, auch wenn der Zugang über mehrere, über Kupplungspunkte miteinander verbundene Netze erfolgt. Die Regelungen zur praktischen Ausgestaltung der Entgeltbestimmung sind in der Gasnetzentgeltverordnung >GasNEV@ festgelegt. Die Ein- und Ausspeiseentgelte sind Kapazitätsentgelte in €/((mn3/h) a) und beziehen sich in der Regel auf zwölf aufeinanderfolgende Monate. Darüber hinaus sind die Betreiber verpflichtet, auch unterjährige Verträge für Monat, Quartal, sowie Verträge für unterbrechbare Lieferung anzubieten. Auf den Internetseiten der Betreiber von Fernleitungsnetzen sind die Transportnetze mit den Einspeise- und Ausspeisepunkten abgebildet und Gasqualität, Gasdruck und Kapazitätsentgelt angegeben. Die Entgelte sind an den verschiedenen Stationen unterschiedlich. Abb. 2.8 zeigt das spezifische Entgelt für einen bestimmten Fall am Netz eines Transportnetzbetreibers in Abhängigkeit von der Benutzungsdauer. 5,00

spezifisches Entgelt € / MWh

4,50

Entry: Exit:

4,00 3,50

18,00 € / ( mn3 / h) /a 30,50 € / ( mn3 / h) /a

3,00 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 -

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

Benutzungsdauer h / a

Abb. 2.8: Spezifisches Netznutzungsentgelt

7.000

8.000

9.000

60


Der Kunde kann Kapazitäten buchen, sofern in der jeweiligen Einspeise- oder Ausspeisestation freie Kapazitäten noch verfügbar sind. Die Berechnung der Entgelte für den Netzzugang zu örtlichen Verteilnetzen erfolgt abweichend von den o.g. Regelungen nach einem transaktionsunabhängigen Punktmodell. Für die Einspeisung von Gas in örtliche Teilnetze sind keine Entgelte zu entrichten. 2.2.4 Zugang zu Erdgasspeichern

Der Erdgasverbrauch in Deutschland ist stark saison- und außentemperaturabhängig da ein Großteil des Raumheizungsbedarfs durch Erdgas gedeckt wird. Insofern ist neben dem Netzzugang auch der Zugang zu den Erdgasspeichern von enormer Wichtigkeit für den Gasmarkt. Die Betreiber von Speicheranlagen sind nach §28 des EnWG verpflichtet anderen Unternehmen diskriminierungsfreien Zugang zu ihren Speicheranlagen zu angemessenen Entgelten zu gewähren. Ähnlich wie beim Erdgasnetz können Kunden Speicherkapazitäten buchen. Maßgeblich für die Buchung sind u.a. Arbeitsvolumen in m3, Einspeicher- und Ausspeicherleistung in m3/h, Gasqualität und Gasdruck, sowie die entsprechenden Zeiträume. Speicherbetreiber, wie BEB, stellen in ihren Internetseiten auch Rechner zur Verfügung mit deren Hilfe eine vorläufige Berechnung der Entgelte möglich ist. Die verfügbaren Kapazitäten werden nach dem Prinzip „First-Commited-First-Served“ vergeben. Zusätzlich zu den Kapazitätsentgelten für die Speicher kommen allerdings auch die Kosten für den Transport des Gases zu und von den Speichern zu den Ein- und Ausspeisestellen der Netze hinzu. Es können aber auch Systemlösungen verhandelt werden, die beides beinhalten. 2.2.5 Gasbezug über Vollversorgungsverträge

Mit Ausnahme von kleinen Kochgaskunden, die nach genehmigten allgemeinen Tarifen beliefert wurden, galten auch vor der Liberalisierung alle anderen Kunden als Sondervertragskunden. Allerdings wurden auch kleinere Heizgaskunden nach standardisierten Musterverträgen mit gleichen Preiskonditionen beliefert. Die Kartellbehörden verlangten Gleichbehandlung aller Kunden dieser Kundengruppe. Ein Grund dafür war, dass diese Kunden praktisch keine Möglichkeit hatten, ihre Erdgaskessel z.B. auf die Konkurrenzenergie Heizöl umzustellen, weil meistens die notwendige Infrastruktur wie ein Heizöllager, oft auch ein geeigneter Kamin nicht vorhanden waren.

2.2 Gasbeschaffung

61

Industriekessel dagegen sind häufig mit Zweistoffbrennern ausgerüstet oder können leicht umgerüstet werden, sodass Erdgas relativ leicht durch Heizöl substituiert werden kann. Deswegen bleibt im Industriebereich der Wettbewerb auch nach einer Umstellung auf Erdgas vorhanden. Daraus resultiert, dass bei Industriekunden und anderen größeren Kunden das Prinzip der Gleichbehandlung nicht gilt. Sie werden mit Individualverträgen beliefert, bei denen vor allem der Preis verhandelbar ist. Auch im liberalisierten Markt wird vorerst für die Mehrheit der Kunden ein Vollversorgungsvertrag der Regelfall bleiben. Die wesentlichen Bestandteile eines Gaslieferungsvertrages sind: x x x x x x x x

Art und Umfang der Lieferung Vorhalteleistung und Vertragsliefermenge Durchgehende oder unterbrechbare Lieferung Messung und Gasübergabe Preisgestaltung Abgaben und Steuern Vertragslaufzeit Weitere Vertragsbestandteile

Art und Umfang der Lieferung enthält folgende Regelungen: Qualität des Erdgases mit Angabe des Brennwertes in kWhHo pro Kubikmeter im Normzustand, ggf. auch Wobbezahl mit dem Vermerk innerhalb der zulässigen Schwankungsbreite gemäß >DVGW-Regelwerk@. Vorhalteleistung in kWhHo / h und Vertragsliefermengen in kWhHo im Abrechnungsjahr, beides bezogen auf den Brennwert. Ferner kann eine Klausel über die Mindestabnahmemenge (take-or-pay clause), meistens beträgt sie 80% der Vertragsliefermenge, enthalten sein. Wenn die Mindestmenge im Abrechnungsjahr nicht erreicht wird, muss der Kunde auch die Fehlmenge bezahlen, sofern sie durch den Einsatz einer Wettbewerbsenergie entstanden ist (Vermerk: in vielen Verträgen fehlt der Bezug „Ersatz durch Wettbewerbsenergie“. Das bedeutet die Fehlmenge muss auf jeden Fall bezahlt werden). Durchgehende Lieferung (firm supply) oder unterbrechbare Lieferung (interruptible supply). Bei durchgehender Lieferung ist der Lieferant verpflichtet die Lieferung bis zur vereinbarten Vorhalteleistung, auch bei Bedarfsspitzen in seinem Netz, zu gewährleisten. Bei unterbrechbarer Lieferung ist der Kunde verpflichtet, bei Auftreten von Bedarfsspitzen im Gasnetz seinen Gasbezug einzustellen und seine Anlage auf einen Ersatzbrennstoff, meistens Heizöl EL, für die Dauer der Unterbrechung umzustellen. Die maximale Dauer der Unterbrechung pro Abrechnungsjahr wird im Vertrag festgelegt. Sie beträgt i.d.R. 30 Tage. Der Beginn der Unter-

62


brechung wird telefonisch meistens eine Stunde vorher angemeldet. Bei milden Wintern kommt es oft nicht zu einer Unterbrechung. Industriekunden haben häufig unterbrechbare Verträge. Messung und Gasübergabe. Die Messung und Ablesung erfolgt meistens elektronisch durch Fernabfrage. Gemessen wird die verbrauchte Menge in m3. Für die Umrechnung auf kWhHo wird der monatliche Durchschnittsbrennwert im Normzustand zugrundegelegt. Preisregelung. Der Preis besteht aus einem Leistungspreis (bei Kleinkunden Grundpreis) und einem Arbeitspreis. Die Preise werden bei Vertragsunterzeichnung festgelegt und werden über Preisgleitklauseln in regelmäßigen Abständen angepasst. Für den Leistungspreis werden je nach Versorger zwei Varianten angeboten, den Stundenleistungspreis und den Tagesleistungspreis. Bei der Abrechnung auf Basis des Stundenleistungspreises in €/(kWhHo/h)a wird der maximale Stundenbezug in kWhHo innerhalb des Abrechnungsjahres als Verrechnungsleistung herangezogen. Bei Abrechnung auf Basis des Tagesleistungspreises in €/(kWhHo/Tag)/a wird der maximale Tagesbezug innerhalb des Abrechnungsjahres als Verrechnungsleistung zugrundegelegt. Vor der Liberalisierung wurde die Verrechnungsleistung durch Mittelung aus drei Monatshöchstlasten im Jahr ermittelt. Für das Netznutzungsentgelt ist aber die gebuchte Kapazität maßgebend, weswegen eine Mittelung in Zukunft nicht mehr erfolgen wird. Der Arbeitspreis in ct/kWhHo gilt für die in der jeweiligen Preisperiode abgenommenen kWhHo. Beim Erdgas gibt es zwei Arten von Benutzungsdauern, nämlich Vollbenutzungsstunden und Vollbenutzungstage pro Jahr, je nach dem, ob als Verrechnungsleistung der maximale Stundenbezug oder der maximale Tagesbezug zum Ansatz kommt. Benutzungsdauer tH in Vollbenutzungstagen pro Jahr:

tH

E (kWhHo / a ) QHL (kWhHo / Tag )

>Tage / a@

(2.6)

mit „E“: Jahresverbrauch und „QHL“: Höchste Tagesabnahme. Der Durchschnittspreis „pD“ kann dann wie folgt berechnet werden: pD

AP (ct / kWhHo )

100 u LP ( /(kWhHo / Tag ) a) t H (Tage / a )

>ct / kWhHo @

(2.7)

2.2 Gasbeschaffung

63

Preisanpassung: Die Preisanpassung erfolgt über Preisänderungsformeln getrennt für den Leistungs- und für den Arbeitspreis. Sie haben meistens die Form:

oder HS statt HEL

LP = LPo ×(f1 + f2 × I/Io + f3 × L/Lo)

(2.8)

AP = APo × (HEL – f4)

(2.9)

× (HS – f5)

(2.10)

AP = APo

Darin bedeuten: LP: aktueller Leistungspreis €/((kWhHo/h) a) oder €/((kWhHo/Tag) a) AP: aktueller Arbeitspreis in ct/kWh LPo, APo : Leistungs-, Arbeitspreis zu Vertragsbeginn I/Io : Investitionsgüterindex, aktuell / zu Vertragsbeginn L/Lo: Lohnkostenindex, aktuell / zu Vertragsbeginn HEL : Preis für leichtes Heizöl *) HS : Preis für schweres Heizöl *) f1 bis f5 : Konstanten (mit f1+f2+f3 = 1 in der LP-Formel) *) meistens für Rheinschiene aus >Fachserie 17, R2, SBA@

Die Preisgleitklauseln für die Arbeit spiegeln die Anlegbarkeit zum Konkurrenzbrennstoff Heizöl wider. So kann in der Klausel entweder HEL oder HS vorkommen; je nach dem welcher Brennstoff die eigentliche Konkurrenzenergie darstellt. In der Fachserie 17, R2 des Statistischen Bundesamtes gibt es eine Notierung für HEL-Lieferung von 500 t an Großhandel und eine für Lieferung von 40 bis 50 hl in Tankwagen an Endverbraucher. Meistens wird auf die zweite Bezug genommen. Die Preisanpassung erfolgt in den meisten Verträgen vierteljährlich zum 1.1., 1.4, 1.7 und 1.10 des Jahres, wobei die Preise bzw. Indexe des vorletzten Quartals zugrunde liegen (d.h. Anpassung für das 3. Quartal mit den Preisen und Indexe vom 1. Quartal). Abgaben und Steuern: Die Preise verstehen sich zuzüglich Mineralöl/Ökosteuer und Umsatzsteuer. Der Regelsatz beträgt 0,55 ct/kWhHo. Wenn ein reduzierter Satz entsprechend MinölStG in Betracht kommt, muss der Kunde eine förmliche Einzelerlaubnis beim zuständigen Hauptzollamt beantragen. Die Mineralölsteuer ist unter bestimmten Voraussetzungen teilweise oder ganz erstattungsfähig, siehe hierzu Ausführungen im Kapitel 3 „Rechtliche Rahmenbedingungen“ Abschnitt „Energiesteuern“. Vertragslaufzeit: Im Vertrag wird der Vertragsbeginn und das Vertragsende festgeschrieben. Der Vertrag verlängert sich um jeweils ein weiteres Jahr, falls er nicht innerhalb der vorgesehenen Frist vor Ablauf schriftlich gekündigt wird.

64


Anmerkung: Preisvergleiche für Gas sowie Netznutzungsentgelte sind u.a. in der >VIK-Statistik@ und im >Handbuch IdEV@ zu finden.

2.3 Beschaffung von Fernwärme Die Fernwärme unterliegt nicht den Bestimmungen des Energiewirtschaftsgesetzes. Grundlage ist die Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme „AVBFernwärmeV“ vom 20. Juni 1980 zuletzt geändert am 19. Jan. 1989. Die Verordnung enthält Regelungen u.a. über Baukostenzuschüsse, Hausanschlusskosten, technische Anschlussbedingungen, Preisänderungsklauseln etc. Sie gilt aber nicht für die Versorgung von Industriebetrieben und auch nicht für individuell abgeschlossene Verträge. Die Eigenschaften des Wärmeträgers im Hinblick auf Temperatur, Druck und Fahrweise werden in den „Technischen Anschlussbedingungen“ des Fernwärmesorgungsunternehmens festgelegt, die als Anlage ein Bestandteil des Vertrages sind. Die Versorgung mit Fernwärme wird über einen Wärmeliefervertrag geregelt, der zwischen dem Fernwärmeversorgungsunternehmen und dem Wärmekunden abgeschlossen wird. Der Wärmepreis setzt sich zusammen aus einem Grundpreis (€/a) oder/und einem Leistungspreis in €/(kWxa) sowie einem Arbeitspreis in € / kWh und ggf. auch aus einem Jahresmesspreis. Der Leistungspreis kann sich auch auf den maximalen Wassermengendurchsatz in l/s beziehen. Die Preisänderungsklauseln sind ähnlich gestaltet wie bei Stromvollversorgungsverträgen. Die Schwankungsbreite der Fernwärmepreise in Deutschland ist sehr stark. Preisvergleiche für Fernwärme sind u.a. im Handbuch des Interessenvereins der Energieverbraucher >IdEV@zu finden.

Literaturverzeichnis >DVGW-Regelwerk@. >E&M@ Energie & Management, Zeitschrift für den Energiemarkt >Handbuch IdEV@ Interessenverein der Energieverbraucher e.V.(IdEV), Handbuch, Grundlagen und Rahmenbedingungen, Preise, Preisvergleiche und Lieferverträge, Herausgeber: WEN Consulting GmbH, www.WEN-Berlin.de >VIK Statistik@ VIK Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e. V., Statistik der Energiewirtschaft, Ausgabe 2005 /EEX/ European Energy Exchange, Leipzig, http://www.eex.de/


65

/Fachreihe 17, R2/ Statistisches Bundesamt, Fachserie 17, R2, Erzeugerpreise ausgewählter Produkte /Praxishandbuch Energiebeschaffung/ Wolfgang Zander, Martin Riedel, Michael Kraus, Deutscher Wirtschaftsdienst, ständig aktualisierte Loseblattsammlung >VV II plus@ Verbändevereinbarung II plus, Kalkulationsgrundsätze zur Nutzung der Stromnetze, Anlage 3, April 2002 >ZfK@ Zeitung für kommunale Wirschaft, Energie, Wasser, Entsorgung, Nahverkehr: Wirtschaft, Recht und Technik

3. Energierechtliche Rahmenbedingungen

3.1 Definitionen und Überblick 3.1.1 EU-Recht

Die Mitgliedsstaaten der Europäischen Union (EU) sind in Bezug auf ihre Energiepolitik nicht mehr völlig unabhängig. Die wichtigsten energiepolitischen Rahmenbedingungen werden zunehmend durch die Union festgelegt. Das EU-Recht ist ein unabhängiges Rechtssystem, das Vorrang vor den einzelstaatlichen Rechtsvorschriften hat. Die Mitgliedsstaaten müssen ihre energiepolitische Gesetzgebung in diesem vorgegebenen Rahmen gestalten. Zielrichtung der Energiepolitik innerhalb der Europäischen Union ist im Wesentlichen eine kostengünstige, sichere und umweltschonende Energieversorgung und ein fairer Wettbewerb auf dem Energiemarkt. In den Verträgen zur Gründung der Europäischen Gemeinschaft (Primärrecht – primary legislation) sind folgende Rechtsakte (Sekundärrecht secondary legislation) vorgesehen >EU-Recht@: x x

x

x

Verordnungen (Regulations): Sie sind unmittelbar gültig und in allen EU-Mitgliedsstaaten rechtlich verbindlich, ohne dass es nationaler Umsetzungsmaßnahmen bedarf. Richtlinien (Directives): Sie binden die Mitgliedsstaaten im Hinblick auf die innerhalb bestimmter Fristen zu erreichenden Ziele; sie überlassen den nationalen Behörden jedoch die Wahl der Mittel, mit denen diese Ziele erreicht werden sollen. Richtlinien müssen entsprechend den einzelstaatlichen Verfahren in nationales Recht umgesetzt werden. Entscheidungen und Beschlüsse (decisions): Sie sind für die Empfänger rechtlich verbindlich. Sie bedürfen daher keiner nationalen Umsetzungsmaßnahmen. Entscheidungen können an Mitgliedsstaaten, Unternehmen oder Einzelpersonen gerichtet sein. Empfehlungen und Stellungnahmen (recommendations and opinions): Sie sind nicht verbindlich.

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3 Energierechtliche Rahmenbedingungen

Die Europäische Kommission (European Commission) hat das alleinige Recht, Vorschläge für Rechtsakte zu entwerfen und den beiden Beschlussorganen Parlament (the European Parlament) und dem Ministerrat (the Council of Ministers) zu unterbreiten. Im Folgenden ein zusammenfassender Überblick der wichtigsten EURechtsvorschriften für die Energiewirtschaft: x x x x x x

Zweite EU-Binnenmarktrichtlinie Elektrizität (Richtlinie 2003/54/EG) vom 26. Juni 2003 (ersetzt erste Richtlinie 96/92/EG). Zweite EU-Binnenmarktrichtlinie Erdgas (Richtlinie 2003/55/EG) vom 26. Juni 2003 (ersetzt erste Richtlinie 98/30/EG). EU-Erneuerbare Energien Richtlinie (Richtlinie 2001/77/EG). EU-Kraft-Wärme-Kopplungsrichtlinie- CHP Richtlinie (Richtlinie 2004/8/EG) vom 11. Februar 2004. EU-Emissionszertifikathandel-Richtlinie (Richtlinie 2003/87/EG) vom 13. Oktober 2003. EU-Richtlinie über Rahmenvorschriften zur Besteuerung von Energieerzeugnissen (Richtlinie 2003/96/EG) vom 27. Oktober 2003.

3.1.2 Deutsches Recht

Die vorgenannten EU-Richtlinien geben den EU-Einzelstaaten und damit auch der Bundesrepublik Deutschland den Rahmen für ihre nationale Energiegesetzgebung vor. In Hinblick auf die Energiewirtschaft sind bei der deutschen Gesetzgebung folgende drei Ebenen zu unterscheiden: x

x

Ein Gesetz wird in i.d.R. in allgemeiner Form verfasst und gibt den Rahmen für möglichst viele Einzelfälle. Deswegen enthält ein Gesetz oft rechtliche Bestimmungen, für deren Umsetzung besondere Ausführungsrichtlinien notwendig sind. Gesetze werden durch den Bundestag beschlossen. Sie bedürfen, falls sie Länderinteressen betreffen, auch der Zustimmung des Bundesrates (Beispiel: Bundesimmissionsschutzgesetz „BImSchG“). In der Regel werden Details in Hinblick auf die Umsetzung eines Gesetzes nicht im Gesetz selbst, sondern in einer oder in mehreren Rechtsverordnungen (V) festgelegt. Verordnungen erlassen das zuständige Ministerium oder die Bundesbehörde mit entsprechender fachlicher Kompetenz. Sie bedürfen zwingend einer gesetzlichen Ermächtigung. Zweck und Umfang der Ermächtigung sind im Gesetz festgelegt (Beispiel: Im BImSchG ist generell von schädlichen Auswirkungen auf die Umwelt die Rede. Grenzwerte für Schadstoffim-

3.2 Der deutsche energierechtliche Rahmen

x

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missionen und -emissionen werden aber in Verordnungen festgelegt, z.B. 13. BImSchV für Großfeuerungsanlagen). In einer Technischen Anleitung (TA) werden ähnlich wie bei einer Verordnung Ausführungsrichtlinien festgelegt. Der rechtliche Status einer technischen Anleitung liegt jedoch unterhalb derjenigen einer Verordnung (Beispiel: TA-Luft, TA-Lärm setzen Grenzwerte für Schadstoff- bzw. Lärmemissionen).

3.1.3 Internationale Abkommen

In Zusammenhang mit der Thematik dieses Buches ist vor allem das Kyoto-Protokol zum Klimaschutz für die Deutsche Energiewirtschaft von Bedeutung.

3.2

Der deutsche energierechtliche Rahmen

Eine Übersicht der wichtigsten Bestimmungen und gesetzlichen Richtlinien wird in den folgenden Abschnitten gegeben. Sie sind in gekürzter Form kurz für Nicht-Juristen verfasst. Ziel ist es, das unbedingt notwendige Wissen an Mitarbeiter von Unternehmen und Institutionen, die sich mit energiewirtschaftlichen Aufgaben befassen, zu vermitteln. Sowohl aufgrund der vereinfachten Darstellung als auch aufgrund sich fortlaufend vollziehender Anpassungen auch nach Redaktionsschluss dieses Buches, haben nachfolgende Abschnitte zum gesetzlichen Rahmen keinerlei verbindlichen Charakter. Stets aktuelle Informationen und eine Kommentierung der aktuellen Lage der Gesetzgebung sowie relevante Gerichtsurteile sind u.a. in der Zeitschrift Energie & Management >E&M@, Zeitung für kommunale Wirtschaft >ZfK@ sowie im >Praxishandbuchbuch Energiebeschaffung@ zu finden. 3.2.1 Energiewirtschaftsrecht

3.2.1.1 Historischer Hintergrund

Durch das erste Gesetz zur Neuregelung der Energiewirtschaftsrechts vom 24. April 1998 wurde in Artikel 1 das „Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz - EnWG)“ beschlossen. Mit diesem Gesetz wurde die EU-Richtlinie (96/92/EG) in nationales Recht umgesetzt und die Liberalisierung der Energiemärkte eingeleitet. Dadurch

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wurden wesentliche Fortschritte in Richtung Liberalisierung, insbesondere im Strommarkt, erzielt. Allerdings war die Geschwindigkeit der Umsetzung nicht in allen Bereichen zufriedenstellend und die EU hat aus diesem Grund die sogenannte Beschleunigungsrichtlinie (Richtlinie 2003/54/EG) erlassen. Diese wurde in Deutschland durch das „Zweite Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts“ vom 7. Juli 2005 in nationales Recht umgesetzt. Kernstücke des neuen Gesetzes sind das im Artikel 1 beschlossene „Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz - EnWG)“ und im Artikel 2 das „Gesetz über die Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas und Telekommunikation, Post und Eisenbahn, Bundesnetzagentur -BNetzA“. 3.2.1.2 Das Energiewirtschaftsgesetz

Das Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz - EnWG) umfasst 10 Teile mit insgesamt 118 Paragraphen. Auf der Basis des EnWG wurden außerdem zum 25. Juli 2005 folgende Rechtverordnungen erlassen: x x x x

Verordnung über den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen (Stromnetzzugangsverordnung - StromNZV). Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu den Elektrizitätsversorgungsnetzen ( StromNEV). Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen (Gasnetzzugangsverordnung - GasNZV) Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Gasversorgungsnetzen (Gasnetzentgeltverordnung - GasNEV).

Nachstehend wird eine Übersicht der wichtigsten Neuerungen im neuen EnWG wiedergegeben: x x

x

Vertikal integrierte Unternehmen mit mehr als 100.000 Kunden müssen die Bereiche Erzeugung, Netzbetrieb und Vertrieb „gesellschaftsrechtlich, buchhalterisch, operationell und informationell“ entflechten. Die kostenorientiert ermittelten Netznutzungsentgelte bedürfen einer Vorab-Genehmigung durch die BNetzA bzw. durch die zuständige Landesbehörde. Bei der Genehmigung gilt ferner das Vergleichsprinzip mit Entgelten von Unternehmen mit ähnlicher Struktur. Die BNetzA soll ein Modell zur Anreizregulierung einführen, welches das derzeit geltende kostenorientierte Modell zur Entgeltermittlung ersetzen soll. Dieses wird Entgelt- bzw. Erlösobergrenzen unter Berücksichtigung von Vorgaben zur Effizienzerhöhung beinhalten.


x

x

x

x

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Für den Zugang zu Gastransportnetzen wird das Entry-Exit-Modell eingeführt. Netzbetreiber werden zur Zusammenarbeit verpflichtet, um den Gastransport nach dem „Zwei-Vertrags-Prinzip“ zwischen Kunden und Netzbetreiber(n) zu ermöglichen. Bei der kostenorientierten Netzgeltermittlung gilt das Prinzip der Abschreibung nach dem Tagesneuwert nur für bereits vor dem 1.1.2006 bestehende Altanlagen (§ 6 StromNEV). Für Neuanlagen erfolgt die Abschreibung nach den tatsächlichen historischen Anschaffungswerten. Bei Großkunden mit einem Jahresverbrauch von mehr als 10 GWh und einer Benutzungsstundenzahl von mindestens 7.500 h/a darf ein individuelles Entgelt verhandelt werden, das nicht niedriger als 50% der veröffentlichten Entgelte sein darf (§ 19 StromNEV). Für Netzbetreiber mit weniger als 100.000 Kunden gelten eine Reihe von Ausnahmen hinsichtlich Entflechtung, Informationspflicht etc.

Im folgenden werden die in Zusammenhang mit der Thematik dieses Buches wichtigsten Regelungen des EnWG in zusammengefasster Form wiedergegeben und kommentiert. Teil 1 (§ 1 bis § 5) legt den Zweck des Gesetzes fest und enthält Begriffsbestimmungen. Ziel des Gesetzes ist eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltfreundliche leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Strom und Gas, ferner die Umsetzung und Durchführung der sogenannten >EU-Beschleunigungsrichtlinie@. Teil 2 – Entflechtung (§ 6 bis § 10): Vertikal integrierte Energieversorgungsunternehmen (EVU) sind zur Gewährleistung von Transparenz sowie diskriminierungsfreier Ausgestaltung und Abwicklung des Netzbetriebes verpflichtet. Um dieses Ziel zu erreichen, müssen sie die Tätigkeitsbereiche Erzeugung, Netzbetrieb, und Vertrieb entflechten. Vor allem muss die Unabhängigkeit des Netzbetriebs von den anderen Tätigkeiten sichergestellt werden (§ 6). Vertikal integrierte EVU müssen sicherstellen, dass Netzbetreiber hinsichtlich ihrer Rechtsform unabhängig von anderen Tätigkeitsbereichen der Energieversorgung sind (rechtliche Entflechtung -§ 7). Es muss gewährleistet werden, dass die Netzbetreiber tatsächliche Entscheidungsbefugnisse in Bezug auf die für Betrieb, Wartung und Ausbau des Netzes erforderlichen Vermögenswerte des vertikal integrierten Unternehmens besitzen und diese unabhängig von der Leitung und den anderen betrieblichen Einrichtungen des vertikal integrierten EVU ausüben können (operationelle Entflechtung -§ 8).

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Die Netzbetreiber müssen Informationen, die sie im Rahmen ihrer Tätigkeit erlangen, vertraulich behandeln – § 9 (d.h. sie dürfen z.B. keine Informationen über Anschlussnehmer an den Vertrieb weitergeben). Zur Vermeidung von Diskriminierung und Quersubventionierung sind die Unternehmensbereiche vertikal integrierter EVU zur getrennten Buchführung verpflichtet (§ 10). Vertikal integrierte EVU mit weniger als 100.000 Kunden sind von der Verpflichtung für eine rechtliche und operationelle Entflechtung befreit. Teil 3 – Regelungen zum Netzbetrieb: (§ 11 bis § 35). In diesem Teil werden Aufgaben und Systemverantwortung der Betreiber von Versorgungsnetzen in Bezug auf einem sicheren, zuverlässigen, leistungsfähigen und diskriminierungsfreien Betrieb der Versorgungsnetze festgelegt. Betreiber von Stromnetzen (§ 12 bis § 14) müssen für einen störungsfreien Betrieb der Netze sorgen und Störungen und kurzfristige Netzengpässe durch geeignete Maßnahmen beseitigen. Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) sind für die Frequenz- und Spannungsstabilität in ihrer Regelzone verantwortlich (praktische Durchführung siehe Abschnitt 9.1.4). Unter anderem sind Netzbetreiber verpflichtet, eine Schwachstellenanalyse zu erstellen und der Regulierungsbehörde jährlich über den Netzzustand sowie die Netzausbauplanung und das Ergebnis der Schwachstellenanalyse zu berichten (Ausnahmen für Verteilnetzbetreiber (VNB) mit weniger als 10.000 Kunden). Betreiber von Gas-Fernleitungsnetzen (§ 15 Abs. 1) haben den Gastransport durch ihr Netz unter Berücksichtigung der Verbindungen zu anderen Netzen zu regeln (Zusammenarbeitsgebot) und mit der Bereitstellung und dem Betrieb ihrer Fernleitungsnetze zu einem sicheren und zuverlässigen Betrieb im nationalen und internationalen Verbund beizutragen. Um einen sicheren und effizienten Betrieb zu gewährleisten, müssen sie ferner notwendige Informationen über Speicher- und LNG-Anlagen Betreibern von Netzen, mit denen sie verbunden sind, zur Verfügung stellen. Sie sind dazu verpflichtet (§ 16), die Gefährdung des Netzbetriebes oder Störungen durch netzbezogene und marktbezogene Maßnahmen (z.B. Abschaltungen und Einsatz von Speichern) zu beseitigen. Betreiber von Fernleitungsnetzen haben jährlich eine Schwachstellenanalyse ihrer Netze zu erstellen (Betreiber von Verteilnetzen nur nach Aufforderung), erforderliche Maßnahmen durchzuführen und der Regulierungsbehörde auf Anforderung zu berichten. Netzanschluss: Es besteht generell Anschlusspflicht zu technischen und wirtschaftlichen Bedingungen, die angemessen und diskriminierungsfrei und nicht ungünstiger sind als bei vergleichbaren Fällen bei anderen EVU oder bei verbundenen Unternehmen. Eine Verweigerung ist nur möglich,


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wenn der Anschluss aus wirtschaftlichen Gründen unzumutbar ist. Betreiber von Netzen der Allgemeinen Versorgung in Gemeindegebieten haben die Allgemeinen Bedingungen für den Netzanschluss von Letztverbrauchern im Niederspannungs- oder Niederdrucknetz zu veröffentlichen (§17). Zugang zu Energieversorgungsnetzen: Betreiber von Energieversorgungsnetzen haben jedermann nach sachlich gerechtfertigten Kriterien diskriminierungsfreien Netzzugang zu gewähren sowie die Bedingungen, einschließlich Musterverträge, und Entgelte für den Netzzugang im Internet zu veröffentlichen (§ 20 Abs.1). Betreiber von Gasversorgungsnetzen (§ 20 Abs. 1b) müssen Einspeise- und Ausspeisekapazitäten anbieten (Entry-Exit Modell), die den Netzzugang ohne die Festlegung eines transaktionsabhängigen Transportpfades ermöglichen und unabhängig von einander nutzbar sind. Zur Abwicklung des Gastransports ist ein Einspeisevertrag mit dem Netzbetreiber, in dessen Netz die Einspeisung erfolgen soll, und ein Ausspeisevertrag mit dem Netzbetreiber, aus dessen Netz die Entnahme von Gas erfolgen soll, notwendig. Betreiber von Gasversorgungsnetzen sind zur Zusammenarbeit untereinander verpflichtet, um die Abwicklung des Transports des Kunden über mehrere durch Netzkuppelstellen miteinander verbundene Netze mit nur einem Einspeise- und einem Ausspeisevertrag zu ermöglichen. Entgelte für den Netzzugang: Die Entgelte müssen den Kosten (§ 21) eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen. Bis zur Einführung der Anreizregulierung bedürfen kostenorientiert ermittelte Entgelte einer Vorabgenehmigung (§ 23a Abs. 1); sie ist mindestens sechs Monate vor dem Zeitpunkt, an dem die Entgelte wirksam werden sollen, schriftlich zu beantragen (Abs.3). Die Genehmigung obliegt i.d.R. der Landesregulierungsbehörde (§ 54 Abs. 2 Nr. 1). Anreizregulierung: Die Regulierungsbehörde soll ein Modell für eine Anreizregulierung (§ 21a) entwickeln, welche die kostenorientierte Entgeltermittlung ersetzen soll. Diese soll Obergrenzen für die Höhe der Entgelte oder der Gesamterlöse aus Netznutzungsentgelten für eine Regulierungsperiode, unter Berücksichtigung von Effizienzvorgaben, beinhalten. Der Zeitpunkt der Einführung der Entgeltermittlung durch Anreizregulierung soll durch Rechtsverordnung bestimmt werden. Diese soll einerseits kostengünstigen Netzbetreibern die Möglichkeit für höhere Gewinne bieten, andererseits weniger effiziente Netzbetreiber zu höherer Effizienz zwingen. Teil 4 – Energielieferung an Letztverbraucher (§ 36 bis § 42): Haushaltkunden und Kunden mit einem Jahresverbrauch von weniger als 10.000 kWh pro Jahr haben Anspruch auf Grundversorgung gilt für Strom

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und Gas). Energieversorgungsunternehmen, welche die Grundversorgung in ihrem Netzgebiet durchführen (§ 36 Abs. 1), müssen Allgemeine Bedingungen und Allgemeine Preise für die Versorgung in Niederspannung oder in Niederdruck öffentlich bekannt geben und im Internet veröffentlichen. Grundversorger ist jeweils das Energieversorgungsunternehmen, das die meisten Haushaltskunden im Netzgebiet versorgt (§ 36 Abs. 2). Netzbetreiber sind verpflichtet, alle drei Jahre, jeweils zum 1. Juli, den Grundversorger für die nächsten drei Jahre zu bestimmen und der zuständigen Behörde mitzuteilen. Stromkennzeichnung: Elektrizitätsversorgungsunternehmen sind verpflichtet, in ihren Rechnungen und ihrem Werbematerial Informationen zum Energieträgermix (§ 42) ihres Stromes (Kernenergie, fossil, erneuerbare und sonstige Energieträger) sowie Umweltauswirkungen, die auf den Energieträgermix resultieren, anzugeben. 3.2.2 Energiesteuergesetze

3.2.2.1 Historischer Hintergrund

Zum besseren Verständnis der Mineralölbesteuerung kann ein Rückblick in die Historie des Gesetzes ab dem Jahr 1992 hilfreich sein. Am 29. Dezember 1992 wurde im Bundesgesetzblatt eine Neufassung des Mineralölsteuergesetzes (MinölStG) veröffentlicht. Der Mineralölsteuer unterlagen nach diesem Gesetz Mineralöle sowie Erdgas und Flüssiggase; Kohle wurde nicht besteuert. Die Steuersätze sind je nach Art und Verwendungszweck (Kraftstoff, Heizenergie, Stromerzeugung) unterschiedlich. Im allgemeinen kann zwischen dem Regelsatz und dem reduzierten Satz unterschieden werden. Der Regelsatz galt für Kraftstoffe (Benzin, Diesel, Erdgas) sowie für die Stromerzeugung außerhalb der Spitzenlast. Für die meisten energetischen Anwendungen wie Heizen, gekoppelte Erzeugung von Strom und Wärme sowie Spitzenlaststromerzeugung galten reduzierte Sätze. Der reduzierte Satz für die gekoppelte Erzeugung von Strom und Wärme war dann anwendbar, wenn der Gesamtwirkungsgrad über 60% lag. Das gilt praktisch für alle KWK-Anwendungen. Der reduzierte Satz für Spitzenstromerzeugung galt für eine Benutzungsdauer von weniger als 1.200 Vollbenutzungsstunden pro Jahr. Für den Fall, dass reduzierte Sätze anwendbar waren, war eine Genehmigung des Hauptzollamtes erforderlich. Die ökologische Steuerreform wurde als eine Ergänzung zum Mineralölsteuergesetz mit gleichzeitiger Einführung des Stromsteuergesetzes


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(StromStG) und mit Steuerentlastungen für das produzierende Gewerbe sowie die Land- und Forstwirtschaft und für die ökologische Energieerzeugung am 1. April 1999 eingeführt. Sie ist in drei Stufen in Kraft getreten: x x x

Gesetz zum Einstieg in die ökologische Steuerreform vom 24.März 1999 Gesetz zur Fortführung der ökologischen Steuerreform vom 16.Dezember 1999 Gesetz zur Fortentwicklung der ökologischen Steuerreform vom 23.Dezember 2002

Die Ökosteuer ist quasi ein Zuschlag zur Mineralölsteuer. Die Einnahmen aus der Ökosteuer fließen, wie alle Steuereinnahmen, dem Staat zur Finanzierung seiner Aufgaben zu. Die Einführung der Ökosteuer wurde damit begründet, dass sie zur Finanzierung einer vom Gesetz beabsichtigten Absenkung der Rentenversicherungsbeiträge dienen sollte. Mit der Einführung der Ökologischen Steuerreform wurde die Mineralölsteuer für die gekoppelte Strom- und Wärmeerzeugung (KWK) abgeschafft, KWK-Anlagen sind auch von der Ökosteuer befreit. Bedingung ist ein Energienutzungsgrad von mehr als 70%. KWK-Anlagen mit einer elektrischen Leistung bis 2 MW sind auch von der Stromsteuer befreit. GuD-Anlagen mit einem Wirkungsgrad von mehr als 57,5% im Kondensationsbetrieb sind für die ersten 5 Betriebsjahre von der Mineral- und Ökosteuer befreit, wenn sie vor dem 01. März 2006 in Betrieb genommen wurden. Für Unternehmen des produzierenden Gewerbes und für Gewächshäuser von landwirtschaftlichen Betrieben gilt seit dem 1. Januar 2003 ein ermäßigter Steuersatz auf den Ökoanteil der Steuer von 60% des Regelsatzes. Bis zu diesem Zeitpunkt betrug der reduzierte Satz für das produzierende Gewerbe lediglich 20%. Die ermäßigten Steuersätze bzw. die Befreiung von der Steuer werden allerdings nicht automatisch gewährt. Vielmehr wird die Steuer auf Antrag erlassen, erstattet oder vergütet. Der Antrag wird beim jeweils zuständigen Hauptzollamt gestellt. 3.2.2.2 Neuregelung der Besteuerung von Energieerzeugnissen

Zur Umsetzung der EU-Energierichtlinie (Richtlinie 2003/96 EG vom 27. Oktober 2003) war eine grundlegende Neugestaltung des Mineralölsteuergesetzes notwendig. Die Schwerpunkte der Umsetzung sind vor allem:

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x x x x


Erweiterung der Liste der zu besteuernden Energieträger. Damit werden auch Steinkohle, Braunkohle und Koks vom neuen Gesetz erfasst. Steuerbefreiung von Energieerzeugnissen, die zur Stromerzeugung verwendet werden. Änderung der Steuerbegünstigung der Kraft-Wärme-Kopplung. Einstieg in die Besteuerung von Biokraftstoffen.

Die Gesetzesnovelle des Energiesteuergesetzes vom 15. Juli 2006 ist zum 1. August 2006 in Kraft getreten. Das neue Gesetz hat den Titel: Gesetz zur Neuregelung der Besteuerung von Energieerzeugnissen und zur Änderung des Stromsteuergesetzes Artikel 1 des Gesetzes beinhaltet das „Energiesteuergesetz - EnergieStG“, und Artikel 2 die „Änderung des Stromsteuergesetzes“. Die wichtigsten Regelungen werden nachstehend zusammengefasst dargestellt. Der Steuertarif für alle Energieerzeugnisse, die das Gesetz erfasst, ist in § 2 aufgelistet. Die Steuertarife bleiben im neuen Gesetz unverändert, die Liste wurde aber erweitert, wie oben erwähnt. Im Zusammenhang mit dem Inhalt dieses Buches sind in erster Linie die Tarife für das Verheizen von Brennstoffen wichtig -Tabelle 3.1. Tabelle 3.1: Steuertarife nach § 2 Abs. 3 des EnergieStG Steuertarife für Energieerzeugnisse zum Verheizen oder zum Antrieb von Gasturbinen und Verbrennungsmotoren in begünstigten Anlagen Energieerzeugnis Extra leichtes Heizöl

Einheit

Tarif €

1000 l

61,35

Schweres Heizöl

1.000 kg

25,00

Schmieröle und andere Öle

1.000 l

61,35

Erdgas u. gasförmige Kohlenwasserstoffe

MWhHo

5,50

Flüssiggase

1.000 kg

60,60

In der Tabelle wird vereinfachend die gängige Bezeichnung der Energieerzeugnisse angegeben. Verheizen im Sinne des Gesetzes ist das Verbrennen von Energieerzeugnissen zur Erzeugung von Wärme. Für Kohle und Petrokoks beträgt der Steuersatz 0,33 € / GJ Als begünstigte Anlagen werden nach §3 ortsfeste Anlagen definiert, deren mechanische Energie „ausschließlich“ der Stromerzeugung oder der gekoppelten Erzeugung von Kraft und Wärme oder dem leitungsgebundenen Gastransport und der Gasspeicherung dient.


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Die Steuerentlastung im Sinne des § 45 des Gesetzes umfasst den Erlass, die Erstattung und die Vergütung einer entstandenen Steuer. Von den insgesamt 15 Fällen, für welche eine Steuerentlastung gewährt wird, werden nachstehend die Fälle, die in Bezug auf die Thematik dieses Buches besonders relevant sind, erläutert. Steuerentlastung bei Stromerzeugung und Kraft-Wärme-Kopplung: Gemäß § 53 Abs 1 und Abs. 2 erfolgt eine Steuerbefreiung für Kohle, Petrokoks, Heizöl, Erd- und Flüssiggas, sofern diese Brennstoffe in ortsfesten Anlagen zur Stromerzeugung oder zur gekoppelten Erzeugung von Kraft und Wärme eingesetzt werden. Im ersten Fall der reinen Stromerzeugung gilt die Steuerbefreiung nur für Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung von mehr als 2 MW. Für reine Stromerzeugungsanlagen mit einer elektrischen Nennleistung von weniger als 2 MW ist der Brennstoff zu versteuern (dafür sind sie jedoch von der Stromsteuer befreit, siehe Abschnitt 3.2.2.3). Dieser Sachverhalt wird in folgender Tabelle nochmals verdeutlicht: Tabelle 3.2: Steuerentlastung bei Stromerzeugung und KWK Anwendungszweck Reine Stromerzeugung Kraft-Wärme-Kopplung

El. Nennleistung kleiner als 2 MW Nur Brennstoffsteuer Weder Brennstoff- noch Stromsteuer

El. Nennleistung größer als 2 MW Nur Stromsteuer Nur Stromsteuer

Bei Kraft-Wärme-Kopplung ist ein Jahres- oder Monatswirkungsgrad von mindestens 70% Voraussetzung für die Steuerbefreiung. Das gilt auch für Anlagen mit weniger als 2 MW elektrischer Nennleistung. Die Befreiung wird nur für den Monat oder das Jahr gewährt, in dem dieser Wirkungsgrad erreicht worden ist. Wenn die in der Anlage erzeugte mechanische Energie neben der Stromerzeugung auch anderen Zwecken dient, wird die Steuerentlastung nur für den auf die Stromerzeugung anfallenden Anteil gewährt. (Der Strom aus diesen Anlagen unterliegt jedoch der Stromsteuer, siehe Abschnitt 3.2.2.3). Steuerentlastung für Unternehmen des produzierenden Gewerbes. Gemäß §54 Abs. 1 und Abs. 2 wird Steuerentlastung für Unternehmen des produzierenden Gewerbes oder für Unternehmen der Land- und Forstwirtschaft. Sofern die Steuer den Betrag von 205 €/a übersteigt, beträgt die Steuerbefreiung gewährt:

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x x x


8,18 € für 1.000 l Schweröle gemäß § 2 Abs.3 Nr. 1 oder Nr. 3 (Heizöl L und Schmieröle, die zum Verheizen oder zur Stromerzeugung eingesetzt werden). 1,464 € für 1 MWh Erdgas oder gasförmige Kohlenwasserstoffe. 14,02 € für 1.000 l Flüssiggase.

Anmerkung: Die Steuerentlastung entspricht 40% bezogen auf den ÖkoAnteil des Mineralölsteuertarifs wie beim alten Gesetz. Steuerentlastung für Unternehmen in Sonderfällen § 55 (Spitzenausgleich).Für stromintensive Betriebe wurde im alten Gesetz eine besondere Regelung, der sogenannte Spitzenausgleich, eingeführt. Dies hat folgenden Hintergrund: Die Einführung der Ökosteuer wurde damit begründet, dass sie zur Finanzierung einer vom Gesetz beabsichtigten Absenkung der Rentenversicherungsbeiträge dienen sollte. Der Rentenbeitrag lag vor der Einführung der Reform bei 20,3% und danach, im Jahr 2004, bei 19,5%. Davon wird die Hälfte vom Arbeitgeber bezahlt. Damit beträgt der Vorteil für den Arbeitgeber 0,4%. Wenn nun bei energieintensiven Betrieben, die in der Regel wenige Arbeitnehmer haben, die „Ökosteuer- plus Stromsteuerzahlung“ höher ausfällt als die Reduzierung der Beiträge für die Rentenversicherung, werden 95% der Differenz zwischen Ökosteuerzahlung und den geleisteten Beiträgen für die Rentenversicherung erstattet. Diese Regelung wird in § 55 des neuen Gesetzes Abs. 2 und Abs. 3 quasi unverändert übernommen. Die Ökosteueranteile im Mineralölsteuertarif sind: x x x

20,45 € für 1.000 l Schweröle (Heizöl L, Schmieröle) 3,66 € für 1 MWh Erdgas oder andere gasförmige Kohlenwasserstoffe 35,04 € für 1.000 l Flüssiggase

Davon können auf Antrag 95% vermindert um 512,50 € und den sich aus § 54 ergebenden Entlastungsbetrag erstattet werden. Nachstehendes Beispiel 3.1 zeigt eine Beispielrechnung hierzu für einen energieintensiven und einen personalintensiven Betrieb aus dem produzierenden Gewerbe. Daraus wird deutlich, dass während der energieintensive Betrieb den Großteil der Steuerschuld erstattet bekommt, muss der personalintensive Betrieb die gesamte Steuerschuld tragen. Zu beachten dabei ist, dass der Spitzenausgleich nur für den Ökosteueranteil der Steuerschuld gilt; den Anteil der Mineralölsteuer müssen beide Betriebe in voller Höhe begleichen.


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Beispiel 3.1: Spitzenausgleich Position Eingangsdaten Erdgasverbrauch Stromverbrauch Anzahl Beschäftigte Durchschnittsverdienst Regelsatz, Erdgas (Ökosteuer) Regelsatz, Strom Reduzierter Satz, produzierendes Gewerbe Reduzierter Satz für Rentenbeiträge *) Spitzenausgleichrechnung Ökosteuer für Erdgas Ökosteuer für Strom Ökosteuerschuld ohne Spitzenausgleich Rentenzahlungsvorteil gegenüber 1998 *) Ökosteuerschuld über Rentenzahlungsvorteil Spitzenausgleich 95,0% Ökosteuerschuld nach Spitzenausgleich

Einheit

MWh in Ho MWh €/a € / MWhHo € / MWh % % € € € € € € €

Energie-

Personal-

intensiv

intensiv

200.000 80.000 800 37.500 3,66 20,5 60% 0,4%

20.000 5.000 800 37.500 3,66 20,5 60% 0,4%

439.200 984.000 1.423.200 120.000 1.303.200 1.238.040 185.160

43.920 61.500 105.420 120.000 - 14.580 105.420

*) = (20,3% - 19,5%) / 2 = 0,4%

3.2.2.3 Das Stromsteuergesetz

Mit der Einführung der ökologischen Steuerreform am 01.04.1999 trat gleichzeitig das Stromsteuergesetz (StromStG) in Kraft. Im Zuge der Neuregelung der Besteuerung von Energieerzeugnissen vom 15. Juli 2006 wurde auch das Stromsteuergesetz novelliert und ist zum 1. August 2006 in Kraft treten. Im Zusammenhang mit der Thematik dieses Buches sind folgende Regelungen besonders relevant; sie beziehen sich auf das neue Gesetz: Der Stromsteuertarif bleibt unverändert, gemäß § 3 beträgt die Stromsteuer 20,50 €/MWh Die Stromsteuer ist gemäß §5 Abs. 1 sowohl für Strom, der aus dem Netz entnommen wird als auch für zum Selbstverbrauch eigenerzeugten Strom fällig. Steuerschuldner ist im ersten Fall der Versorger und im zweiten Fall der Eigenerzeuger. Der Steuerschuldner hat für den Strom, für den die Steuer entstanden ist, eine Steuererklärung abzugeben – § 8 Abs. 1und darin die Steuer selbst zu berechnen. Steuerbefreiung: Von der Steuer ist gemäß § 9 u.a. befreit: 1. Strom aus erneuerbaren Energieträgern, wenn dieser aus einem Netz oder einer Leitung entnommen wird, die ausschließlich mit solchem Strom gespeist werden.

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2. Strom, der zur Stromererzeugung entnommen wird. 3. Strom, der in Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung von bis zu 2 MW erzeugt wird und der: a) vom Eigenerzeuger im räumlichen Zusammenhang zu der Anlage zum Selbstverbrauch entnommen wird oder b) von demjenigen, der die Anlage betreibt oder betreiben lässt, an Letztverbraucher geleitet wird, die den Strom im räumlichen Zusammenhang mit der Anlage entnehmen. 4. Strom von Notstromanlagen. Steuerermäßigung: Strom unterliegt einem ermäßigten Steuersatz – § 9 Abs. 3 – von 12,30 €/MWh (60% des Regelsatzes), wenn er von Unternehmen des Produzierenden Gewerbes oder Unternehmen der Land- und Forstwirtschaft für betriebliche Zwecke entnommen wird. Nachweislich versteuerter Strom wird erlassen oder vergütet – § 10 Abs. 1 – sofern die Steuer im Kalenderjahr den Betrag von 512,50 € übersteigt. Derjenige, der steuerbefreiten Strom (nach Abs. 2) oder -begünstigten Strom (nach Abs. 3) entnehmen will, bedarf der Erlaubnis. Spitzenausgleich: Erlassen, erstattet oder vergütet werden bis zu bis 95% der Steuer wie im Zusammenhang mit den Rentenversicherungsbeiträgen, siehe Abschnitt 3.2.2.2 – Spitzenausgleich, erläutert wurde. 3.2.3 Gesetze zur Kraft-Wärme-Kopplung

Zu Beginn der Liberalisierung des Strommarktes im Jahr 1998 sind die Strompreise drastisch gefallen. Der in abgeschriebenen Großkraftwerken der Stromwirtschaft produzierte Strom wurde praktisch zu Grenzkosten auf dem Markt angeboten. Dadurch wurde die Wirtschaftlichkeit vorhandener, meist kleiner, Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen stark beeinträchtigt, sodass einige Betreiber ihre Anlagen abschalten mussten und der Ausbau neuer Anlagen zum Stillstand kam. Als Reaktion auf diese Entwicklung hat die Bundesregierung das erste KWK-Gesetz (Gesetz zum Schutz der Stromerzeugung aus Kraft-Wärme-Kopplung – Kraft-Wärme-KopplungsGesetz KWK-G) verabschiedet. Dieses ist am 18.05.2000 mit einer Laufzeit bis maximal Ende 2004 in Kraft getreten und hatte das Ziel, diese energieeffiziente und umweltfreundliche Technologie für eine Übergangsperiode zu schützen. Das Gesetz schrieb eine Abnahmepflicht und eine Mindestvergütung für KWKStrom durch die Netzbetreiber vor. Die Mindestvergütung war degressiv


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gestaltet, beginnend mit 9 Pf/kWh in 2000 und einer Reduzierung um 0,5 Pf/kWh in den nachfolgenden Jahren. Das Gesetz war von Anfang an eine provisorische Regelung und wurde durch das zweite KWK-Gesetz: „Gesetz zur Erhaltung, Modernisierung und zum Ausbau der KraftWärme-Kopplung - KWK Mod G“ abgelöst, welches am 1.4.2002 in Kraft trat und eine Laufzeit bis Ende 2010 hat. Zweck des Gesetzes ist es, durch verstärkte Nutzung der Kraft-WärmeKopplung eine Minderung der Kohlendioxidemissionen um bis zu 23 Mio. Tonnen bis 2010 im Vergleich zu 1998 zu erzielen (§1). Das Gesetz ist für alle KWK-Anlagen anwendbar – nicht nur für Anlagen von Energieversorgungsunternehmen – mit Ausnahme derer, die durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz gefördert werden. Förderfähig sind nach § 5 folgende Kategorien von KWK-Anlagen: x x

x

x x x

Alte Bestandsanlagen, die bis zum 31.Dezember 1989 in Dauerbetrieb genommen wurden Neue Bestandsanlagen, die ab dem 1.Januar 1990 bis zum Inkrafttreten dieses Gesetzes in Dauerbetrieb genommen wurden, sowie alte Bestandsanlagen, wenn sie innerhalb dieses Zeitraums durch Maßnahmen zur Erhöhung ihrer Energieeffizienz modernisiert wurden und die Kosten hierfür mindestens 50% der Kosten für eine Neuerrichtung der gesamten Anlage betrugen. Modernisierte Anlagen sind alte Bestandsanlagen, die modernisiert oder durch eine neue Anlage ersetzt wurden und nach Inkrafttreten dieses Gesetzes, jedoch vor dem 31.Dezember 2005, in Dauerbetrieb genommen wurden. Die Kosten für die Modernisierung müssen ebenfalls mindestens 50% einer Neueinrichtung betragen. Der Anspruch auf Förderung gilt ferner, soweit KWK-Strom nicht auf einer Erhöhung des Wärmeanschlusswertes des angeschlossenen Netzes beruht. Kleine KWK-Anlagen mit einer elektrischen Leistung von weniger als 2 MW, die nach Inkrafttreten des Gesetzes in Dauerbetrieb genommen wurden, sofern sie nicht eine bestehende KWK-Anlage verdrängen. Neue Brennstoffzellenanlagen, Inbetriebnahme ab den 01.04.2002 Neue Klein-KWK-Anlagen bis zu einer elektrischen Leistung von 50 kW, Inbetriebnahme zwischen 01.04.2002 und 31.12.2005.

Voraussetzung für den Anspruch auf Förderung ist eine Zulassung als KWK-Anlage – § 6 – nach den Richtlinien des Arbeitsblattes FW 308 der Arbeitsgemeinschaft Fernwärme >Arbeitsblatt FW 308@.

82


Nach § 4, KWK Mod G sind Netzbetreiber verpflichtet, die KWKAnlagen an ihr Netz anzuschließen, den in diesen Anlagen erzeugten KWK-Strom abzunehmen und zu vergüten. Die Vergütung des aufgenommenen Stromes durch den Netzbetreiber setzt sich zusammen: x x x

aus dem zwischen Netzbetreiber und Betreiber der KWK-Anlage vereinbarten Preis, oder wenn keine Vereinbarung zustande kommt, dem „üblichen Preis“. Einem Zuschlag gemäß § 7 des Gesetzes dem vermiedenen Netznutzungsentgelt

Als üblicher Preis gilt der durchschnittliche Preis für Baseload-Strom an der Strombörse EEX in Leipzig des jeweils vorangegangenen Quartals. Die Preise sind der Internetseite der EEX zu entnehmen und variieren von Quartal zu Quartal stark. Die Zuschläge für KWK-Strom nach § 7 des Gesetzes sind in der folgenden Tabelle 3.3 zusammengestellt. Hervorzuheben ist dabei, dass der Zuschlag nur für den in das Netz der Allgemeinen Versorgung eingespeisten Strom gewährt wird und nicht für selbstgenutzten Strom. Der eingespeiste Strom bedarf nach § 8 KWK Mod G außerdem eines Nachweises der Zertifizierung als KWK-Strom nach den Bestimmungen des bereits erwähnten Arbeitsblattes FW 308. Tabelle 3.3: Zuschläge für den eingespeisten KWK-Strom Art der Anlage

KWK-Fördersätze in ct/kWh Jahr 2002

Alte Bestandsanlagen Neue Bestandsanlagen Modernisierte Anlagen Klein KWKAnlagen bis 2 MW Brennstoffzellen Klein-HKW bis 50 kW

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

1,53

1,53

1,38

1,38

0,97

-

-

-

-

1,53

1,53

1,38

1,38

1,23

1,23

0,82

0,56

-

1,74

1,74

1,74

1,69

1,69

1,64

1,64

1,59

1,59

2,56

2,56

2,40

2,40

2,25

2,25

2,10

2,10

1,94

5,11 für 10 Jahre nach Inbetriebnahme

Darüber hinaus erhalten KWK-Anlagen als dezentrale Erzeugungsanlagen ein Entgelt für den durch die jeweilige Einspeisung vermiedenen Netznutzungsentgelten vom Netzbetreiber. Ausgeschlossen von der Zahlung sind Anlagen, die nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz gefördert


83

werden. Der Netzbetreiber ist außerdem verpflichtet, KWK-Strom durchzuleiten, wenn der Betreiber der KWK-Anlage einen Dritten benennt, der bereit ist, diesen Strom zu kaufen. In § 9 des Gesetzes wird der sogenannte Belastungsausgleich geregelt. Dies erfolgt in 4 Stufen: 1. Netzbetreiber, die im Kalenderjahr Zuschlagszahlungen an KWKAnlagen geleistet haben, geben die Kosten an den jeweils zuständigen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) weiter. 2. Die ÜNB gleichen die ungleichen Belastungen auf Basis der Letztverbraucherstruktur untereinander aus (horizontaler Ausgleich). 3. Anschließend legen die ÜNB die Kosten auf die nachgelagerten Netzbetreiber als Bestandteil des Netznutzungsentgeltes um (vertikaler Ausgleich). 4. Die Netzbetreiber geben dann die Kosten an die Letztverbraucher nach einem vorgegebenen Umlageschlüssel weiter. Eine detaillierte Verfahrensbeschreibung hierzu ist in >VDN Verfahrensbeschreibung KWK-G@ zu finden. Bei der Umlage der Kosten aus den Zuschlagszahlungen durch die Netzbetreiber an die Letztverbraucher werden die folgenden drei Letztverbrauchergruppen unterschieden: x

x

x

Zur Letztverbrauchergruppe „A“ gehören alle Letztverbraucher bis zu einer jährlichen Abnahmemenge von 100.000 kWh je Abnahmestelle. Sie bezahlen den für jedes Jahr separat ermittelten KWKG-Zuschlag. Im Jahr 2005 betrug er 0,336 ct/kWh. Zur Letztverbrauchergruppe „B“ gehören alle Letztverbraucher, deren Jahresverbrauch an einer Abnahmestelle mehr als 100.000 kWh beträgt und die nicht der Gruppe C gehören. Sie zahlen für den Verbrauch über 100.000 kWh einen festgelegten Aufschlag von 0,05 ct/kWh. Zur Letztverbrauchergruppe „C“ gehören Unternehmen des produzierenden Gewerbes und des schienengebundenen Verkehrs, deren Stromkosten im vorangegangenen Jahr vier Prozent des Umsatzes überstiegen hat. Sie zahlen für den Verbrauch über 100.000 kWh pro Jahr den festgelegten Aufschlag von höchstens 0,025 ct/kWh.

Die jeweiligen Zuschläge nach dem KWK-G werden auf den Internetseiten der Netzbetreiber zusammen mit den Preisen für die Netznutzung angegeben.

84


3.2.4 Gesetze zur Förderung erneuerbarer Energien

3.2.4.1 Abnahmepflicht und Kostenwälzung

Die Schonung der knappen Ressourcen aus fossilen Energieträgern und der Umweltschutz ist ein wesentliches Ziel der europäischen und der deutschen Energiepolitik und soll u.a. auch durch einen forcierten Ausbau der Energieerzeugung aus erneuerbaren Energien erreicht werden. Mit der Einführung des Stromeinspeisegesetzes im Jahr 1990 hat die Bundesrepublik Deutschland mit der Förderung der erneuerbaren Energien ohne staatliche Beihilfen gestartet. Das Stromeinspeisegesetz wurde durch das „Gesetz für den Vorrang erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz – EEG)“ vom 29.3.2000 und der aktualisierten Fassung vom 21.07.2004 abgelöst. Das EEG, wie auch die vorangegangenen Gesetze, schreibt eine Abnahmepflicht – § 4 – und eine Mindestvergütungspflicht – § 5 Abs. 1 – für Strom aus erneuerbaren Energien durch die örtlichen Netzbetreiber vor. Für den abgenommenen Strom besteht anschließend eine Abnahmeund Vergütungspflicht, abzüglich vermiedener Netznutzungsentgelte, durch die überlagerten Übertragungsnetzbetreiber. Die Übertragungsnetzbetreiber ihrerseits sind nach § 14 EEG dazu verpflichtet, die unterschiedlichen, vergüteten Energiemengen und Vergütungszahlungen zu erfassen und untereinander auszugleichen. Schließlich sind Stromlieferanten, die Endkunden beliefern, dazu verpflichtet, von den Übertragungsnetzbetreibern Strommengen proportional zu ihrem Absatz abzunehmen und mit der beim Belastungsausgleich ermittelten bundesweiten Durchschnittsvergütung zu vergüten. Letztlich werden die Vergütungszahlungen auf die gesamte Strommenge umgelegt und an die Letztverbraucher weitergegeben. Auf diese Weise funktioniert das System ohne staatliche Beihilfen. Der Verband der Netzbetreiber VDN hat für seine Mitglieder eine eigene Richtlinie zur Umsetzung des Gesetzes, die >VDN - EEG - Verfahrensbeschreibung@, erarbeitet. Die Vorgehensweise ist in der Abb. 3.1 dargestellt. Erwähnenswert sind noch folgende Regelungen des EEG: Die Kosten des Anschlusses an das Netz sowie die Kosten für die Messeinrichtung trägt der Anlagenbetreiber – § 13 Abs 1. Die Kosten für eine eventuell notwendige Verstärkung des Netzes trägt der Netzbetreiber; er kann sie bei der Ermittlung der Netznutzungsentgelte geltend machen.


85

Strom aus mehreren Anlagen kann über eine gemeinsame Messeinrichtung abgerechnet werden – §12 Abs. 6 (Windenergie). Letztverbraucher, die ihren Strom nicht von einem EVU, sondern von einem Dritten beziehen, z.B. sich selbst über die Strombörse versorgen, stehen Elektrizitätsversorgungsunternehmen gleich – § 14, Abs 7. Mit anderen Worten, sie sind verpflichtet, ihre Pflichtquote von Strom aus erneuerbaren Energien vom Übertragungsnetzbetreiber abzunehmen und mit dem geltenden bundesweiten Durchschnittspreis zu vergüten.

Legende: avNB: aufnahme- und vergütungspflichtiger Netzbetreiber rÜNB: regelverantwortlicher Übertragungsnetzbetreiber vNNE: vermiedene Netznutzungsentgelte Quelle: VDN - EEG - Verfahrensbeschreibung

Abb. 3.1: Wälzmechanismus gemäß EEG-Belastungsausgleich

Dezentrale Stromerzeugungsanlagen sparen Netznutzungsentgelte (NNE) in den vorgelagerten Netzebenen ein. Darauf basierend hat der abnehmende Netzbetreiber die vermiedenen NNE an den Anlagenbetreiber zu vergüten. Von dieser Regelung sind aber Anlagen nach dem EEG ausgenommen. Das bedeutet, der Vorteil der vermiedenen NNE verbleibt beim abnehmenden Netzbetreiber. Dieser Vorteil wird bei der Kostenwälzung berücksichtigt – §5 Abs. 2 EEG – indem der Netzbetreiber vom Übertragungsnetzbetreiber eine um die NNE reduzierte Vergütung bekommt.

86


3.2.4.2 Vergütungsregeln für EEG-Strom

Vergütet wird gemäß § 5 bis § 11 Strom aus folgenden erneuerbaren Energien: Wasserkraft, Deponie-, Klär- und Grubengas, Biomasse, Geothermie, Windenergie, Solare Strahlungsenergie. Die Vergütungsregelung ist sehr komplex und an eine Reihe von Bedingungen geknüpft, die Anlagenbetreiber erfüllen müssen. Der Anlagenbetreiber hat auch seinen Anspruch auf Vergütung gegenüber dem Netzbetreiber nachzuweisen. Die Vergütung hängt von der Art der erneuerbaren Energie, der Größe der Anlage und dem Alter bzw. Zustand der Anlage (neu, modernisiert) ab. Die Tabelle 3.4 zeigt eine Übersicht der wichtigsten Mindestvergütungssätze nach dem derzeit geltenden EEG vom 21.07.2004: Tabelle 3.4: Vergütungssätze in ct/kWh nach EEG - Basisjahr 2004 Anteil Bemessungsleistung Art der erneuerbaren Energie

bis kleiner gleich

Degression

500 kW

5 MW

20 MW

500 kW

5 MW

20 MW

50 MW > 50 MW

7,67

6,65

-

-

-

9,67

6,65

-

-

7,67

6,65

9) 6,65

von

über

% pro Jahr

Wasserkraft Altanlagen,Inbetriebnahme bis 31.07.2004

1)

Neuanlagen, Inbetriebnahme ab dem 01.08.2004 Erneuert zw. 01.08.2004 und 31.12.2012

2)

3)

6,1

4,56

4)

4)

3,70

keine keine 4) 5)

1%, ab 2005

Gase Deponiegas, Klärgas Standardanlagen

7,67

Grubengas Standardanlagen

7,67 6)

Zuschlag für Besondere Anlagen Biomasse, gemäß Biomassenverordnung, Pinst max. 20 MWel ohne Altholz A III und A IV, ggf zuzüglich Zuschläge

7)

6,65

-

-

-

6,65

1,5%, ab 2005

2,0 ct/kWh auf obige Vergütungssätze

11,50 9,9

1,5%, ab 2005

keine

8)

und Altholz, bei Inbetriebnahme ab 30.06.2006

8,90

8,40

3,90

-

-

1,5%, ab 2005

-

-

1,5%, ab 2005

7,16

-

1%, ab 2010

9)

Geothermie

15,00

15,00

14,00 8,95

Windenergie Onshore-Anlagen mit mindestens 60% des Referenzertrages Offshore-Anlagen ab 3 Seemeilen von der Küstenlinie

8,70 ct/kWh für mindestens

10)

die ersten 5 Jahre

2%, ab 2005

5,50 ct/kWh Endvergütung

2%, ab 2005

9,10 ct/lkWh die ersten 12 Jahre, bei Inbetriebnahme bis 31.12.2010

2%, ab 2008

6,19 ct/lkWh Endvergütung, bei Inbetriebnahme ab 01.01.2011

2%, ab 2008

Anmerkung: Bemessungsleistung = Jahresarbeit in kWh dividiert durch die Betriebszeit in h im betreffenden Jahr 1) Vergütungsdauer 20 Jahre 2) Dauer der Vergütung: 30 Jahre plus Inbetriebnahmejahr 3) Erhöhung der el. Leistung um mindestens 15%, Vergütung nur der zusätzlichen Leistung, Dauer 15 Jahre Wenn Leistung der Anlage vor der Erneuerung kleiner 5 MW, erhält diese zusätzl. Vergütung für diesen Leistungsbereich 4) Dauer der Vergütung für Anlagen ab 5 MW beträgt 15 Jahre 5) Für Anlagen bis 150 MW 6) Für Strom aus Brennstoffzellen, Gasturbinen, Dampfmotoren, ORC-Anlagen, Kalina-Cycle-Anlagen, Stirling-Motoren oder bei Aufbereitung eingespeisten Gases auf Erdgasqualität 7) mögliche Zuschläge, siehe Erläuterungen im Textteil und Tabelle 3.6 8) gilt für Anlagen bis 150 kW 9) gilt für Anlagen von 5 MW bis kleiner gleich 10 MW 10) Verlängerung der Dauer der Vergütungsperiode, siehe Erläuterung im Textteil


87

Zum Zwecke der Vergütung ist, mit Ausnahme der solaren Strahlungsenergie, die Bemessungsleistung (§ 12 Abs. 2 EEG) maßgebend. Sie ist definiert als der Quotient aus der im Kalenderjahr abzunehmenden Strommenge und der Summe der Stunden eines Jahres abzüglich der Stunden vor Inbetriebnahme und nach endgültiger Stilllegung der Anlage im betreffenden Jahr. Soweit für die Bemessungsleistung der Anlage unterschiedliche Vergütungssätze gelten, wird die Höhe der Vergütung anteilig nach der Leistung der Anlage und den jeweils anzuwendenden Schwellenwerten berechnet. Beispiel 3.2: EEG-Vergütung für eine Wasserkraftanlage Eine neue Wasserkraftanlage mit einer Bemessungsleistung zwischen 500 kW und 5.000 kW und einer eingespeisten Strommenge Wel im Kalenderjahr erhält folgende Vergütung V:

V

§ P 500 ·º 1 ª 500 « 9,67 ¨¨ B 6,65¸¸» Wel 100 ¬ PB © PB ¹¼

>€/a@

(3.1)

Position

Einheit

Betrag

ganzjähriger Betrieb abgenommene Arbeit Bemessungsleistung Vergütungssatz bis Vergütungssatz für Rest Jahresvergütung Durchschnittsvergütung

h kWh kW ct/kWh ct/kWh € ct/kWh

8.760 37.230.000 4.250 9,67 6,65 2.608.071 7,01

500 kW 3.750 kW

Verlängerung der Dauer der Anfangsvergütung für Windkraftanlagen:Nach dem EEG wird für Onshore-Windkraftanlagen die Anfangsvergütung für mindestens die ersten 5 Betriebsjahre gewährt. Die Anfangsvergütung wird jedoch – § 10 EEG – um jeweils weitere 2 Monate verlängert für jede 0,75% des Referenzertrages, um die der Ertrag unter 150% des Referenzertrages liegt. Nach Ablauf auch der Verlängerung wird die Mindestvergütung gewährt. Als Referenzertrag zum Zwecke der Festlegung der Vergütungsdauer wurde im EEG ein fiktiver Referenzstandort festgelegt, dessen Windprofil wie folgt definiert ist : x x x

Mittlere Jahreswindgeschwindigkeit in 30 m Höhe:5,5 m/s Mittlere Rauhigkeitslänge am Standort: 0,1 m Windverteilung: Rayleigh-Verteilung

Näheres über die Berechnung des Referenzertrages und Dauer der Anfangsvergütung“ siehe „Abschnitt 7.6.3 und Tabelle 7.33.

88


Anlagen zur Stromgewinnung aus solarer Strahlungsenergie ohne Leistungsbegrenzung werden gemäß § 11 EEG in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Wirkleistung der Module (§ 3 Abs. 5 EEG) gefördert. Die Fördersätze sind aus Tabelle 3.5 zu ersehen. Tabelle 3.5: Vergütungssätze für Solarstromanlagen in ct/kWh Installierte el. Wirkleistung der Module bis 30 bis über 30 kW 100 kW 100 kW

Art der Anlage

Anlagen auf Gebäude oder Lärmschutzwand

57,40

54,60

Fassadenzuschlag

5,00

Sonstige Anlagen

45,70

54,00

Degression % pro Jahr

5% ab 2005 keine 5% ab 2005 6,5% ab 2006

Biomasseanlagen können zusätzlich zur Grundvergütung nach Tabelle 3.4 auch noch folgende Zuschläge bekommen, u.U. sogar additiv, wenn die entsprechenden Voraussetzungen erfüllt werden. Tabelle 3.6: Zuschläge auf Grundvergütung für Biogasanlagen Zuschlag ct/kWh

LeistungsBereich / EEG-§

6,0

kleiner gleich 500 kW 500 kW- 5 MW

4,0

§ 8 Abs. 2 Satz 1 2,5

§ 8 Abs. 2 kleiner gleich 20 MW § 8 Abs. 3

- Biomasse aus Pflanzen und Pflanzenbestandteilen ohne Aufbereitung - Gülle und Schrempe - Stoffgemisch aus beiden - Keine andere Biomasse-Anlage auf dem Gelände mit anderen Stoffen Verwendung von Holz

Biomasse gemäß BiomasseV für KWKAnlage mit Nachweis gemäß FW 308. Zuschlag für den KWK – Stromanteil! Strom aus auch in KWK betriebenen Anlagen bei Einsatz von: - Biomasse umgewandelt durch thermochemische Vergasung oder Trockenferkleiner gleich mentation 5 MW 2,0 - Biogas aufbereitet auf Erdgasqualität § 8 Abs. 4 - Stromerzeugung mittels Brennstoffzellen, Gasturbinen, Dampfmotoren, ORCAnlagen, Kalina-Cycle-Anlagen, Stirling-Motoren Zuschläge unterliegen keiner Degression Zuschläge können auch additiv anfallen, wenn die Voraussetzungen erfüllt sind 2,0

x x

500 kW bis 5 MW

Voraussetzungen und Bedingungen


89

3.2.5 Konzessionsabgabenverordnung

Die derzeitige Fassung der Konzessionsabgabenverordnung – KAV – ist seit dem 1 Januar 1992 in Kraft und wurde am 10. November 2001 lediglich zwecks Umstellung auf Eurobeträge geändert. Konzessionsabgaben – § 1 KAV– sind Entgelte für die Einräumung des Rechts zur Verlegung und zum Betrieb von Leitungen zur unmittelbaren Versorgung von bestimmten Letztverbrauchern mit Strom und Gas im Gemeindegebiet. Die Sätze der Konzessionsabgabe sind in ct/kWh anzugeben – Tabelle 3.7 - und hängen von der Einwohnerzahl der Gemeinde ab. Tabelle 3.7: Höchstbeträge für die Konzessionsabgabe Strom GemeindeEinwohnerzahl ct/kWh Tarifkunden bis 25.000 von 25.000 bis 100.000 von 10.000 bis 500.000 über 500. 000 Schwachlaststrom Sondervertragskunden **)

1,32 1,59 1,99 2,39 0,61 0,11

Gas nur Kochen/WW ct/kWh

sonstige *)

ct/kWh

0,51 0,61 0,77 0,93 -

0,22 0,27 0,33 0,40 0,03

*) WW: Warmwasseraufbereitung **) bei Strom, Jahreslieferung > 30.000 kWh und zwei Monatshöchstlasten >30 kW

Als Sondervertragskunden gelten Stromkunden mit einer Jahresabnahme von über 30.000 kWh und einer gemessenen Leistung, die an mindestens zwei Monaten des Abrechnungsjahres 30 kW übersteigt. Mit anderen Worten, Kleinkunden wie Haushalte zahlen auf jeden Fall die Konzessionsabgabe als Tarifkunde. Eine Befreiung von der Konzessionsabgabe gilt für folgende Fälle:

Stromsondervertragskunden, deren mittlerer Bezugspreis je kWh im Kalenderjahr unter dem Durchschnittserlös je kWh aus der Lieferung von Strom an alle Sondervertragskunden liegt (Grenzpreis), zahlen keine Konzessionsabgabe. Maßgeblich ist der in der amtlichen Statistik des Bundes jeweils für das vorletzte Kalenderjahr veröffentlichte Wert ohne Umsatzsteuer. Gassondervertragskunden, deren Jahresabnahme 5 Millionen kWhHo übersteigt, zahlen keine Konzessionsabgabe.

90


Gassondervertragskunden, deren Durchschnittspreis unter dem Durchschnittserlös je kWh aus der Lieferung von Gas an alle Letztverbraucher liegt, zahlen keine Konzessionsabgabe; maßgeblich ist dabei der in der amtlichen Statistik des Bundes für das Jahr des Vertragsabschlusses veröffentlichte Wert ohne Umsatzsteuer.

Konzessionsabgaben werden vom Netzbetreiber mit dem Netznutzungsentgelt abgerechnet und an das Finanzamt abgeführt.

3.3 Klimaschutzrechtliche Rahmenbedingungen 3.3.1 Klimaschutz und EU-Emissionshandel

3.3.1.1 Das Kyoto-Protokoll

Im Kyoto-Protokoll haben sich die Industriestaaten dazu verpflichtet, im Durchschnitt der Verpflichtungsperiode 2008–2012 ihren Ausstoß an klimarelevanten Gasen um 5,2 % gegenüber dem Basisjahr 1990 zu senken. Das Kyoto-Protokoll sieht 6 verschiedene Treibhausgase vor, nämlich Kohlendioxid (CO2), Methan (CH4), Lachgas (N2O) Perfluorierte Kohlenwasserstoffe (PFC), Halogenierte Kohlenwasserstoffe (HFC), Schwefelhexafluorid (SF6). Die „alte“ EU 15 hat sich zu einer Reduktion um 8% bereiterklärt. Dabei einigten sich die Mitgliedstaaten auf eine Lastenteilung (Burden Sharing) bei der jedes Land eigene Minderungsverpflichtungen übernimmt und somit zum Gesamtziel der EU beiträgt. Deutschland hat sich zu einer Reduktion um 21 % verpflichtet. Die 8 der 10 neuen Mitgliedsstaaten (außer Malta und Zypern), die der EU im Mai 2004 beigetreten sind, haben unabhängig vom EU Burden Sharing eigene Reduktionsziele zwischen 6% und 8% festgelegt. 3.3.1.2 Das EU Emissionshandelssystem

Als Vorbereitung auf den internationalen Emissionshandel ab 2008 hat die EU ab 2005 ein eigenes Emissionshandelssystem etabliert. Grundlage hierfür ist die EU-Richtlinie Emissionshandel vom 13.10.2003 >EH- Richtlinie@ die alle Mitgliedsstaaten der erweiterten EU 25 in nationales Recht umsetzen müssen. Für den Emissionshandel wurden mehrjährige Handelsperioden gewählt. Die erste Handelsperiode des EU-Emissionshandels ist der 3-jährige Zeitraum von 2005-2007. Die zweite Handelsperiode des EU-Emissionshandels ist identisch mit der Kyoto-Verpflichtungsperiode 2008–2012. In der ersten

3.3 Klimaschutzrechtliche Rahmenbedingungen

91

Handelsperiode des EU-Emissionshandels wird lediglich das Treibhausgas CO2 erfasst. 3.3.1.3 Die Ebenen des EU-Emissionshandels

Bei der Implementierung des Emissionshandelssystems werden entsprechend drei Ebenen unterschieden: EU-Ebene, EU-Mitgliedsstaaten und zur Teilnahme am Emissionshandel verpflichtete Anlagen. Die Europäische Union gibt den Rahmen für den Emissionshandel vor. Sie erstellt Vorgaben sowie Richtlinien und überprüft und genehmigt deren nationale Umsetzung. Die EU-Mitgliedsstaaten müssen die Vorgaben der EU national umsetzen. Hierzu gehört u.a. die Umsetzung der EU-Richtlinien in nationales Recht, Erstellung des Nationalen Allokationsplanes (NAP), Aufbau einer für den Emissionshandel zuständigen Behörde, Aufbau eines Emissionsregisters sowie die periodische Berichterstattung an die EU. Der NAP ist das Kernstück des Emissionshandels. Jedem Mitgliedsstaat ist auferlegt, für jede Handelsperiode einen Nationalen Allokationsplan zu entwickeln und diesen von der EU genehmigen zu lassen. Im NAP wird, basierend auf den nationalen Zusagen des EU-Burden Sharings, die Gesamtmenge der zuzuteilenden Emissionsrechte sowie die Zuteilungsmodalitäten für die zur Teilnahme verpflichteten Anlagen festgelegt. Durch die getroffenen Regelungen im NAP erfolgt eine Aufteilung des verfügbaren Emissionsbudgets zwischen den Teilnehmern bzw. eine Zuordnung der zukünftigen CO2-Reduktionspflichten. Die zuständige Behörde, in Deutschland ist es die Deutsche Emissionshandelsstelle „DEHSt“, ermittelt die Menge an Emissionsberechtigungen, die den zur Teilnahme verpflichteten Anlagen je Handelsperiode zur Verfügung steht (Zuteilung). Diese Emissionsberechtigungen werden in Deutschland in jährlich gleichen Tranchen an die Unternehmen ausgegeben und im Emissionsregister verwaltet. Das Emissionsregister ist eine nationale Datenbank mit „Konten“ für die Marktteilnehmer. Darin erfolgt die Verbuchung von Vergabe, Besitz, Übertragung und Löschung der Berechtigungen. Die Betreiber der zur Teilnahme am Emissionshandel verpflichteten Anlagen müssen die neuen Anforderungen in ihre Unternehmensplanung integrieren und im Tagesgeschäft praktizieren. Hiervon sind vorerst Betreiber von Feuerungsanlagen >20 MW sowie Produktionsanlagen in der Mineralöl-, Stahl-, Zement-, Glas-, Keramik-, Zellstoff- und Papierindustrie betroffen. In der gesamten EU sind rd. 11.400 Anlagen zur Teilnahme am Emissionshandel verpflichtet. Diese vereinen ca. 46 % der CO2-

92


Emissionen in der EU auf sich. In Deutschland erfasst der Emissionshandel (2005-2007) rd. 1.850 Anlagen. Die betroffenen Unternehmen müssen u.a. folgende Aufgaben erfüllen: kontinuierliche Erfassung und Verwaltung von Emissionsdaten, Erstellen und Verfolgen von Emissionsprognosen, Verbuchung der zugeteilten Emissionsrechte und Berücksichtigung in der Bilanz sowie ferner das Übermitteln eines jährlichen Berichtes an die zuständige Behörde über den Ausstoß von Treibhausgasen. Dieser muss durch einen unabhängigen Dritten verifiziert werden. Der Bericht dient als Nachweis der tatsächlichen Emissionen, für die im gleichen Umfang dann entsprechende Berechtigungen abgegeben werden müssen. Zwischenzeitlich hat sich in der EU ein Markt für Emissionsberechtigungen herausgebildet. Dazu gehören die börslichen Marktplätze, wie die EEX-Leipzig in Deutschalnd, und zahlreiche außerbörsliche Handelsplattformen. Zusätzlich können Emissionsberechtigungen über Broker, Banken oder direkt zwischen Unternehmen gehandelt werden. Durch den Handel über die Staatsgrenzen hinweg werden die Anzahl der Marktteilnehmer in den nationalen Märkten der EU erhöht sowie Überschüsse und Unterdeckungen Staaten-übergreifend ausgeglichen. 3.3.1.4 Prinzipielle Funktionsweise des Emissionshandels

Energieintensive Anlagen von Industrie und Energiewirtschaft erhalten in der EU ab 2005 feste Kontingente an Emissionsrechten zugeteilt, mit denen sie in der entsprechenden Handelsperiode haushalten müssen. Benötigt ein Unternehmen nicht die gesamte Menge, kann es die Überschüsse verkaufen oder zur Pflichterfüllung in einem anderen Jahr nutzen (Banking). Eine Übertragung von der ersten (2005-07) in die zweite (2008-12) Handelsperiode und somit von 2007 nach 2008 ist allerdings nicht möglich. Reicht das zugeteilte Kontingent nicht aus, muss das Unternehmen entweder die zusätzlich erforderlichen Mengen auf dem Markt erwerben oder in Maßnahmen zur Emissionsreduktion investieren und den eigenen Ausstoß senken. Technische Voraussetzung für den Ablauf des Emissionshandels sind die Existenz eines Buchführungssystems (Registers) sowie eines Überprüfungssystems (Monitoring- und Berichtswesen). Die Anforderung zur Emissionsreduktion wird ab 2008 weiter erhöht, weil die zuzuteilende Emissionsmenge entsprechend den nationalen Minderungspflichten weiter sinkt. Hält ein Unternehmen nicht die benötigte Menge an Emissionsberechtigungen, werden Strafzahlungen fällig: in der ersten Handelsperiode 40 € / t CO2, in der zweiten 100 € / t CO2. Dies ent-


93

bindet die Betroffenen jedoch nicht von der Pflicht, die fehlenden Zertifikate dennoch zu beschaffen. 3.3.1.5 CDM- und JI-Projekte

Durch CDM- und JI-Projekte können Emissionsberechtigungen in anderen Ländern generiert und zur Erfüllung der Emissionsreduktionspflichten im EU-Emissionshandelssystem genutzt werden. Hinter den Flexiblen Mechanismen CDM (Clean Development Mechanism) und JI (Joint Implementation) steht die Idee, dass der Treibhauseffekt ein globales Problem darstellt und es von untergeordneter Bedeutung ist, wo die Emissionen gesenkt werden. Vordergründig ist das Ziel, dass eine Reduktion zu den spezifisch geringeren Kosten stattfindet. Bei CDM engagiert sich ein Unternehmen aus einem Industrieland bei einem Projekt in einem Land ohne „Emissions-Cap“. Zu den CDM-Ländern gehören vorwiegend die Entwicklungsländer. Diese sind auf nationaler Ebene keine Verpflichtungen eingegangen, eine Emissionsobergrenze nicht zu überschreiten. JI hingegen umfasst Projekte in Ländern mit einer „Emissions-Obergrenze“. Hierzu gehören die Industriestaaten bzw. Transformationsländer (z.B. osteuropäische Staaten). Diese Länder haben zugesagt, ihren Emissionsausstoß zu reduzieren oder eine fixe Obergrenze nicht zu überschreiten. Zertifikate aus CDM-Projekten heißen CERs (Certified Emission Reductions) und können ab 2000 generiert werden. Zertifikate aus JI-Projekten werden als ERUs (Emission Reduction Units) bezeichnet und können ab 2008 generiert werden. Durch den Verkauf der Emissionszertifikate können Projekte zusätzliche Einkünfte generieren. Damit Emissionsreduktionseinheiten erzeugt werden können, muss ein Projekt im Rahmen des CDM oder JI ein komplexes Registrierungsverfahren durchlaufen und akzeptiert werden. Nach der sogenannten „EU-Linking-Directive“ können CERs (ab 2005) wie auch ERUs (ab 2008) gleichwertig neben EUAs (EU-Allowances oder auf Deutsch Emissionsberechtigungen, auch EU-Emissionszertifikate) für die Pflichterfüllung im EU Emissionshandel verwendet werden. Die Maßeinheit für CERs, ERUs und EUAs ist 1 t CO2-Äquivalent. CDM und JI sind derzeit die einzige Möglichkeit, auch anderer Treibhausgase wie z.B. Methan in das EU-Emissionshandelsystem einzubeziehen. Anmerkung: Quellen zu diesem Abschnitt: >www.klimahandel.info@ und >www.emissionshandel-fichtner.de@.

94


3.3.2 Umsetzung des Emissionshandels in Deutschland

3.3.2.1 Übersicht

Das Europäische Emissionshandelssystem wurde in Deutschland zum 1. Januar 2005 eingeführt. Basierend auf der EH-Richtlinie und der „Linking Directive“ wurde in Deutschland ein umfangreicher Rechtsrahmen für den Emissionshandel geschaffen. Er setzt sich z.Z. aus den Elementen Treibhausgas -Emissionshandelsgesetz „TEHG“, Zuteilungsgesetz „ZuG“ (z.Z ZuG-2007), und Projekt-Mechanismen-Gesetz „ProMechG“ sowie verschiedenen Verordnungen zusammen. Das Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz vom 8. Juli 2004 schafft die Grundlagen für den Handel mit Berechtigungen zur Emission von Treibhausgasen. Es umfasst Regelungen zum Aufbau der institutionellen Struktur für die Erfüllung der Vollzugsaufgaben, wie Zuteilung und Löschung von Zertifikaten, Aufbau eines Zentralregisters (Buchführungssystem) und eines Überprüfungssystems, Organisation des Handels, Genehmigung, Überwachung und Verifizierung der Emissionsberichte sowie Verhängung von Sanktionen. Ferner enthält es Regelungen zum Aufbau der Deutschen Emissionshandelsstelle (DEHSt), zur Erarbeitung von Klimaschutzzielen für die einzelnen Sektoren, zur Erarbeitung von Zuteilungsregeln für den Allokationsplan sowie zur Erhebung der CO2-Emissionen für Unternehmen für die Basisperiode 2000–2002 der ersten Handelsperiode. Voraussetzung für das Zuteilungsgesetz ist die Aufstellung des Nationalen Allokationsplans (NAP). Dieser ist das zentrale Instrument für die Umsetzung der EH-Richtlinie und Voraussetzung für das Zuteilungsgesetz. Im NAP werden die Gesamtzuteilungsmengen sowie die Allokation der Zertifikate an die teilnehmenden Anlagen festgelegt. Der NAP muss der EU-Kommission zur Prüfung und Genehmigung vorgelegt werden. Hierzu hat die EU die „NAP-Guidance“ vorgelegt, in der die Kriterien für die Prüfung der Allokationspläne erläutert werden. Sobald die Genehmigung erteilt worden ist, kann das Zuteilungsgesetz verabschiedet werden. Das Projektmechanismengesetz setzt die EU-Linking Directive für die (teilweise) Nutzung von ERUs und CERs neben EUAs für den Emissionshandel in nationales Gesetz um. 3.3.2.2 Zuteilungsgesetz und nationale Allokationspläne

Das Zuteilungsgesetz 2007 vom 26. August 2004 deckt die erste Zuteilungsperiode von 2005 bis 2007 ab. Die Bundesregierung hat den Nationalen Allokationsplan 2008–2012 (NAP II) nach Öffentlichkeitsbeteiligung am 28.06.2006 verabschiedet


95

und der EU-Kommission zur Prüfung und Genehmigung vorgelegt. Der NAP II stellt sicher, dass Deutschland sein Kyoto-Klimaschutzziel für 2012 mit einer Emissionsreduktion von 21% bis 2012 erreicht. Darüber hinaus soll der NAP II Anreize für Investitionen zur Modernisierung im Kraftwerkspark liefern sowie durch Vereinfachung und klare Regeln für Entbürokratisierung und für mehr Transparenz sorgen. Das CO2-Emissionsbudget für vom Emissionshandel betroffene Anlagen (Energie und Industrie) beträgt 482 Mio. t CO2 pro Jahr. Der Anwendungsbereich umfasst wie bisher Energieumwandlungsanlagen mit einer Feuerungswärmeleistung über 20 MW und einer Reihe von Industrieanlagen. Die Ausgabe der Emissionsberechtigungen erfolgt für jedes Kalenderjahr am 28. Februar. Generell werden die Zertifikate kostenlos zugeteilt, obwohl rechtlich die Möglichkeit einer Teilauktionierung von bis zu 10% besteht. Die Unternehmen müssen am 31. März den verifizierten Emissionsbericht für das Vorjahr abgeben und bis zum 30. April die entsprechende Anzahl Zertifikate zurückgeben. In der Tabelle 3.8 und Tabelle 3.10 werden die wichtigsten Regelungen von NAP II (nach der beim Redaktionsschluss dieses Buches vorliegenden Fassung von 28.06.06) und NAP I gegenübergestellt. Tabelle 3.8: Eckpunkte/Vergleich NAP II - NAP I, Zuteilungsregeln NAP II (von 28.06.06) NAP I / ZuG 2007 Allgemeine Zuteilungsregeln für Bestandsanlagen Zuteilungsmethode Zuteilung auf Basis der historischen Emissionen Basisperiode für 2000-2005 2000-2002 Durchschnittsemissionen Keine Differenzierung Differenzierung Zuteilung bez. auf Basisperiode: Alle Bestandsanlagen 85 % Energiewirtschaft 97,09 %; Zusätzliche 98,75 % Produzierendes Gewerbe Anwendung eines 98,75 % Zusätzliche Anlagen 2. Erfüllungsfaktors 98,75 % KWK-Anlagen bis max. 25.000 t CO2 /a Keine besondere BeZuteilung für 100 % kostenlose rücksichtigung Kleinemittenten Zuteilung. Anwendung der ExKeine Zuteilung für 2008 -2012 für Anlagen, post-Korrektur , wenn die 2005 und 2006 we- die Jahresemissionen Stilllegungsregel 60% des Durchschnitts niger als 20% der der Basisperiode Durchschnittsemissionen der Jahre 2000-2004 betragen haben (siehe

96

3 Energierechtliche Rahmenbedingungen emittieren

Anmerkung Ex-Post)

Fortsetzung Tabelle 3.8 NAP II (von 28.06.06) NAP I / ZuG 2007 Zuteilungsregeln für Neu- und Ersatzanlagen 100 % kostenlose Zuteilung für Anlagen mit hocheffizienter Technologie auf der Basis von BAT-Benchmarks (Best Available Technology)*) Neuanlagen 14 Jahre Freistellung von Minderungsfaktoren StandardauslastungsfakAuslastungsprognosen toren*) (VollbenutzungsEx-post Anpassung **) stunden pro Jahr) 100% kostenlose Zuteilung für Ersatzanlagen, die für Altanlagen in Betrieb genommen werden Übertragung 1:1 für 4 Übertragung 1:1 für 4 Übertragungsregel Jahre, anschließend 10 Jahre, anschließend 14 für Ersatzanlagen, die für Jahre Freistellung von Jahre Freistellung von Altanlagen in Betrieb ge- Minderungsfaktoren. Minderungsfaktoren. nommen werden Wenn Genehmigung oder Baubeginn bereits in der ersten Handelsperiode Fortgeltung der 14 Jahre Freistellung Reserve für Neuanlagen 17 Mio. Zertifikate / a 3 Mio. Zertifikate / a *) BAT: NAP, Anhang 3, Auslastungsfaktoren NAP II Anhang 4 **) Ex-post Anpassung: Anwendung steht unter Vorbehalt einer gerichtlichen Entscheidung auf europäischer Ebene über die Zulässigkeit dieser Regelung.

Die produktionsbezogenen Emissionswerte für Neuanlagen nach BATBenchmarks sind in der Tabelle 3.9 zu ersehen. Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen erhalten Emissionsberechtigung sowohl für den erzeugten Strom als auch für die erzeugte Wärme. Tabelle 3.9: BAT-Benchmarks für Neuanlagen (NAP II, Anhang 3) Stromerzeugung *) g / kWh el

Wärmeerzeugung Warmwasser

Prozessdampf

g / kWh t h

Kraft-Wärme-Kopplung für für Warm- für ProzessStrom *) wasser dampf g / kWh t h

g / kWh el

Sonstige Brennstoffe

750

290

345

750

290

345

gasförmige Brennstoffe **)

365

215

225

365

215

225

*) bezogen auf Nettostromerzeugung

**) ausgenommen reine Stützfeuerung

Von besonderer Wichtigkeit ist außerdem die Zuteilung der Emissionsberechtigungen auf der Basis von Standardauslastungsfaktoren für Neuanlagen (Vollbenutzungsstunden pro Jahr–Anhang 4 NAP II). Für Braun-


97

und Steinkohlekraftwerke sowie für GuD-Anlagen betragen sie 7.500 h/a, für Erdgas-Turbinen 1.000 h/a. Bei Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen sowie Wärme- oder Prozessdampferzeugung wird differenziert nach Branchen. Tabelle 3.10: Eckpunkte/Vergleich NAP II - NAP I, Sonderregeln NAP II (von 28.06.06) Sonderregeln

NAP I / ZuG 2007

Für Bestandsanlagen Zu- Für Bestandsanlagen Zuteilung eines Bonus teilung von 98,75% für von 27 t CO2 pro die für die KWKKWK-Anlagen Erzeugung zurechenbare GWhel KWK-Nettostromerzeugung. Emissionsmenge. Zuteilung für Neuanlagen erfolgt auf Basis eines Doppelbenchmarks für Strom und Wärme Wahlmöglichkeit zwischen Zuteilung der Optionsregel Emissionen der AltanAbschaffung für Bestandsanlagen lage oder „doppelter“ Benchmark analog zu Neuanlagen Ex-Post-Korrektur, bei Ex-Post-Korrekturen BAT-Zuteilung entfür die Zuteilung von sprechend der tatsächliNeuanlagen entfallen chen Produktionsmenge und Optierern anstatt der prognosti(siehe Anmerkung Exzierten. post Korrektur) Malusregel Verringerung der ZuteiVorgesehen zur Anfür besonders ineffilung um weitere 15%. wendung b 2008 anziente BestandsanlaZweck: Modernisierungswendbar gen anreiz. Nutzung bis max. 12% Projekt-Mechanismen der jeweiligen anlagenbe- Nutzung ohne MengenJI/CDM zogenen Zuteilungsmen- begrenzung möglich ge. Berücksichtigung Early action abgelaufen Emissionsminderungen vor der Basisperiode

98


Literaturverzeichnis >13. BImSchV@ Verordnung über Großfeuerungs- und Gasturbinenanlagen, Dreizehnte Verordnung zur Durchführung des Bundesimmissionsschutzgesetzes vom 20. Juli 2004. >Arbeitsblatt FW 308@ Arbeitsblatt 308, Zertifizierung von KWK-Anlagen– Ermittlung des KWK-Stromes, Arbeitsgemeinschaft für Wärme und Heizkraftwirtschaft - AGFW E.V. beim VDEW >ASUE KWK-Gesetz 2002@ Arbeitsgemeinschaft für Sparsamen und Umweltfreundlichen Energieverbrauch E.V. >EEX@-EEX-Internetseite, Quartalspreis gemäß KWK-Gesetz >EH-Richtlinie@ Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates von 13.10.2003 über ein System für den Handel mit Treibhausemissionszertifikaten in der Gemeinschaft und zur Änderung der Richtlinie 96/61/EG des Rates. >Fichtner Emissionshandel@ www.emissionshandel-Fichtner.de/, >www.klimahandel.info@ >Kyoto-Protokoll@ Protokoll von Kyoto zum Rahmenübereinkommen der Vereinten Nationen über Klimaänderungen, 11. Dezember 1997 >NAP II@ Nationaler Allokationsplan 2008-2012 für die Bundesrepublik Deutschland vom 28. Juni 2006, Vorlage bei der EU-Kommission zur Genehmigung, BMU. >Praxishandbuch Energiebeschaffung@ Wolfgang Zander, Martin Riedel, Michael Kraus, Deutscher Wirtschaftsdienst, ständig aktualisierte Loseblattsammlung >TA-Luft@ Erste Allgemeine Verwaltungsvorschrift zum Bundesimmissionsschutzgesetz, TA Luft–Technische Anleitung zur Reinhaltung der Luft, vom 24. Juli 2002. >VDN–EEG Verfahrensbeschreibung@ Beschreibung der Abwicklung des Gesetzes zur Neuregelung des Rechtes der Erneuerbaren Energien im Strombereich – EEG-Verfahrensbeschreibung, VDN–Verband der Netzbetreiber e.V. beim VDEW - http://www.vdn-berlin.de >VDN Verfahrensbeschreibung KWK_G@ Verfahrensbeschreibung zur Umsetzung des Gesetzes für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung, VDN–Verband der Netzbetreiber e.V. beim VDEW - http://www.vdn-berlin.de >VV II plus@ Verbändevereinbarung II plus. Anlage 6, Ermittlung des Entgeltes für vermiedener Netznutzungsentgelte bei dezentraler Einspeisung

4. Investitionsrechnung in der Energiewirtschaft

4.1 Finanzmathematische Grundlagen 4.1.1 Der Zeitwert des Geldes, Aufzinsen, Abzinsen, Barwert

In der Finanzmathematik werden Zahlungen und Zahlungsreihen, die zu unterschiedlichen Zeitpunkten anfallen, rechnerisch erfasst und vergleichbar gemacht. Unter dem Begriff „Zahlung“ versteht man im Allgemeinen einen Geldbetrag, der eingenommen oder ausgegeben wird. Für den Wert einer Zahlung ist neben ihrer Höhe auch ihr Fälligkeitszeitpunkt maßgebend. Grund hierfür ist, dass angelegtes Geld im Laufe der Zeit Zinsen erwirtschaften kann. Deshalb wird ein heute angelegter Geldbetrag zu einem späteren Zeitpunkt durch die akkumulierten Zinsen einen höheren Wert haben als der ursprünglich angelegte Betrag. Umgekehrt hat ein zu einem späteren Zeitpunkt fälliger Betrag zum heutigen Zeitpunkt weniger Wert als ein heute fälliger Betrag derselben Höhe. Man spricht in diesem Zusammenhang vom Zeitwert einer Zahlung (time value of money). Wenn z.B. ein Betrag „K0“ mit einem Zinssatz von „i“ für „n“ Jahre angelegt wird, dann wächst sein Wert wie folgt: Tabelle 4.1: Zeitwert einer Zahlung Zinsperiode, Jahr Angelegter Betrag Am Ende des 1. Jahres Am Ende des 2. Jahres . . Am Ende des n-ten Jahres

Zeitwert der Zahlung K0 K0 + ixK0 = K0x(1+i) = K0xq 1 K0x(1+i) + K0x(1+i)xi = K0xx(1+i) 2 = K0xq 2 : . K0x(1+i) n =K0xq n

Diese Art der Verzinsung wird exponentielle nachschüssige Verzinsung genannt. Das bedeutet, am Ende jeder Zinsperiode (nachschüssig) werden

100

4 Investitionsrechnung in der Energiewirtschaft

die Zinsen dem Kapital zugeschlagen und generieren Zinseszinsen. Das angelegte Kapital wächst so exponentiell. Die Rechenvorschrift zur Ermittlung des künftigen Wertes einer Zahlung wird als Aufzinsen oder Akkumulieren (compounding) bezeichnet und lautet: K t = K0x(1+ i) n = K0x q n

(4.1)

Der Term „q = (1+i)“ wird Aufzinsungsfaktor genannt. Der Zinssatz „i“ (interest rate or rate of return) geht als Dezimalzahl in die Formel ein. Die Rechenvorschrift zur Ermittlung des heutigen Wertes einer zukünftigen Zahlung wird als „Abzinsen oder Diskontieren“ (discounting) bezeichnet. Die Rechenvorschrift wird durch Umformung aus der Formel für das Aufzinsen abgeleitet und lautet: K0 = K t / (1 + i) n = K t / q n

(4.2)

Hierin bedeuten: K0, K t: Heutiger bzw. künftiger Zahlungsbetrag, Nominalwert i: Zinssatz, als Dezimalzahl (z.B. 0,05 anstatt 5%) q = (1+i): Auf- bzw. Abzinsungsfaktor (compound resp. discount factor) n: Zeitdauer in Jahren

Der Wert einer Zahlung, die zu einem früheren oder späteren Zeitpunkt fällig ist, entspricht ihrem Nominalwert zum Fälligkeitszeitpunkt zu- bzw. abzüglich Zinsen und Zinseszinsen. Der Wert der Zahlung zum heutigen Zeitpunkt wird Barwert (present value) genannt. Nach dem Äquivalenzprinzip der Finanzmathematik sind Zahlungen nur dann vergleichbar und können addiert oder subtrahiert werden, wenn sie vorher auf denselben Bezugszeitpunkt auf- oder abgezinst werden. Vermerk: Bei den oben genannten Formeln wurde von einer Verzinsung am Ende der Zinsperioden (nachschüssige Verzinsung) ausgegangen. Bei einer vorschüssigen Verzinsung erfolgt die Zinszahlung am Anfang der Zinsperiode. Beispiel 4.1: Aufzinsen, Abzinsen Man zahlt einen einmaligen Betrag von 1.000 € in einen Sparvertrag für die Dauer von 5 Jahren. Der Zinssatz beträgt 6%. Welcher Betrag wird nach 5 Jahren ausbezahlt. K5 = 1.000x1,06 5 = 1.000x1,338 = 1.338 € Ein Betrag von 1.000 € soll in 5 Jahren ausbezahlt werden. Welchen Wert hat er heute (Zinssatz 6% wie oben): K0 = 1.000 / 1,065 = 1.000 / 1,338 = 747 €

4.1 Finanzmathematische Grundlagen

101

4.1.2 Zinssatz und Inflation

4.1.2.1

Nominalzins

Als Zinssatz wird der Preis für geliehenes oder investiertes Kapital bezeichnet. Er wird meistens als Prozentsatz pro Periode angegeben, in Rechnungen jedoch i.d.R. als Dezimalzahl verwendet. Ein Investor, der heute einen Betrag anlegt, erwartet, dass er zum späteren Fälligkeitszeitpunkt mindestens den ursprünglichen Betrag zuzüglich dem Inflationsausgleich und einer zusätzlichen Nettorendite zurückbekommt. Das Kapital kann für eine Finanzinvestition (z.B. staatliche Schuldverschreibung) oder für eine Sachinvestition (z.B. ein Kraftwerk) Verwendung finden. Falls es sich um eine Sachinvestition handelt, kommt je nach Höhe des Risikos auch ein entsprechender Risikozuschlag hinzu. Mit anderen Worten, der Zinssatz muss gleich sein mit der durchschnittlichen jährlichen Inflationsrate zuzüglich der real erwarteten Rendite und dem eventuellen Risikozuschlag, was zusammen als nominaler Zinssatz (nominal rate of return) bezeichnet wird. Die Höhe des nominalen Zinssatzes ist deshalb immer abhängig von der Inflationsrate. Der Risikozuschlag hängt von der Art der Investition und dem Investitionsstandort ab. Ein Anhaltspunkt für die Entwicklung der Nominalzinsen für Finanzinvestitionen kann aus den Renditen (= nominale Zinsen) langfristiger staatlicher Schuldverschreibungen entnommen werden. Sie zeigen in den letzten Jahren eine stark fallende Tendenz, wie aus der Abb. 4.1 zu ersehen ist. Finanzinvestitionen dieser Art sind praktisch ohne Risiko und die Renditen enthalten folglich keinen Risikozuschlag. 12,0 11,0 10,0 9,0

Prozent

8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0

Quelle: WKO, WIFO

Eurozone

Deutschland

Österreich

USA

Abb. 4.1: Renditen längerfristiger staatlicher Schuldverschreibungen

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

1990

0,0

102


4.1.2.2

Inflation, Preisindizes

Die Ursache für die abnehmende Tendenz der Zinssätze wird deutlich, wenn man den Verlauf der Inflationsraten im selben Zeitraum – Abb. 4.2– betrachtet. Sie zeigen ebenfalls eine stark abfallende Tendenz, ihr Verlauf ist jedoch von relativ stärkeren Schwankungen gekennzeichnet.

6,0

5,0

Prozent

4,0

3,0

2,0

1,0

Quelle: WKO

Eurozone

Deutschland

Österreich

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

1990

0,0

USA

Abb. 4.2: Entwicklung der Inflationsraten

4.1.2.3

Realer Zinssatz

In der Regel ist eine Prognose der Inflationsraten für längere Investitionszeiträume, wie für Investitionen im Energiebereich, nicht möglich. Um diese Unsicherheit zu umgehen, werden gewöhnlich Investitionsrechnungen inflationsbereinigt (inflation adjusted) durchgeführt. Dabei wird bei Zahlungsströmen nur die über die Inflationsrate hinausgehende Steigerungsrate in der Kalkulation berücksichtigt. Wenn z.B. die angenommene Steigerungsrate der Personalkosten mit 2,5% und die der Inflationsrate mit 2% angenommen wird, dann beträgt die reale Steigerungsrate der Personalkosten 0,5%. Das gleiche muss auch mit dem Zinssatz, mit dem die Zahlungsreihen diskontiert werden, geschehen. Der inflationsbereinigte Zinssatz wird als realer Zinssatz (real rate of return) bezeichnet. Zur Bestimmung des realen Zinssatzes muss der jeweilige


103

Nominalzinssatz um die Inflationsrate bereinigt werden. Zur Inflationsbereinigung wird oft die Inflationsrate vom nominalen Zinssatz subtrahiert. ir = in – r %

(4.3)

Eine finanzmathematisch exaktere Methode ist die Inflationsbereinigung durch Division (quasi Diskontierung) des nominalen Zinsfaktors durch den Inflationsfaktor nach der Rechenvorschrift: qr = (1+in)/(1+r) = qn / p

qr=1+r

und

folgt:

ir = qn / p – 1

(4.4)

In den obenstehenden Formeln bedeuten: in, ir : Nominaler, realer Zinssatz, als Dezimalzahl qn, qr: Nominaler, Realer Zinsfaktor (1+i) r: Inflationsrate, als Dezimalzahl p: Inflationsfaktor

Nachstehende Tabelle 4.2 zeigt die mögliche Abweichung des realen Zinssatzes nach der exakten bzw. näherungsweisen Berechnung. Bei relativ niedrigen Inflationsraten ist die Abweichung klein und steigt bei höheren Inflationsraten. Innerhalb der Eurozone und auch bei entwickelten Ökonomien sind die Inflationsraten niedrig, hohe Inflationsraten kommen hauptsächlich in Entwicklungsländern vor. Tabelle 4.2: Realer Zinssatz, exakt und nach Näherungsformel Wertangabe

Position Inflationsrate r nominaler Zinssatz i n

0% 5%

5% 10%

10% 15%

15% 20%

20% 25%

realer Zinsatz i r , exakt

5,00%

4,76%

4,55%

4,35%

4,17%

realer Zinsatz i r , Näherung

5,00%

5,00%

5,00%

5,00%

5,00%

Da die zukünftige Inflationsrate nicht bekannt ist, wird die erwartete und nicht die tatsächliche Inflationsrate zur Inflationsbereinigung verwendet. Eine mögliche Vorgehensweise wäre dabei, die Durchschnittswerte der nominalen Zinssätze und der Inflationsraten der letzten 10-Jahresperiode als „erwartet“ anzusetzen. In der nachstehenden Tabelle 4.3 sind die 10-Jahres-Mittelwerte sowie die Differenz zwischen Nominalzinssatz und Inflationsrate zu ersehen. Sie wurden aus den in den beiden vorigen Abschnitten angegebenen Werten für die nominalen Zinssätze und die Inflationsraten entnommen.

104


Tabelle 4.3: 10-Jahres-Mittelwerte Zinsen und Inflation, 1995–2004 10-Jahresmittel 1995 - 2004 *) Land Eurozone Deutschland Österreich USA

Zinssatz nominal %

Inflationsrate %

Zinssatz real %

5,51 5,09 5,26 5,42

2,06 1,40 1,61 2,46

3,45 3,69 3,65 2,96

*) für staatliche Schuldverschreibungen

Bei den angegebenen Werten handelt es sich um die Renditen von Staatsanleihen. Je nach Industriezweig werden aber wesentlich höhere Renditen für das Eigenkapital erwartet, da Risikozuschläge hinzukommen. 4.1.2.4

Effektiver Zinssatz

Der nominale Zinssatz wird i.d.R. auf eine Zinsperiode von einem Jahr bezogen. Wenn die Tilgungsperioden für einen Bankkredit z.B. kürzer sind als ein Jahr, dann ist der Zinssatz höher und wird als effektiver Zinssatz (effective interest rate) bezeichnet. Dieser kann nach folgender Formel ermittelt werden: m

ie

i · § ¨1 ¸ 1 © m¹

(4.5)

Hierin bedeuten: i, ie: nominaler, effektiver Zinssatz als Absolutzahl m: Anzahl von Tilgungsperioden pro Jahr Beispiel 4.2: Effektiver Zinssatz Zinssatz 8% entspricht 0,08 als Absolutzahl, Tilgungsperiode = Quartal: 4

ie 4.1.2.5

§ 0,08 · ¨1 ¸ 1 0,0824 { 8,24% 4 ¹ ©

Kalkulationszinssatz und Ertragsteuern

Vor der Durchführung einer Wirtschaftlichkeitsbetrachtung muss der Zinssatz festgelegt werden, der von dem Investitionsvorhaben mindestens erwartet wird (anticipated rate of return). Bei seiner Festlegung werden die Finanzierungsverhältnisse wie Eigen-, Fremdkapitalanteil (equity, borrowed capital), die Eigenkapitalrendite zzgl. Investitionsrisiko sowie die Ertragsteuern berücksichtigt. Er wird als Kalkulationszinssatz („WACC“


105

Weighted Average Cost of Capital) bezeichnet. Bei Investitionsrechnungen werden dann mit diesem Zinssatz die Zahlungsreihen diskontiert. Ertragsteuern sind in Deutschland die Körperschaftsteuer und die Gewerbesteuer. Bemessungsgrundlage für die Körperschaftsteuer (KSt) ist der körperschaftsteuerpflichtige Gewinn einer Kapitalgesellschaft (GmbH, AG). Das ist der Bruttogewinn (Bruttogewinn = Überschuss aus Einnahmen und Ausgaben abzüglich Abschreibungen) vermindert um die Gewerbesteuerzahlungen. Der Körperschaftsteuersatz beträgt z. Z. (2005) in Deutschland 25%. Auf die bezahlte Körperschaftsteuer wird noch der Solidaritätszuschlag von z. Z. 5,5% erhoben. Bei Personengesellschaften (OHG, KG) sind die Gesellschafter einkommensteuerpflichtig, die Gesellschaft selbst zahlt keine Körperschaftsteuer. Die Gewerbesteuer (GewSt) ist eine kommunale Steuer. Bemessungsgrundlage ist der Gewerbeertrag. Das ist in erster Näherung der Bruttogewinn zuzüglich 50% der Zinsen für langfristiges Fremdkapital. Die Gewerbesteuer gilt als Betriebsausgabe und wird von ihrer eigenen Bemessungsgrundlage abgezogen. Die Gewerbesteuerzahlung lässt sich wie folgt ermitteln: GewSt = MZ u HSz u (GewErtrag -GewSt)

(4.6)

Durch Umformung der obigen Gleichung lässt sich der Gewerbesteuersatz und die Gewerbesteuerzahlung ableiten: Gewerbesteuersatz: GewStS

MZ u HSz u100 1 MZ u HSz

>%@

Gewerbesteuerzahlung: GewSt = GewStS u GewErtrag

(4.7) (4.8)

Darin bedeuten: GewStS: Gewerbesteuersatz >%@ MZ: Messzahl 5%, als Dezimalzahl einzugeben = 0,05 HSz: Hebesatz, als Dezimalzahl einzugeben GewErtrag: Gewerbeertrag

Die Messzahl (MZ) ist für Kapitalgesellschaften einheitlich und beträgt 5%. Der Hebesatz (HSz) ist von Gemeinde zu Gemeinde unterschiedlich und lag 2005 im Mittel bei ca. 400 %. Bei Personenunternehmen gibt es abweichende gestufte Regelungen für die Gewerbeertragsteuer (Liste der Hebesätze und Berechnungsschema siehe Internetseite von >DIHK@).

106


Beispiel 4.3: Gewerbesteuersatz Messzahl: 5%, als Dezimalzahl 0,05 Hebesatz: 435%, als Dezimalzahl 4,35 GewStS = 0,05 x 4,35 / (1+0,05 x 4,35) x 100 = 17,86 %

Die Berechnung des kalkulatorischen Zinssatzes inklusive Steuern ist relativ kompliziert. Der Grund dafür ist, dass die Berechnung in umgekehrter Reihenfolge als bei einer Gewinn- & Verlustrechnung erfolgt. Nachstehend wird das Rechenschema dargestellt: Tabelle 4.4: Rechenschema, kalkulatorischer Zinssatz Angaben in % Anteile Rendite/Zins, nach Steuern Rendite/Zins, inkl. KSt KSt Rendite/Zins inkl. KSt u. GewSt GewSt Mischsatz, nom. inkl. Steuern ./. Inflationsrate Realer Mischzinssatz, inkl. Steuern

Eigenkapital

Fremdkapital

EKA FKA EKR FKZ EKRKSt =EKR / (1-KStS) FKZ KSt = EKRKSt - EKR 0 EKRKGSt= EKRKSt / (1-GewStS) FKZGSt= FKZ / (1-GewStS) GewStFK = FKZGSt - FKZ GewStEK = EKRKGSt - EKRKSt NMZS=EKA x EKRKGSt + FKA x FKZGSt INF RMZS = NMZS - INF

Vermerk: ohne Berücksichtigung des Solidaritätszuschlages

Darin bedeuten: EKA, FKA: EKR, FKZ: EKRKSt: EKRKGSt: FKZGSt: KStS; KSt: GewSt: GewStS: NMZS; RMZS:

Eigenkapital-, Fremdkapitalanteil Eigenkapitalrendite, Fremdkapitalzinssatz nach Steuern Eigenkapitalrendite inkl. Körperschaftsteuer Eigenkapitalrendite inkl. Körperschaft- und Gewerbesteuer Fremdkapitalzins inkl. Gewerbesteuer Körperschaftsteuersatz; Körperschaftsteuer Gewerbesteuer Gewerbesteuersatz Nominal-, Realmischzinssatz

Im nachstehenden Beispiel 4.4 wird die Berechnung des kalkulatorischen Zinssatzes gezeigt. Es ist darauf hinzuweisen, dass die Höhe des Kalkulationszinssatzes, der von den Unternehmen in den verschiedenen Industriesektoren verlangt wird, sehr unterschiedlich sein kann. Da es sich bei Energieprojekten um langfristige Investitionen handelt, wird der Solidaritätszuschlag, der eine befristete Maßnahme sein soll, nicht berücksichtigt. Anmerkung: Die Ertragsteuern werden auf die „festgelegte Eigenkapitalrendite“ (die GewSt auch aufs Fremdkapital) bezogen, die bei Kosten-


107

rechnungen als kalkulatorische Kosten, z.B. zur Ermittlung der Produktkosten, angesetzt werden, und sind deshalb als fixe Kosten zu betrachten. Beispiel 4.4: Kalkulatorischer Zinssatz Position

St-Satz

Kapitalanteile EK-Rendite/FK-Zinssatz nach Steuern, nominal Körperschaftsteuer KSt *) Rendite / Zinssatz inkl. KSt Gewerbesteuer GewSt **) 5% MZ 388% HS Rendite / Zinssatz inkl. KSt und GewSt, nominal

25,0% 16,2%

Zwischensumme, gewichtet für EK, FK

Eigenkapital 35,0%

Fremdkapital 65,0%

9,0% 3,0% 12,0% 2,3% 14,3%

6,0% 0,0% 6,0% 0,6% 6,6%

5,0%

4,3%

Kalkulatorischer Mischzinssatz, inkl. KSt und GewSt, nominal i N ./. Inflation r Kalkulatorischer Zinssatz, real, inkl. Steuern ***) gerundet Ohne Körperschaftsteuer, real, gerundet Ohne Körperschaft- und Gewerbesteuer, real, gerundet

9,29% 2,00% 7,15% 7,50% 6,0% 5,0%

*) ohne Solidaritätszuschlag wegen der Langfristigkeit der Investitionen **) durchschnittlicher Gewerbesteuer-Hebesatz 2004

***) i r = (i n +1)/(r+1)-1

Anmerkung: Der reale Zinssatz wurde in diesem Beispiel nicht durch Subtraktion der Inflation von nominalen Zinssatz, sondern mit der exakten Formel (siehe Fußnote ***) ermittelt. Die Abweichung ist klein (7,15% anstatt 7,29%). In der Praxis wird die Methode mit Subtraktion angewandt und anschließend ein gerundeter Wert weiterverwendet. Um den Unterschied deutlich zu machen, wird im nachstehenden Beispiel 4.5 der Barwert einer künftigen Zahlung nach drei unterschiedlichen Methoden ermittelt: x x x

Die Zahlung wird mit dem nominalen Zinssatz abgezinst Die Zahlung wird erst von der Inflation bereinigt und mit dem exakt ermittelten realen Zinssatz abgezinst Wie oben, jedoch mit dem näherungsweise ermittelten realen Zinssatz abgezinst

Damit sollte bewiesen werden, dass im ersten und im zweiten Fall der Barwert genau gleich ist. Im dritten Fall ergibt sich eine Abweichung. Bei finanzmathematischen Rechnungen ist folgendes zu beachten: Ö Nicht-inflationsbereinigte Zahlungen werden mit dem nominalen Zinssatz abgezinst

108

Ö Ö


Inflationsbereinigte Zahlungen werden mit dem realen Zinssatz abgezinst Der Barwert ist in beiden Fällen gleich, sofern der Realzinssatz mit der exakten Formel bestimmt wurde

Beispiel 4.5: Abzinsen einer Zahlung „nominal - real“ Merkmal

Formel

Wert

Randbedingungen nominaler Zinssatz jährliche Inflationsrate Zinssatz, real, näherungsweise Inflationsfaktor nominaler Abzinsungsfaktor

in

p=1+r qn = 1 + in

15% 10% 5% 1,100 1,150

realer Abzinsungsfaktor, näherungsweise

qr = qn - r

1,050

realer Abzinsungsfaktor, exakt

qr = qn / p

r ir = in - r

1,045

ir = qn / p - 1

Zinssatz, real, exakt

4,5%

Rechnung nominal Nominalwert einer Zahlung in zehn Jahren Barwert, abgezinst mit nominalem Abzinsungsfaktor

10.000 /1,15

10

10.000 2.472

Rechnung real inflationsbereinigter Wert der Zahlung in 10 Jahren Barwert, abgezinst mit dem exakten Abzinsungsfaktor Barwert, abgezinst mit dem Näherungs- Abzinsungsfaktor

10

10.000 / 1,10 10 3.855 / 1,045 10 3.855 / 1,05

3.855 2.472 2.367

4.2 Zahlungsreihen 4.2.1 Aufbau von Zahlungsreihen

Die jährlichen Zahlungen (Einnahmen, Ausgaben) während der Betriebszeit von Energieprojekten fallen in der Praxis unregelmäßig an. Bei Investitionsrechnungen setzt man jedoch vereinfachend regelmäßige Zahlungsreihen voraus. Diese Zahlungsreihen sind in Wirklichkeit finanzmathematische Mittelwerte und haben die Form einer geometrischen Reihe. Bei einer geometrischen Reihe wird jedes Glied aus dem vorhergehenden durch Multiplikation mit einer Zahl, dem „Quotienten q“, wie nachstehend gebildet: Sn = kxq0+kxq1+kxq2+kxq3+…..+ kxqn-1

(4.9)

Bei dieser Reihe wird am Ende jeden Jahres der konstante Betrag „k“ eingezahlt und aufgezinst. Die Summenformel dieser geometrischen Reihe lautet:

4.2 Zahlungsreihen t n

k u ¦ q t 1

Sn

ku

t 1

qn 1 q 1

109

(4.10)

Darin bedeuten: Sn: Summe aller Glieder der Zahlungsreihe k: jährlicher Zahlungsbetrag, nominal q: Aufzinsungsfaktor t: das entsprechende Jahr des Zahlungseingangs n: Anzahl der Jahre in der Periode

Falls der Betrag zu Beginn jeder Zinsperiode einbezahlt wird, trägt auch die erste Zahlung Zinsen. Dann müssen alle Glieder der Zahlungsreihe mit „q“ multipliziert werden und die Summenformel lautet: t n

Sn

k u¦q

t

t 1

qn 1 k uqu q 1

(4.11)

Bei Investitionsrechnungen werden gewöhnlich alle Zahlungen, z.B. Betriebsausgaben oder Einnahmen zum Inbetriebnahmezeitpunkt, gebarwertet und aufsummiert. Dabei geht man vereinfachend davon aus, dass die Zahlungen am Ende jeden Jahres nach Inbetriebnahme anfallen. Die entsprechende Zahlungsreihe bei jährlich gleichbleibenden Zahlungen lautet:

Sn

k k k k 2 3 ....... n 1 q q q q

(4.12)

und die Summe aller Glieder der Reihe wird auch Rentenbarwert bezeichnet und lautet:

Sn

BWS

t n

k u¦ t 1

1 qt

ku

qn 1 q n u q 1

(4.13)

Obige Formel findet bei Investitionsrechnungen am häufigsten Anwendung. Der Quotient (ohne den Faktor „k“) wird auch Rentenbarwertfaktor oder hier einfach Barwertsummenfaktor „BWSF“ genannt. In der Tabelle 4.5 sind die gebräuchlichsten Formeln für Zahlungsreihen zusammengestellt. Für einige der oben angegebenen Formeln sind bei Tabellenkalkulationsprogrammen wie MS-Excel Funktionen vorhanden, die bei Investitionsrechnungen mit diesem Tabellenkalkulationsprogramm eingefügt werden können. Ihre Bezeichnungen sind in der Tabelle vermerkt.

110


Tabelle 4.5: Formeln für ausgewählte Zahlungsreihen Barwertsumme, Zahlungen gleicher Höhe (Uniform series present value)

Sn k

k

k

k

t n

BWS

ku¦

……. 1

2

t 1

n Jahr

3 …….

1 qt

ku

qn 1 q n u (q 1)

Barwertsummenfaktor „BWSF“: Quotient (ohne „k“) Excelfunktion: „BW“ (F=0, eingeben)

Bildet die Summe „BWS“ der Barwerte einer Zahlungsreihe mit „n“ gleichbleibenden am Ende jeden Jahres fälligen Zahlungen „k“ und wandelt die Zahlungsreihe in eine Einmalzahlung zum Bezugszeitpunkt zu Beginn des ersten Jahres um. Annuität (annuity)

Sn k

k

k

k

AN

……. 1

2

3

n

…….

Jahr

K0 t n 1 ¦ t t 1 q

K0 u

q n u (q 1) qn 1

Annuitätsfaktor an: Quotient (ohne „Ko“)

Excelfunktion: „RMZ“ (F=0, eingeben) Verwandelt einen heute fälligen Betrag „K0“ in eine Zahlungsreihe aus „n“ gleichbleibenden Zahlungen „An“ (Annuitäten), fällig am Ende des jeweiligen Jahres. Der Annuitätsfaktor an ist der Kehrwert des Rentenbarwertfaktors. Endwertsumme gleicher Zahlungen

Sn k

k

k

(uniform series compound amount)

k

t n

EWS k u ¦ q

……. n

n-1

n-2 …….

t 1

1

Jahr

t

q ku

n

1 u q q 1

Endwertfaktor „EWSF“: Quotient (ohne „k“) Excelfunktion: „ZW“ (F=1, eingeben)

Verwandelt die Zahlungen „k“ gleicher Höhe einer Zahlungsreihe, die zu Beginn des jeweiligen Jahres anfallen, in eine Einmalzahlung „EWS“ am Ende der Periode. Die Zahlungen können in der Vergangenheit oder in der Zukunft liegen.

4.2 Zahlungsreihen Sn 1 2 3 k*p k*p k*p

Barwertsumme eskalierender Zahlungen (Present value, series with escalation)

n

k*p

t n

BWSesc k u ¦

……

t 1

1

2

3

……

n

111

pt qt

ku

q

n

pn u p q p u q n

keine Excelformel bekannt

Jahr

Verwandelt die um den Eskalationsfaktor „p“ steigenden Zahlungen einer Zahlungsreihe, die am Ende des jeweiligen Jahres anfallen, in eine Einmalzahlung „BWSesc“ zum Bezugszeitpunkt (=Beginn des 1. Jahres). Sn k*p

1

k *p

2

k*p

3

k *p

n

Annuität eskalierender Zahlungen (annuity of a series with escalation)

… … 1

2

3

… …

n

Jahr

AN esc

S n k

k

k

k

Excelformel nicht vorhanden

… … . 1

2

3

… … .

(q n p n ) u p (q 1) ku u n (q p) (q 1)

n

Jah r

Die Formel für die Annuitäten von Zahlungsreihen, deren Glieder mit einer jährlichen Eskalationsrate wachsen, entsteht durch Multiplikation der Formel für die Barwertsumme eskalierender Zahlungen mit dem Annuitätsfaktor. Endwertsumme 0 1 2 n-1 k*p k*p k*p k*p eskalierender Zahlungen in der Vergangenheit (compound amount, series with escalation) …… n

n-1

n-2 …….

t n

q p uq

t 1

q p

EWSesc k u ¦ pt n u qt k u 1

Jahr

n

n

keine Excelfunktion bekannt Verwandelt die um den Eskalationsfaktor „p“ steigenden VergangenheitsZahlungen einer Zahlungsreihe, die zu Beginn des jeweiligen Jahres anfallen, in eine Einmalzahlung zum Ende der Periode. Die Symbole in den Formeln bedeuten: K0: Barwertsumme aus allen Gliedern, bzw. Anfangskapital k: Einzelnes Glied der Zahlungsreihe q: Auf- bzw. Abzinsungsfaktor = 1+i/100 i: Zinssatz %/a p: Eskalationsfaktor =1+r/100 r: Eskalation %/a t: Jahr der Zahlungsreihe n: Gesamtperiode der Zahlungsreihe in Jahren

112


4.2.2 Anwendungsfälle und Beispiele

4.2.2.1

Bildung finanzmathematischer Mittelwerte

Wie bereits erwähnt, sind die Zahlungsreihen in Investitionsrechnungen meistens aus der Erfahrung bekannte finanzmathematische Mittelwerte. Ein finanzmathematischer Mittelwert wird wie folgt gebildet: x x x

Die Zahlungsreihe mit den tatsächlichen (unregelmäßigen) Zahlungen wird aufgestellt Die Summe der Barwerte aller Glieder der Zahlungsreihe wird ermittelt Durch Multiplikation der Barwertsumme mit dem Annuitätsfaktor wird dann eine annuitätische Reihe gebildet

Beispiel 4.6: Finanzmathematischer Mittelwert, Instandhaltungskosten Bei Investitionsrechnungen werden oft Zahlungsreihen für Betriebsausgaben als ein Prozentsatz, bezogen auf die Investitionsausgaben, gebildet. In Wirklichkeit fallen diese Kosten während der Betriebszeit unregelmäßig an. Der angenommene Satz ist ein aus der Praxis bekannter finanzmathematischer Mittelwert über die gesamte Laufzeit des Projektes. Die nachstehende Rechnung bezieht sich auf die Instandhaltungskosten einer Anlage mit 10 Jahren Nutzungsdauer. Position

Einheit

Investition "I" Kalkulationszinssatz, real Abzinsungsfaktor, real Betriebsjahr tatsächliche Instandhaltungskosten Barwerte Summe der Barwerte "BWS" Annuitätsfaktor "a n "

T€ T€ / a T€ / a T€ -

Betriebsjahr 600 8% 1,08 1 0 0

3 4 5 6 7 8 9 10 35 35 135 30 35 30 35 150 28 26 92 19 20 16 18 69

287,9 0,15

finanzmath. Mittelwert S m = a n x BWS

T€ / a

42,9

Instandhaltungskostensatz s I = S m / I

%

7,2%

4.2.2.2

2 0 0

Ermittlung von Bauzinsen

Die Bauzeit von großen Projekten im Energiebereich erstreckt sich oft über mehrere Jahre. Während der Bauphase fallen die Investitionsausgaben in mehreren Raten an. Bei der Bestimmung der tatsächlichen Investitionsausgaben zum Inbetriebnahmezeitpunkt müssen auch die sogenannten Bauzinsen (interest during construction) berücksichtigt werden. Sie werden mit der Endwertformel wie nachstehend berechnet:

4.2 Zahlungsreihen

BZ

t 0

6 Aot u q t Aot

t m

113

(4.14)

Hierin bedeuten: BZ: Bauzinsen bis zum Inbetriebnahmezeitpunkt Aot: Investitionsausgabe (Rate) zum Zeitpunkt t (vor Inbetriebnahme) m: Gesamtdauer der Bauphase, Zeitpunkt „0“ Inbetriebnahme q: Aufzinsungsfaktor q = 1+ i, mit i = Zinssatz

Im zum Ansatz kommenden Zinssatz sollen die Kapitalanteile berücksichtigt werden, jedoch ohne Ertragsteuern, da sie erst nach Inbetriebnahme anfallen (siehe Beispiel 4.4). Beispiel 4.7: Bauzinsen für ein Kraftwerksprojekt Nachstehende Tabelle zeigt die Berechnung der Bauzinsen für ein 600 MWKraftwerk mit einer Bauzeit von 4 Jahren. Bauzinsen fallen zu Beginn des jeweiligen Jahres an. Jahr *) t 4 3 2 1

Investitionsausgaben ohne Bauzinsen Mio € 100,0 165,0 160,0 100,0

0 Prozent

525,0

Aufzinsungskoeffizient q**) 1,05 1,216 1,158 1,103 1,050

-

Bauzinsen Mio € 21,6 26,0 16,4 5,0

69,0 13,1%

*) Jahr vor Inbetriebnahme, Jahr 0 Inbetriebnahmezeitpunkt **) 35% EK mit 9%, 65% FK mit 6%, Inflation 2%, q= 1,05

4.2.2.3

Barwertsumme, Annuität, Endwert von Zahlungsreihen

Die Formeln sind relativ einfache mathematische Gebilde, es kommt nur darauf an, sie richtig anzuwenden. Hierzu noch einige Beispielrechnungen: Beispiel 4.8: Barwert der Personalkosten während der Nutzungsdauer Die Kosten für das Bedienungspersonal für einen Kraftwerksneubau werden mit ca. 5 Mio € pro Jahr (ca. 1% bezogen auf die Investition) als real konstant über die Nutzungsdauer von 20 Jahren angenommen. Die Investitionen betragen 480 Mio. €. Wie hoch ist der Barwert der Personalkosten über die Laufzeit zum Inbetriebnahmezeitpunkt. Der Abzinsungsfaktor beträgt 8 % real.

BWS = 5x(1,0820-1)/(1,0820x(1,08-1)) = 49 Mio. € Eine einfache Aufsummierung der Nominalwerte würde 100 Mio. € ergeben.

114


Beispiel 4.9: Annuität für Kapitaldienst Die Baukosten eines GuD-Kraftwerkes mit einer elektrischen Leistung von 400 MW betragen 180 Mio. €. Der kalkulatorische Zinssatz wird mit 8% real angesetzt. Die Annuität des Kapitaldienstes (Abschreibungen, Eigenkapitalrendite und Fremdkapitalzinsen) ist zu ermitteln. Mit der Annuitätsformel aus Tabelle 4.5 ergibt sich der jährliche Kapitaldienst:

an =180 Mio. €x1,0820x(1,08-1)/(1,0820-1)= 18,33 Mio. €/a Vermerk: Excelfunktion „RMZ“ liefert gleiches Ergebnis, Faktor F=0 Beispiel 4.10: Rückstellungen für den Abriss nach Ende der Betriebszeit Für den Abriss einer Anlage nach Ende ihrer Betriebsdauer sollen Kosten in Höhe von 5 Mio. € in 20 Jahren durch jährliche Rückstellungen angesammelt und auf ein Bankkonto deponiert werden. Wie hoch müssen die jährlichen Rückstellungen sein. Der Bankzinssatz beträgt 6%. Die Endwertsummenformel aus Tabelle 4.5 „EWS“ einer uniformen Zahlungsreihe wird nach „k“ umgeformt. Sie lautet dann:

k = EWS u (q-1) / (q u (qn-1)) jährliche Rückstellung : k =5xMio. €x(1,06-1)/(1,06x(1,0620-1) = 0,128 Mio. €/a (Zum Vergleich ohne Verzinsung = 0,250 Mio. €/a)

4.2.2.4

Inflationsbereinigung, Rechnung nominal - real

Wegen der Unsicherheit bei der Prognose der künftigen Inflationsraten werden Investitionsrechnungen meistens auf realer Basis durchgeführt. Sämtliche Zahlungsströme müssen dabei inflationsbereinigt in die Rechnung eingehen. Wichtig ist dabei, wie schon erwähnt, dass auch der Zinssatz und der Abzinsungsfaktor je nach Rechnung „nominal“ bzw. „real“ eingegeben werden. Beispiel 4.11: Barwertermittlung einer Zahlungsreihe „nominal - real“ In diesem Beispiel wird der Barwert einer Zahlungsreihe erst nominal (d.h. mit Inflation) und anschließend real (inflationsbereinigt) ermittelt. Im ersten Fall wird eine Zahlungsreihe (Anfangsglied 1,74) mit 2,0% pro Jahr eskaliert und mit dem „nominalen Abzinsungsfaktor“ diskontiert. Im zweiten Fall wird dieselbe Reihe erst von der Inflation bereinigt und anschließend mit dem „realen Abzinsungsfaktor“ diskontiert. Das Ergebnis muss in beiden Fällen (Barwert) gleich sein. Das wurde schon im Beispiel 4.5 für eine einzige Zahlung gezeigt.

4.2 Zahlungsreihen Position

115

Symbol

r;p

Inflationsrate / Inflationsfaktor

2,0%

1,020

Zinssatz / Abzinsungsfaktor, nominal

in

qn

10,2%

1,102

Zinssatz / Abzinsungsfaktor, real *)

ir ; qr

8,0%

1,080

;

Jahr n Zahlungsreihe mit der Inflation wachsende Glieder 1,74*p

n

Z Z

inflationsbereinigte Glieder

q r = q n / p und i r = q r - 1

1

2

3

4

5

n

1,92

2,11

2,33

2,57

2,83

r

1,74

1,74

1,74

1,74

1,74

Barwert Z

mit der Infationsrate wachsende Glieder *)

Z

Inflationsbereinigte Glieder **)

Summe der Barwerte von beiden Reihen

n

/q

n

1,74

1,74

1,74

1,74

1,74

r

/q

r

1,61

1,49

1,38

1,28

1,18

%:6

*) abgezinst mit nominalem Abzinsungsfaktor

4.2.2.5

6,94

**) abgezinst mit realem Abzinsungsfaktor

Zahlungsreihen mit Fördersätzen

Oft kommen Zahlungsreihen mit festen oder sogar abnehmenden vorgegebenen Gliedern, z.B. Fördersätze für KWK-Anlagen oder Anlagen mit erneuerbare Energien, vor. Wenn Investitionsrechnungen auf realer Basis durchgeführt werden, müssen die Zahlungen vorher von der Inflation bereinigt werden und nicht die Nominalwerte eingegeben werden. Beispiel 4.12: Reihen mit abnehmenden Fördersätzen Position

Symbol

Inflationsrate ; Inflationsfaktor

r;p in ; qn

Zinssatz ; Abzinsungsfaktor, nominal Zinssatz ; Abzinsungsfaktor, real

ir ; qr

Annuitätsfaktor, nominal ; real

an ; a r

Jahr "n" KWK-Fördersätze nominal, ct / kWh Barwerte Summe der Barwerte finanzmath. Mittelwert, nominal Fördersätze inflationsbereinigt Barwerte, inflationsbereinigt Summe der Barwerte finanzmathem. Mittelwert, real

2,0% 1,020 10,2% 1,102 8,0% 1,080 q r = q n / p und i r = q r - 1 0,207

0,192

1

2

3

4

5

6

7

Zi

1,74

1,69

1,69

1,64

1,64

1,59

1,59

Zi / qn

1,58

1,39

1,26

1,11

1,01

0,89

0,81

BWS a n x BWS

8,05 1,66

Zr = Zi / pn

1,71

1,62

1,59

1,52

1,49

1,41

1,38

Zr / qr

1,58

1,39

1,26

1,11

1,01

0,89

0,81

BWS

8,05

a r x BWS

1,55

Die Summe der Barwerte der Zahlungsreihen „nominal“ und „real“ sind gleich, sofern mit dem „entsprechenden“ Abzinsungsfaktor diskontiert wurde. Die finanzmathematischen Mittelwerte „nominal“ und „real“ sind allerdings unterschiedlich.

116


4.3

Investitionsrechnungsmethoden

4.3.1 Methodische Vorgehensweise

Eine Investition ist das Anlegen von Geldmitteln für eine Maßnahme bzw. ein Projekt; sie beginnt mit einer Ausgabe (Investitionsausgabe) und löst über ihre Laufzeit eine Reihe von Zahlungsströmen aus Einnahmen und Ausgaben aus. Aufgabe der Investitionsrechnung ist die Beurteilung der absoluten und der relativen Vorteilhaftigkeit von Investitionsmaßnahmen. Dabei werden die zu erwartenden Ausgaben- und Einnahmenreihen über die gesamte Laufzeit der Investition in die Berechnung einbezogen und vergleichbar gemacht. Bei Energieprojekten aus der öffentlichen Energieversorgung sind die Einnahmen Erlöse aus dem Energieverkauf. Auf der Ausgabenseite stehen die Betriebsausgaben, z.B. für Brennstoffe, Energien, Personal, Instandhaltung, Hilfsstoffe etc. Zur Vorbereitung einer Investition im Energiebereich werden üblicherweise eine Anzahl von technischen Optionen oder Varianten für ein Projekt konzipiert und technisch/wirtschaftlich vergleichend gegenübergestellt (siehe Kapitel 10). Als Basis für den Vergleich definiert man eine Nullvariante, wie z.B. Fortführung des Status Quo oder eine Variante, die ohnehin realisiert werden muss, aber nicht unbedingt die vorteilhafteste ist. Dann genügt es, nur die Ausgabenseite zu betrachten bzw. die Kosten pro Produkteinheit (z.B. Energiegestehungskosten oder Verteilungskosten) zu ermitteln und zu vergleichen. Die Variante mit den niedrigsten Ausgaben bzw. spezifischen Kosten ist dann die vorteilhafteste in Relation zu der „Nullvariante“ und den übrigen Varianten. Dies wird als die relative Vorteilhaftigkeit bezeichnet. So wird in der Praxis im Regelfall der Variantenvergleich nur auf die Kostenseite beschränkt. Man verwendet auch eher den Begriff Wirtschaftlichkeitsrechnung oder -betrachtung anstatt Investitionsrechnung sowie Wirtschaftlichkeit anstatt „Vorteilhaftigkeit“. Sobald eine Vorzugsvariante zur Realisierung ausgewählt wurde, wird sie technisch optimiert, und es werden mit Investitionsrechnungsmodellen detailliertere Planvorschaurechnungen durchgeführt, bei denen auch die Einnahmenseite und eventuell auch Unternehmens- und steuerliche Aspekte vertiefter mituntersucht werden. Im Folgenden wird als Hauptaufgabe der Investitionsrechnung in Zusammenhang mit Energieprojekten die Ermittlung der relativen Wirtschaftlichkeit von Varianten auf der Basis eines Vergleichs der Energiegestehungs- bzw. -verteilungskosten verstanden. Je nach Art der Investition sind für diesen Zweck verschiedene Verfahren anwendbar, die in den folgenden

4.3 Investitionsrechnungsmethoden

117

Abschnitten beschrieben werden. Dabei wird zwischen dynamischen und statischen Verfahren unterschieden. 4.3.2 Dynamische Verfahren

4.3.2.1

Die Kapitalwertmethode

Grundlage aller dynamischen Verfahren für Wirtschaftlichkeitsberechnungen ist die Kapitalwertmethode. Der Kapitalwert („NPV“ Net Present Value) ist die Differenz aus der Summe der Barwerte aller Einnahmen und der Summe der Barwerte aller Ausgaben innerhalb der Nutzungsdauer (service life) einer Investition.

K0

t n

Et At

t 1

qt

I0 6

(4.15)

Falls der Einnahmeüberschuss (Et–At) als konstant (= E–A) angenommen wird, gewinnt man durch Umformung folgende Gleichung:

K0

K0

I 0 E A u

qn 1 q n u q 1

I 0 BWSF u E A

(4.16) (4.17)

Hierin bedeuten: Ko: Kapitalwert zum Bezugszeitpunkt „0“ in € Io: Investitionsausgaben inklusive Bauzinsen in € Et: Einnahmen am Ende des Jahres t in €/a At: Ausgaben am Ende des Jahres t in €/a (Et-At): Einnahmenüberschuss in €/a q: Diskontierungsfaktor, q=1+i/100 i: kalkulatorischer Zinssatz in %/a t: Jahr der Nutzungsperiode (1, 2, 3,….,n) n: kalkulatorische Nutzungsdauer in Jahren BWSF: Barwertsummenfaktor (oder Rentenbarwertfaktor)

In der Regel wird der Inbetriebnahmezeitpunkt einer Anlage als Bezugszeitpunkt für das Barwerten gewählt. Alle Zahlungen, die früher anfallen (z.B. die Investitionsausgaben), werden aufgezinst, alle Zahlungen, die später anfallen (Betriebsausgaben), werden abgezinst. Die Auf- und Abzinsung erfolgt mit dem Kalkulationszinssatz. Das Wirtschaftlichkeitskriterium ist der Kapitalwert. Wenn der Kapitalwert positiv ist, bedeutet dies, dass die Investition wirtschaftlich ist (ab-

118


solute Wirtschaftlichkeit). Zwischen Alternativinvestitionen ist die mit dem höchsten Kapitalwert die relativ wirtschaftlichste (Vorzugsvariante). Zur Vereinfachung der Rechnung wird angenommen, dass alle Zahlungen während der Betriebszeit am Ende des betreffenden Jahres erfolgen. Die Investitionsausgaben fallen in mehreren Raten während der Bauphase an, die sich bei großen Projekten über mehrere Jahre erstrecken kann. Die in der Formel angegebene Investitionsausgabe „Io“ ist die Barwertsumme aller Investitionsausgaben während der Bauphase, aufgezinst auf den Inbetriebnahmezeitpunkt. In der Praxis werden die Bauzinsen (interest during construction) separat berechnet und zum Nominalwert der Investitionsausgaben hinzuaddiert (siehe hierzu Beispiel 4.7). Anmerkung: Veröffentlichte Angaben über die Investitionsausgaben von Projekten beziehen sich gewöhnlich auf die Nominalwerte der Investitionsausgaben ohne Bauzinsen. Zu vermerken ist ferner, dass bei dieser Methode die Abschreibungen, die Rendite für Eigenkapital und die Zinsen für Fremdkapital nicht explizit als Zahlungsreihe vorkommen. Sie sind implizit im Kalkulationszinssatz (siehe Abschnitt 4.1.2.5) berücksichtigt, mit dem die Zahlungsreihen abgezinst werden. Beispiel 4.13: Kapitalwert eines Energieeinsparcontracting-Projektes Ein Contractingunternehmen investiert 25.000 € in eine Energiesparmaßnahme und soll in den ersten 5 Jahren die Hälfte der Kosteneinsparungen von insgesamt 19.000 €/a als Einnahmen bekommen. Es hat Betriebskosten von 1.000 €/a. Es wird angenommen, dass Einnahmen und Betriebsausgaben mit der Inflationsrate von 2,5% steigen. Gesucht ist der Kapitalwert der Investition. Die Rechnung soll sowohl mit Inflation als auch real (inflationsbereinigt) durchgeführt werden. Anmerkung: Der reale Zinssatz wird in der Rechnung mit der exakten Formel (d.h. durch Diskontierung, s. Abschnitt 4.1.2.3) ermittelt und beträgt 8%. So ergibt sich in beiden Rechnungen, mit Inflation und mit inflationsbereinigten Zahlungsreihen, derselbe Kapitalwert. Wenn der reale Zinssatz durch einfache Subtraktion der Inflation vom Nominalzinssatz ermittelt wird, beträgt er 8,2% und der Kapitalwert bei der Rechnung mit inflationsbereinigten Zahlungsreihen 8.760 €. Rechnung nominal Inflationsrate "r" Kalk. Zinssatz "i n "

2,50% 10,70%

Jahr Investitionsausgaben "I" Einnahmen "E t " 9.500 € / a Betriebskosten "A t " 1.000 € / a Einnahmenüberschuss "(E t - A t )" Barwert, Einnahmenüberschuss € Kapitalwert €

Inflationsfaktor p Abzinsungsfaktor q 0 -25.000

1 9.738

33.938 8.938

n

2

1,025 1,107 3

4

5

9.981 10.230 10.486 10.748

-1.025

-1.051

-1.077

-1.104

-1.131

8.713 7.870

8.930 7.287

9.154 6.748

9.382 6.248

9.617 5.785

4.3 Investitionsrechnungsmethoden Rechnung real Inflationsrate "r" Kalk. Zinssatz, real i Jahr Investitionsausgaben "I" Einnahmen "E t "

0,00% Inflationsfaktor p r 8,00% Abzinsungsfaktor, real q r *) 0 1 2 -25.000 9.500 € / a 9.500 9.500

Betriebskosten "A t " 1.000 € / a Einnahmenüberschuss "(E t - A t )" Barwert, Einnahmenüberschuss € Kapitalwert €

33.938 8.938

119

1,000 1,080 3

4

5

9.500

9.500

9.500

-1.000

-1.000

-1.000

-1.000

-1.000

8.500 7.870

8.500 7.287

8.500 6.748

8.500 6.248

8.500 5.785

*) Berechung des realen Abzinsungsfaktors qr = qn / p = 1,107/ 1,025 =1,080 und des realen Zinssatzes ir = qr -1 = 1,08 - 1 = 0,08 oder 8%

Beispiel 4.14: Kapitalwert eines Kraftwerkprojektes Postition Randbedingungen Leistung, netto Stromerzeugung, netto Strompreis kalkulatorischer Zinssatz, real kalkulatorische Nutzungsdauer "n" Rechnung Investitionsausgaben inkl. Bauzinsen "I 0 " Einnahmen, real, konstant "E" Betriebsausgaben, real, konstant "A" Einnahmenüberschuss "E - A" Barwertsummenfaktor "BWSF" *) Kapitalwert K 0 = - Io + BWSF x (E- A) 25

*) BWSF = (1,08

Einheit MW GWh/a € /MWh % Jahre Mio. € Mio. € / a Mio. € / a Mio. € / a Mio. €

Wert 555 4.163 38 8,00% 25 594 158,2 77,2 81,0 10,7 270,7

25

-1) / (1,08 x (1,08-1))

Beispiel 4.15: Kapitalwert von Heizkraftwerksvarianten Eine Papierfabrik steht vor der Entscheidung, das bestehende DampfHeizkraftwerk zu ertüchtigen und weiterzubetreiben (Nullvariante) oder ein neues Heizkraftwerk zu errichten. Der Strombedarf beträgt ca. 19 MW. Mit dem alten HKW muss Zusatzstrom bezogen werden. Die beiden neuen HKW-Varianten (ein neues Gasturbinen-HKW bzw. ein neues GuD-HKW) werden nach dem Wärmebedarf ausgelegt. Bedingt durch die höhere Leistung und Energieeffizienz erzeugen sie Überschussstrom, der in das Netz exportiert wird. Die Einnahmen aus dem Stromexport werden als Stromgutschrift von den Gesamtkosten abgezogen. Gesucht ist der Kapitalwert der Varianten im Vergleich zur Nullvariante, deren Kapitalwert gleich Null gesetzt wird. Nach dem Vergleich in der nachstehenden Tabelle hat die GuD-Variante den höheren Kapitalwert und ist folglich die relativ vorteilhafteste Variante.

120


Position

Ertüchtigung

GT-HKW

Alt-HKW

neu

neu

12 MW

42 MW

51 MW

Einheit

Investitionen "I" Summe Betriebsausgaben Instandhaltung Kapitalsteuern und Versicherungen Personal Brennstoffkosten, Erdgas Zusatzstrombezug Reserveleistung, für 16 MW ./. Stromgutschrift für Überschussstromverkauf *)

Betriebsausgaben nach Stromgutschrift "A" Kapitalwertermittlung Barwertsummenfaktor **) "BWSF" Mehr-Investitionsausgaben "ǻ A 0 " Betriebskosteneinsparungen "ǻ B A"

GuD-HKW

T€

16.000

40.000

48.000

T€ / a

14.750

20.059

21.826

T€ /a T€ / a T€ / a T€ / a T€ / a T€ / a T€ / a

640 80 500 11.714 1.512 305 0

1.000 200 500 17.833 0 526 -9.406

1.200 240 500 19.462 0 425 -12.552

T€ / a

14.750

10.653

9.274

T€ T€ / a

8,56 0 0

8,56 24.000 4.098

8,56 32.000 5.476

0

11.073

14.875

Kapitalwert K v = - ǻ A 0 + BWSF x ǻ B A *) inkl. Bonus für KWK-Strom und vermiedene Netznutzungsentgelte **) kalk. Zinssatz 8%, Nuttzungsdauer 15 Jahre, Werte gerundet

Ermittlung der spezifischen Stromgestehungskosten Ein Vergleich der Kapitalwerte ist meistens nicht das Ziel von Investitionsrechnungen für Projekte im Energiebereich. Das eigentliche Wirtschaftlichkeitskriterium sind die spezifischen Kosten pro Produkteinheit. Bei Kraftwerksprojekten sind es z.B. die durchschnittlichen Stromgestehungskosten (€/MWh). Sie werden als finanzmathematischer Mittelwert über die Nutzungsdauer ermittelt. Aus den Gleichungen für den Kapitalwert kann die nachstehende Formel abgeleitet werden. Auf ihrer linken Seite steht der Barwert der spez. Durchschnittskosten, multipliziert mit der jährlich produzierten Energiemenge; auf der rechten Seite steht die Summe der Barwerte aller Ausgaben. Die Ausdrücke auf beiden Seiten müssen gleich sein. t n

6 cm u

t 1

WEt qt

At 1 qt

t n

I0 6 t

Hierin bedeuten: cm: Die durchschnittlichen spezifischen Kosten in €/MWh WEt: Die produzierte Strommenge im jeweiligen Jahr in MWh/a Io: Die Investitionsausgaben in € At: Die Betriebsausgaben im jeweiligen Jahr in € / a t: Das jeweilige Betriebsjahr q: Diskontierungsfaktor q=1+i/100 i: kalkulatorischer Zinssatz in %/a n: Die kalkulatorische Nutzungsdauer des Projektes in Jahren

(4.18)


121

Daraus ergibt sich die Gleichung für den finanzmathematischen Durchschnitt der spezifischen Kosten (Die Ausgaben werden in diesem Fall als positive Werte eingesetzt):

At t 1 qt t nW 6 Et t 1 qt t n

I0 6 cm

(4.19)

Der Nenner stellt den Barwert einer Energiemenge dar, was oft auf Unverständnis stößt, weil der Barwert eigentlich auf Geldbeträge angewandt wird. Dies kommt jedoch durch die Umformung der ersten Gleichung zustande, deren beide Seiten Geldbeträge darstellen. Durch die Einführung der spezifischen Kosten als Wirtschaftlichkeitskriterium können auch Varianten eines Investitionsvorhabens mit unterschiedlichen Erzeugungsmengen und Nutzungsdauer verglichen werden.

Mittellast 5.500 h / a

Grundlast 7.000 h / a

Mittellast 5.000 h / a Summe

Jahr

Fahrweise

Beispiel 4.16: Finanzmathematischer Mittelwert der Stromgestehungskosten

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Strom-

Investition

erzeugung netto

fixe Kosten

variable Kosten

Summe

GWh

Mio €

Mio €

0 2.775 2.775 2.775 2.775 2.775 3.885 3.885 3.885 3.885 3.885 3.885 3.885 3.885 3.885 3.885 3.885 3.885 3.885 3.885 3.885 3.053 3.053 3.053 3.053 3.053 87.413

594,0 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 1.114

0,0 51,5 51,5 51,5 51,5 51,5 72,1 72,1 72,1 72,1 72,1 72,1 72,1 72,1 72,1 72,1 72,1 72,1 72,1 72,1 72,1 56,6 56,6 56,6 56,6 56,6 1.622

Stromgestehungskosten:

cm

Barwerte Kosten

Stromerzeugung

Mio €

Mio €

GWh

594 72,3 72,3 72,3 72,3 72,3 92,9 92,9 92,9 92,9 92,9 92,9 92,9 92,9 92,9 92,9 92,9 92,9 92,9 92,9 92,9 77,4 77,4 77,4 77,4 77,4 2.735

594,0 66,9 62,0 57,4 53,1 49,2 58,5 54,2 50,2 46,5 43,0 39,8 36,9 34,1 31,6 29,3 27,1 25,1 23,2 21,5 19,9 15,4 14,2 13,2 12,2 11,3 1.490

2.569,4 2.379,1 2.202,9 2.039,7 1.888,6 2.448,2 2.266,9 2.098,9 1.943,5 1.799,5 1.666,2 1.542,8 1.428,5 1.322,7 1.224,7 1.134,0 1.050,0 972,2 900,2 833,5 606,4 561,5 519,9 481,4 445,7 36.326

1.490 u 10 6 36.326 u 10 3

41,0

€ / MWh

122


4.3.2.2

Die interne Zinssatzmethode

Die interne Zinssatzmethode ist eine Sonderform der Kapitalwertmethode. Das Wirtschaftlichkeitskriterium ist derjenige Zinssatz, mit dem der Kapitalwert der Investition gleich Null wird. Er wird als interner Zinssatz („IRR“ Internal Rate of Return) bezeichnet. Dieser Zinssatz wird mit den Mindestverzinsungsanforderungen, die der Investor oder das Unternehmen erwartet, verglichen. Sofern der interne Zinssatz gleich oder größer ist als der erwartete Mindest-Zinssatz, gilt die Investition als wirtschaftlich. Die Methode ist auch als DCF-Methode, („DCF“ Discounted Cash Flow) oder als Barwertrentabilitätsmethode bekannt. Man unterscheidet oft zwischen internem Zinssatz auf das Gesamtkapital (IRR on assets) und internem Zinssatz auf das Eigenkapital (IRR on equity). Die finanzmathematische Gleichung für die Methode ist wie folgt und muss nach „q“ und anschließend nach „i = q -1“ aufgelöst werden: t n

I0 6

E

t 1

t

At qt

0

(4.20)

Falls der Einnahmeüberschuss (Et–At) als konstant (= E–A) angenommen wird, gewinnt man durch Umformung folgende Gleichung:

I 0 E A u

qn 1 q n u q 1

0

(4.21)

Der Quotient ist der Barwertsummenfaktor (BWSF). Die Lösung dieser Gleichung nach der Unbekannten „q“ ist sehr aufwendig und nur iterativ möglich. In der Praxis rechnet man den Kapitalwert für zwei unterschiedliche Zinssätze und bestimmt graphisch den internen Zinssatz näherungsweise nach folgender Abbildung. Anschließend wird mit dem graphisch ermittelten Zinssatz gerechnet, und die Berechnung solange wiederholt, bis der Kapitalwert Null wird: K0

IRR

i2 i1

Zinssatz

Abb. 4.3: Näherungsweise Ermittlung des internen Zinssatzes


123

Mit Tabellenkalkulationsprogrammen wie Excel kann der gesuchte Zinssatz jedoch leicht mit der Zielwertfunktion bestimmt werden. Dabei wird zuerst mit einem beliebigen Zinssatz gerechnet und anschließend der interne Zinssatz mit Hilfe der Zielwertsuchfunktion bestimmt (Extras, Zielwertsuche). Beispiel 4.17: Interner Zinssatz, Kraftwerksprojekt Für das Kraftwerksprojekt aus Beispiel 4.14 wird der interne Zinssatz gesucht. Die Gleichungen werden auf die gleiche Weise aufgestellt und anfänglich mit einem beliebigen Zinssatz gerechnet. Anschließend wird mit der Zielwertfunktion von MS-Excel der interne Zinssatz bestimmt. Positition Randbedingungen

Einheit

Leistung netto Stromerzeugung, netto Strompreis kalkulatorische Nutzungsdauer "n"

Wert

MW GWh/a € /MWh Jahre

555 4.163 38 25

Mio. € Mio. € / a

594 158,2

Mio. € / a Mio. € / a Mio. €

77,2 81,0 7,3 0,0

Rechnung Investitionsausgaben inkl. Bauzinsen "I 0 " Einnahmen, real, konstant "E" Betriebsausgaben, real, konstant "A" Einnahmenüberschuss "E - A" Barwertsummenfaktor "BWSF" *)

Kapitalwert K 0 = - Io + BWSF x (E- A) Interner Zinssatz

%

13,0%

MS-Excel Extras, Zielwertfunktion:

Zielzelle "Kapitalwert" Zielwert = 0 zu verändernde Zelle "interner Zinssatz"

Interne Zinssatzmethode beim Variantenvergleich Beim Variantenvergleich wird auch bei dieser Methode nur die Ausgabenseite betrachtet. Die Ermittlung des internen Zinssatzes erfolgt aus der Differenz der Investitionen und der Betriebskosteneinsparungen gegenüber der „Nullvariante“. Wenn die jährlichen Ausgaben als real konstant betrachtet werden, gilt folgende Gleichung (Ableitung aus Gl. 4.21 für den internen Zinssatz durch Differenzbildung und Umformung):

'I i ,o 'BAi , 0

t n

1 1 qt

6

t

qn 1 q n q 1

BWSF

Hierin bedeuten: 'I i,0: Differenz der Investitionsausgaben der Varianten i und 0 'BA i,0: Differenz der Betriebsausgaben der Varianten i und 0 q: Abzinsungsfaktor

(4.22)

124


Der Ausdruck auf der rechten Seite ist der Barwertsummenfaktor. Die Ermittlung des internen Zinssatzes erfolgt in folgenden Schritten: x

x x

Ermittlung des Wertes des Barwertsummenfaktors BWSF (rechte Seite der Gleichung) aus dem bekannten Ausdruck 'Ii,0 /'BAi,0 auf der linken Seite. Ermittlung des Wertes von q, der die Bedingung BWSF ='Ii,0 /'BAi,0 erfüllt mit Hilfe der Zielwertfunktion von MS-Excel Ermittlung des internen Zinssatzes IRR = q -1 Die Vorgehensweise wird im nachstehenden Beispiel demonstriert.

Beispiel 4.18: Heizkraftwerk-Variantenvergleich mit der IRR Der Vergleich der HKW-Varianten für die Papierfabrik aus Beispiel 4.15 wird hier auch mit der internen Zinssatz-Methode durchgeführt. Symbol Position

Ertüchtigung GT-HKW Einheit

Formel

Alt-HKW (0) 12 MW

GuD-HKW

neu 42 MW

neu 51 MW

Randbedingungen Investitionsausgaben jährliche Betriebsausgaben *) Nutzungsdauer

I0

T€

16.000

40.000

48.000

BA

T€/a

14.750

10.653

9.274

n

a

15

ǻ B A i,0

T€/a

-

4.098

5.476

ǻI i,0

T€

-

24.000

32.000

- ǻI i,0 / ǻBA i,0

-

BWSF

-

15

15

Rechnung mit Zielwertsuchfunktion Differenz der Betriebsausgaben Differenzinvestition Quotient Barwertsummenfaktor (Zielzelle)

-

5,86

5,84

5,86

5,84

BWSF = -ǻ I i,0 / ǻA

zu erfüllende Bedingung

-

Diskontierungsfaktor

q

-

-

1,150

1,150

IRR= (q - 1) x 100

%

-

14,95%

15,03%

Interner Zinssatz

i,0

Ermittlung von IRR mit der Excelfunktion "Zielwertsuche" Zuerst einen beliebigen Wert in die Zelle eingeben, die den IRR enthält Zielzelle: auf die Zelle klicken, die den Wert für den BWSF enthält Excel: Extras, Zielwertsuche, ein Fenster erscheint Zielwert: Wert der Zelle - ǻI i,0 / ǻB A i,0 = 5,86 als Zahl eintippen! zu verändernde Zelle: auf die Zelle klicken, die für IRR steht mit OK bestätigen, der gesuchte IRR wird angezeigt, nochmals mit OK bestätigen *) nach Stromgutschrift

Beide Varianten für eine Neuanlage sind nach dem Ergebnis hinsichtlich ihrer Wirtschaftlichkeit quasi gleich. Wenn allerdings auch die Höhe der Investition als weiteres Kriterium herangezogen wird, dann würde die GT-Variante die Vorzugsvariante aus der Sicht eines Investors sein.


4.3.2.3

125

Die Annuitätenmethode

Bei der Annuitätenmethode werden alle mit einem Investitionsvorhaben zusammenhängenden Zahlungen finanzmathematisch in gleich hohe jährliche Raten umgewandelt. Die jährlichen Raten werden als Annuitäten bezeichnet (annual equivalent amounts - annuities). Die Umwandlung erfolgt in der Weise, dass der Summenbarwert der verschiedenen Zahlungsreihen mit dem Annuitätsfaktor multipliziert wird. Der Annuitätsfaktor ist der reziproke Wert des Rentenbarwertfaktors (siehe Tabelle 4.5) und lautet:

an

1 t n

1 1 qt

6

t

q n u ( q 1) qn 1

(4.23)

Hierin bedeutet: an: Annuitätsfaktor q: Diskontierungsfaktor q=1+i/100 i: kalkulatorischer Zinssatz in %/a t: Jahr der Nutzungsdauer 1,2,3….,n n: kalkulatorische Nutzungsdauer in Jahren

Tabellenkalkulationsprogramme wie MS-Excel verfügen über Funktionen zur Berechnung von Annuitäten und Annuitätsfaktoren (Excelfunktion „RMZ“). Bei Projekten im Energiebereich werden folgende Annuitäten gebildet: x x

x

Einnahmen. Als Einnahmen werden i.d.R. die Einnahmen für ein Durchschnittsjahr zugrunde gelegt und als gleichbleibend über die Nutzungsdauer angenommen. Kapitaldienst: Die Investitionsausgaben werden nicht zum Zeitpunkt ihres Anfalls, wie bei der Kapitalwertmethode, berücksichtigt, sondern sie werden (zuzüglich Bauzinsen) mit dem Annuitätsfaktor multipliziert und ergeben den jährlichen Kapitaldienst. Da die Finanzierungsanteile und die Ertragsteuern im Kalkulationszins (siehe Beispiel 4.4) berücksichtigt werden, enthält der jährliche Kapitaldienst die Abschreibungen, Zinsen für Fremdkapital, Eigenkapitalrendite und Ertragsteuer. Betriebsausgaben: Für die verschiedenen Betriebsausgaben (für Personal, Instandhaltung, Brennstoffe, etc.) werden normalerweise die Ausgaben für ein Durchschnittsjahr zugrunde gelegt, die dann als gleichbleibend über die Nutzungsdauer angenommen werden.

126


Als Vorteilhaftigkeitskriterium gilt dann die „Annuität aus den durchschnittlichen jährlichen Einnahmen abzüglich den jährlichen Kosten bestehend aus dem Kapitaldienst und den Betriebsausgaben“. Eine Investition ist vorteilhaft, wenn diese Annuität positiv ist (absolute Vorteilhaftigkeit). Beim Vergleich von Varianten für ein Investitionsvorhaben gilt die Variante, bei der diese Annuität am höchsten ist, als die Vorzugsvariante. Anwendung beim Variantenvergleich Wegen ihrer hohen Anschaulichkeit ist die Annuitätenmethode die in der Praxis am häufigsten verbreitete Methode zum Vergleich von Varianten für Investitionsvorhaben. Aus Gründen, die bereits in den vorigen Abschnitten erläutert wurden, wird beim Variantenvergleich für dasselbe Investitionsvorhaben i.d.R. nur die Kostenseite betrachtet. Kosten sind in diesem Zusammenhang die Annuitäten des Kapitaldienstes und der Betriebsausgaben. Vorteilhaftigkeitskriterium ist entweder die Höhe der durchschnittlichen Jahreskosten oder der spezifischen Kosten pro Produkteinheit. Letztere werden ermittelt durch Division der durchschnittlichen Jahreskosten durch die durchschnittliche jährliche Produktionsmenge. Beispiel 4.19: Heizkraftwerk-Variantenvergleich mit Annuitäten Die Heizkraftwerkvarianten in Beispiel 4.15 und Beispiel 4.18 werden in diesem Beispiel mit der Annuitätenmethode verglichen. Position

Einheit

Ertüchtigung

GT-HKW

Alt-HKW

neu

GuD-HKW neu

12 MW

42 MW

51 MW

Summe Betriebsausgaben

T€ / a

16.000 14.750

40.000 20.059

48.000 21.826

Instandhaltung Kapitalsteuern und Versicherungen Personal Brennstoffkosten, Erdgas Zusatzstrombezug Reserveleistung, für 16 MW ./. Stromgutschrift für Überschussstromverkauf **)

T€ / a T€ / a T€ / a T€ / a T€ / a T€ / a T€ / a

640 80 500 11.714 1.512 305 0

1.000 200 500 17.833 0 526 -9.406

1.200 240 500 19.462 0 425 -12.552

Betriebsausgaben nach Stromgutschrift + Kapitaldienst, Annuität *) Annuität der Gesamtjahreskosten

T€ / a T€ / a T€ / a

14.750 1.869

10.653 4.673

9.274 5.608

16.619

15.326

14.882

Investitionen

T€

*) kalk. Zinssatz 8%, Nutzungsdauer 15 Jahre, Werte gerundet **) inkl. Bonus für KWK-Strom und vermiedene Netznutzungsentgelte

Das GuD-HKW mit der niedrigsten Annuität der Kosten ist die vorteilhafteste Variante wie bei der Kapitalwertmethode in Beispiel 4.15. Nach der internen Zinssatzmethode in Beispiel 4.18 waren die Varianten GT-HKW und GuD-HKW näherungsweise gleich (IRR ca. 15%).


127

Anwendung der Annuitätenmethode mit Kosteneskalation Bei Anwendung der Annuitätenmethode für Wirtschaftlichkeitsvergleiche werden bei den Zahlungsreihen für die Betriebsausgaben gewöhnlich keine Preissteigerungen berücksichtigt. Diese werden als Durchschnittsausgaben über die Nutzungsdauer angesetzt. In der Tabelle 4.5 wurde folgende Formel entwickelt, mit der auch Steigerungsraten berücksichtigt werden können. Die Formel ergibt quasi den finanzmathematischen Mittelwert (=Annuität) einer Zahlungsreihe mit einer jährlichen Steigerungsrate.

AN esc

k0 u

(q n p n ) u p ( q 1) u n (q p) ( q 1)

(4.24)

Die Symbole in der Formel bedeuten: k0: Einzelnes Glied der Zahlungsreihe, z.B. Instandhaltungskosten im 1. Jahr q: Auf- bzw. Abzinsungsfaktor = 1+i /100 i: Zinssatz %/a p: Eskalationsfaktor =1+r/100 r: Eskalation % /a n: Gesamtperiode der Zahlungsreihe in Jahren Beispiel 4.20: Annuität der Personalkosten eines 600 MW-Kraftwerkes Ein neues Steinkohle-Kraftwerk hat ein Bedienungspersonal von 70 Personen. Die Personalkosten betragen bei Inbetriebnahme 6,3 Mio. €/a. Es wird angenommen, dass diese mit etwa 1%/a über die allgemeine Inflationsrate während der Nutzungsdauer von 35 Jahren steigen werden. Zu ermitteln ist die Annuität der Personalkosten (realer Zinssatz 8%/a).

AN esc

6,3 u

1,08

1,0135 u 1,01 1,08 1 u 1,08 1,01 1,08 35 1

35

7,05 Mio. €

Anmerkung: Die Gesamtjahreskosten des Kraftwerkes (s. Beispiel 4.16) liegen in der Größenordnung von 72 Mio. €/a. Durch die Berücksichtigung der Steigerungsrate ergibt sich eine Differenz bei den Personalkosten von 7,05 – 6,3= 0,75 Mio. €/a bzw. bezogen auf die Gesamtjahreskosten ca. 1,05 %. Unter Berücksichtigung der Unsicherheiten während eines Zeitraums von 35 Jahren ist dies vernachlässigbar. Die Schlussfolgerung daraus ist, dass sich bei den üblichen Steigerungsraten der fixen Betriebskosten deren Berücksichtigung bei Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen erübrigt, wenn diese auf realer Basis durchgeführt werden. Bei Brennstoffpreisen sind jährliche Steigerungsraten ohnehin nicht der richtige Ansatz, wie in Kapitel 1 gezeigt wurde.

128


4.3.3 Statische Verfahren

Statische Verfahren werden in der Energiewirtschaft und bei der Industrie zur Beurteilung der Wirtschaftlichkeit von relativ kleinen Investitionsvorhaben, insbesondere zur Einsparung von Energie- bzw. Betriebskosten, eingesetzt. Wegen ihrer zumeist relativ kleinen Größenordnung erscheint es in diesem Zusammenhang sinnvoller, von Maßnahmen anstatt von Investitionsvorhaben zu sprechen. 4.3.3.1

Amortisationsrechnung

Im Rahmen von Energie-Audits oder Energieeinsparstudien, z.B. für einen Industriebetrieb, werden eine Reihe von Maßnahmen identifiziert, die zur Betriebskosteneinsparung beitragen können. Es ist nicht notwendig und auch aus Kostengründen nicht vertretbar, im Rahmen von Energie-Audits rechenaufwändige Methoden für die Beurteilung der Wirtschaftlichkeit solcher Maßnahmen anzuwenden. Ein geeignetes und übersichtliches Verfahren für diesen Zweck ist die statische Amortisations- oder Payback-Zeit Methode (Der Begriff Payback wird auch im deutschen anstatt Amortisation bevorzugt gebraucht). Bei der Amortisationsrechnung wird die Anzahl der Jahre berechnet, die nötig ist, bis das eingesetzte Kapital für eine Maßnahme durch Kosteneinsparungen wieder erwirtschaftet wird; dabei wird die Verzinsung nicht berücksichtigt (Im Englischen wird deshalb der Begriff „simple payback“ verwendet). In der Praxis werden die jährlichen Einsparungen als konstant angenommen: Payback Zeit t

Kapitaleinsatz Netto Einsparung

I0 EA

>a @

(4.25)

Hierin bedeuten: t: Payback-Zeit in Jahren I0: Kapitaleinsatz in € E-A: Kosteneinsparung gegenüber Nullvariante in €/a

Die Payback-Zeit von Energiesparmaßnahmen wird i.d.R. gegen eine Nullvariante, meistens die Fortführung des IST-Zustandes, gerechnet. Dann sind die Differenzinvestition und die Kosteneinsparung in Bezug auf diese Nullvariante in die Formel einzusetzen. Wegen der Nicht-Berücksichtigung der Verzinsung müssen zwei Kriterien erfüllt sein, damit eine Einsparmaßnahme als wirtschaftlich gelten kann:


x x

129

Die errechnete Payback-Zeit muss kürzer sein als die geforderte. Die Nutzungsdauer der Maßnahme muss länger sein als die PaybackZeit.

Die geforderte Payback-Zeit für Maßnahmen zur Betriebskosteneinsparung ist bei den verschiedenen Industriebranchen unterschiedlich, aber i.d.R. kurz, und liegt meistens, je nach Industriebranche, bei 3 bis maximal 5 Jahren. Die Nutzungsdauer der Maßnahme muss länger als die Payback-Zeit sein. Wenn sie gleich ist, dann wird das eingesetzte Kapital zwar wieder erwirtschaftet, jedoch ohne Verzinsung. Eine solche Maßnahme wäre eigentlich unwirtschaftlich. Deswegen müssen auch nach dem Ende der Payback-Zeit unbedingt Einsparungen erzielt werden. Die im Rahmen von Energie-Audits identifizierten Maßnahmen werden nach ihrer Bewertung in eine Rangliste aufgelistet. Dabei wird unterschieden zwischen no-cost-, low-cost- und high-cost-Maßnahmen. In der Rangliste haben alle „no-cost“ Maßnahmen erste Priorität. Bei Einordnung insbesondere der high-cost-Maßnahmen müssen neben der Payback-Zeit auch andere Kriterien eine Rolle spielen, z.B. die Höhe der Investition und unbedingt die voraussichtliche Nutzungsdauer der einzelnen Maßnahmen. Anwendung als dynamisches Verfahren Die Amortisationsrechnung kann auch dynamisch angewandt werden. Bei der Ermittlung der dynamischen Payback-Zeit werden die jährlichen Einsparungen diskontiert und von der Investitionsausgabe abgezogen. Die Differenz ist der Kapitalwert. Sobald dieser positiv wird, ist die Amortisationszeit erreicht. Dabei werden meistens wesentlich höhere Zinssätze eingesetzt als bei den üblichen dynamischen Investitionsrechnungen. Mit Tabellenkalkulationsprogrammen ist die dynamische Anwendung des Verfahrens kein Problem, es ist aber in der Praxis davon abzuraten, wenn es nicht ausdrücklich vom Investor verlangt wird. Dynamische Berechnungen führen insbesondere bei hohen Zinssätzen zu wesentlich höheren Payback-Zeiten, wie im nachstehenden Beispiel 4.21 gezeigt wird. Wenn ein Unternehmen die Payback-Zeit als Entscheidungskriterium verlangt, kann man voraussetzen, dass die statische Payback-Zeit gemeint ist. So kann die Realisierung von sinnvollen Maßnahmen, die gerade an der Wirtschaftlichkeitsschwelle liegen, u.U. scheitern, nur weil dynamisch gerechnet wurde. Beispiel 4.21: Kapitalwert und Amortisationszeit Im Beispiel wird die Vorgehensweise für eine Maßnahme bei drei unterschiedlichen Zinssätzen gezeigt. Beim Zinssatz 0% ist die Berechnung statisch (Payback-

130


Zeit). Die Maßnahme hat eine Anlaufzeit, d.h. die Einsparungen steigen allmählich und bleiben dann konstant. Kapitaleinsatz € Jahr

kalkulatorischer Zinssatz

Einsparung

0%

8%

€/a

18%

Kapitalwert

0

-100.000

-100.000

-100.000

-100.000

1

10.000

-90.000

-90.741

-91.525

2

15.000

-75.000

-77.881

-80.753

3

20.000

-55.000

-62.004

-68.580

4

25.000

-30.000

-43.628

-55.685

5

30.000

0

-23.211

-42.572

6

30.000

30.000

-4.306

-31.459

7

30.000

60.000

13.199

-22.041

8

30.000

90.000

29.407

-14.060

9

30.000

120.000

44.415

-7.297

10

30.000

150.000

58.310

5,0

Payback-Zeit, Jahre*)

6,2

-1.565

10,2

*) siehe auch Abbildung nachstehend

150.000 125.000 100.000

Kapitalwert €

75.000 50.000 25.000 Jahr 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0%

8%

18%

10

-25.000 -50.000 -75.000 -100.000 -125.000

Abb. 4.4: Kapitalwert und Payback-Zeit

Memo: Schlussfolgerung: Payback-Zeit immer statisch anwenden

11

4.4 Planerfolgsrechnungsmodelle

4.3.3.2

131

Rentabilitätsrechnung

Bei der Rentabilitätsrechnung wird der durchschnittliche Einnahmenüberschuss pro Jahr bzw. die Betriebskosteneinsparung bezogen auf das durchschnittlich gebundene Kapital ermittelt und mit der vom Unternehmen erwarteten Mindestrentabilität verglichen. Eine Investition ist wirtschaftlich, wenn die berechnete Rentabilität („ROI“ Return Of Investment) höher ist als die erwartete Mindestrentabilität (absolute Wirtschaftlichkeit); bei Alternativinvestitionen ist die Variante mit der höchsten Rentabilität die Vorzugsvariante. In der Praxis wird die Rentabilitätsrechnung wie die Payback-Methode zur Beurteilung der Wirtschaftlichkeit von Maßnahmen zur Energie- und Betriebskosteneinsparung angewandt. Als durchschnittlich gebundenes Kapital wird der Kapitaleinsatz zur Implementierung der Maßnahme und als Einsparung die durchschnittliche Einsparung eingesetzt. Die Gleichung lautet:

Re ntabilität

Nettoeinsp arung u 100 Kapitalein satz

EA I0

>%@

(4.26)

Die Rentabilität ist somit der Kehrwert der Payback-Zeit. Beispiel 4.22: Rentabilität einer Einsparmaßnahme Investition: Bruttoeinsparung: Zusätzliche Betriebskosten: Nettoeinsparung:

100.000 € 22.000 €/a 2.000 €/a 20.000 €/a

Rentabilität = (20.000 / 100.000)*100= 20%

4.4 Planerfolgsrechnungsmodelle Die dargestellten Investitionsrechnungsverfahren kommen bei der Abwicklung von Energieprojekten üblicherweise bei Konzeptstudien und teilweise bei Durchführbarkeitsstudien zur Anwendung (siehe Kapitel 10 „Abwicklung von Energieprojekten“). Wenn das Projekt eine fortgeschrittene Phase erreicht hat und Darlehen verhandelt werden, muss die Investitionsrechnung den Erfordernissen der Banken entsprechen, d.h. sie muss bankable sein. Hierzu werden aufwendige Planerfolgsmodelle angewandt, die aus mehreren Modulen bestehen; die wichtigsten davon sind: der Finanzierungsplan, die Gewinn-& Verlustrechnung, die Liquiditätsrechnung und schließ-

132


lich die Bilanz für das betreffende Projekt. Die Berechnungen werden für jedes einzelne Jahr der Nutzungsdauer des Projektes durchgeführt. Weitere wichtige Bestandteile von solchen Modellen sind auch die vertraglichen Randbedingungen u.a. Brennstoffbezugs-, Energielieferungs-, Wartungsund Betriebsführungsverträge mit den entsprechenden Konditionen. Die Modelle sind sehr projektspezifisch und deren ausführliche Behandlung würde den Rahmen dieses Buches sprengen. Eine vereinfachte Planerfolgsrechnung für einen Windpark ist im Kapitel 7, Tabelle7.34 wiedergegeben.

4.5 Randbedingungen für Wirtschaftlichkeitsrechnungen 4.5.1 Begriffsfestlegungen

Bei der Beschreibung der Investitionsrechnungsverfahren wurden bisher für die Zahlungsströme die Begriffe Einnahmen und Ausgaben verwendet. Im Rahmen von Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen in den nachfolgenden Kapiteln ist jedoch immer von Kosten die Rede. Deswegen ist es sinnvoll, zuerst einige der Begriffe zu klären. Einnahmen sind generell Zugänge von Zahlungsmitteln. Bei Energieprojekten bestehen diese Einnahmen meistens aus dem Energieverkauf. Sie ergeben sich aus dem Produkt von Absatzmenge und Verkaufspreis. Tabelle 4.6: Begriffe für Zahlungsströme

Investitionsausgaben Betriebsausgaben Abschreibungen Zinsen für Fremdkapital Körperschaftsteuer Gewerbesteuer Eigenkapitalrendite

Ausgaben

Aufwand

Kosten

x x x x x -

x -

x x x x x (x)

Ausgaben sind Abgänge von Zahlungsmitteln. Sie können einzelne Zahlungen sein wie die Investitionsausgaben oder periodische Zahlungen wie die jährlichen Betriebsausgaben. Als Aufwand wird bei Gewinn- & Verlustrechnungen der im Rechnungszeitraum zurechenbare Wert für den Verbrauch an Gütern und die Inanspruchnahme von Dienstleistungen bezeichnet. Bei Energieprojekten sind diese identisch mit den Betriebsausgaben.

4.5 Randbedingungen für Wirtschaftlichkeitsrechnungen

133

Unter dem Begriff Erlöse wird bei Gewinn- & Verlustrechnungen der Wert der in einem Rechnungsabschnitt (i.d.R. ein Jahr) produzierten Güter und erbrachten Dienstleistungen bezeichnet. Darin ist z.B. auch die Auflösung von Baukostenzuschüssen enthalten, die in der betreffenden Periode keine Zahlungseingänge sind. Die Kosten beinhalten neben den Ausgaben auch andere Bestandteile, wie die Abschreibungen, die keine Ausgaben sind, aber buchhalterisch aus steuerlichen Gründen und zur Bestimmung des Wertes der Produkte berücksichtigt werden. Zum Zwecke der Wertermittlung für die Produkte wird auch die Eigenkapitalrendite als kalkulatorischer Kostenbestandteil berücksichtigt. Vollkosten und Teilkosten: Bei Variantenvergleichen im Rahmen von Konzept- und Machbarkeitsstudien wird oft nur der Teil der Kosten, der für den Vergleich relevant ist, berücksichtigt. Wenn z.B. zu einem bestehenden Heizwerk eine KWK-Anlage hinzukommt und das Heizwerk als Spitzenlastanlage weiter genutzt werden soll, dann sind seine fixen Kosten bei allen KWK-Varianten gleich und für den Vergleich nicht relevant. Sie müssen nicht unbedingt berücksichtigt werden. In diesem Fall spricht man von einer Teilkostenrechnung. Wenn alle Kosten berücksichtigt werden, handelt es sich um eine Vollkostenrechnung. Als Grenzkosten werden die Kosten für die nächste zu produzierende Einheit bezeichnet. Bei Kraftwerken ist dies die nächste MWh Strom. Die Kosten hierfür sind größtenteils Brennstoffkosten, da alle anderen Kosten unverändert bleiben. In Zusammenhang mit dem CO2-Emissionshandel sind auch die Kosten für „zusätzliche“ Zertifikate Grenzkosten (siehe hierzu Kapitel 6, Tabelle 6.10). Anlaufkosten: Beim Ausbau von Fernwärme- und Gasnetzen fällt der größte Teil der Investition zu Anfang des Ausbaus an. Die Anschlüsse kommen aber i.d.R. schrittweise, und das Netz erreicht erst nach Jahren eine Vollauslastung. Die Zeit bis zur Vollauslastung wird als Anlaufphase bezeichnet. Während der Anlaufphase wird üblicherweise keine Kostendeckung erreicht, und die Verluste müssen zwischenfinanziert werden, wodurch Zusatzkosten (Anlaufkosten) entstehen. Sie können bei kapitalintensiven Systemen wie Fernwärmenetzen beträchtlich sein. 4.5.2 Kostenarten bei Energieprojekten

Die nachfolgenden Erläuterungen beziehen sich hauptsächlich auf Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen zur Ermittlung von Stromgestehungskosten bei Kraftwerksprojekten oder von Kosten für die Verteilung von Energie.

134


Dabei wird, wie bei der Beschreibung der Investitionsrechnungsverfahren erläutert, meistens nur die Kostenseite betrachtet. Durch eine Investition werden Zahlungsströme ausgelöst, die bei Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen als jährliche Kosten berücksichtigt werden. Die Kostenarten, die bei Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen von Energieprojekten vorkommen, können in folgende Gruppen eingeteilt werden. INVESTITIONSAUSGABEN €

JAHRESKOSTEN VON ENERGIEPROJEKTEN € / a

Fixe Kosten

Variable Kosten

kapitalgebundene Kosten

Ertragsteuern

verbrauchsunabhängige Kosten

verbrauchsabhängige Kosten

Abschreibungen

Körperschaftsteuer

Personalkosten

Kosten für Brennstoffe, Energien & Betriebsmittel

Fremdkapitalzinsen

Gewerbesteuer

fixe Instandhaltungskosten

variable Instandhaltungskosten

Sonstige fixe Betriebskosten

Kosten für Entsorgungsprodukte

Eigenkapitalrendite

Kapitaldienst

Betriebskosten

Energiegestehungskosten € / kWh

Abb. 4.5: Kostenarten von Energieprojekten

Von besonderer Bedeutung ist die Unterscheidung zwischen fixen und variablen Kosten. Die fixen Kosten fallen als Absolutbetrag (€/a) unabhängig vom Verbrauch bzw. der produzierten Energiemenge an. Wenn weniger als geplant produziert wird, steigen die spezifischen Kosten pro produzierter Energieeinheit, weil diese Kosten auf eine kleinere Energiemenge umgelegt werden. Die variablen Kosten sind dagegen als Absolutbetrag proportional zum Verbrauch bzw. zur produzierten Energiemenge. Bei der Energieerzeugung sind dies größtenteils die Brennstoffkosten. Ihr spezifischer Wert pro produzierter Energieeinheit bleibt praktisch konstant.

4.5 Randbedingungen für Wirtschaftlichkeitsrechnungen

135

Das Ziel von Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen in den nachfolgenden Kapiteln ist zumeist, die Energiegestehungskosten zu ermitteln. 4.5.3 Randbedingungen für Wirtschaftlichkeitsrechnungen

Nachstehend werden die Kostenkomponenten aus Abb. 4.5 erläutert. Die Ausführungen beziehen sich hauptsächlich auf die Wirtschaftlichkeitsberechnungen zur Ermittlung von Energiegestehungs- oder Verteilungskosten in den Kapiteln 7, 8 und 9. Investitionsausgaben: Die Investitionsausgaben werden üblicherweise in folgenden Gruppen zusammengefasst: x x x x x

Bautechnik Maschinentechnik Elektro- und Leittechnik Ingenieurleistungen für Planung und Überwachung Bauherrenleistungen

Bei Generalunternehmervergabe enthält der Anschaffungspreis die ersten drei Positionen und einen Teil der Ingenieurleistungen (s. Kapitel 10). In den genannten Kapiteln werden Richtwerte für Investitionsausgaben in Form von Graphiken oder Tabellen für die betreffenden Anlagen oder Anlagenkomponenten angegeben. Diese Angaben sind für Konzeptstudien gedacht. Die tatsächlichen Investitionen sind meistens standortabhängig und auch abhängig von der Marktlage und können von den angegebenen Werten abweichen. Insbesondere bei Kraftwerksprojekten können wegen der großen Nachfrage in Zeiten starken Kraftwerksausbaus, wie er für die Jahre 2007-2012 in Deutschland erwartet wird, die Investitionen beträchtlich ansteigen. Kapitaldienst: Die Wirtschaftlichkeitsberechnungen in den genannten Kapiteln werden meistens nach der Annuitätenmethode durchgeführt. Der Kapitaldienst wird dabei durch Multiplikation der Investitionsausgaben mit dem Annuitätsfaktor ermittelt. Dieser enthält den kalkulatorischen Zinssatz mit allen in der entsprechenden Box der Abb. 4.5 angegebenen Kostenbestandteilen. Die Ertragsteuern sind auf die festgelegte Eigenkapitalrendite bezogen und werden deshalb auch als fixe Kosten betrachtet. Der kalkulatorische Zinssatz wurde in Abschnitt 4.1.2.5 in Beispiel 4.4 berechnet. Bei Investitionen im Privatbereich entspricht der kalkulatorische Zinssatz dem Bankzinssatz für Darlehen mit einer Laufzeit von 10 Jahren. Die Berechnungen werden mit den in der Tabelle angegebenen Zinssätzen durchgeführt.

136


Tabelle 4.7: Kalkulatorischer Zinssatz Kapitalgesellschaften Privatbereich

Nominal % 9,50 7,50

Real % 7,50 5,00

Für die Personalkosten wird bei der jeweiligen Rechnung die Anzahl an Bedienungspersonal angegeben. Es wird mit einem durchschnittlichen Personalkostensatz in €/Person und Jahr gerechnet. Es wird dabei nur Bedienungspersonal berücksichtigt. Die Instandhaltung von Anlagen wird gewöhnlich an Fremdfirmen vergeben. Die fixen Instandhaltungskosten werden mit auf die investitionsbezogenen Prozentsätze gerechnet. Bei Gasturbinen und Blockheizkraftwerken enthalten die Instandhaltungskosten in Wartungsverträgen sowohl einen fixen als auch einen variablen Bestandteil; der letztere ist auf die erzeugte MWh Strom bezogen. Die entsprechenden Sätze werden in den Berechnungstabellen angegeben. Die angesetzten Brennstoffpreise entsprechen den durchschnittlichen Preisen für das Jahr 2005 aus den offiziellen Statistiken (siehe Kapitel 1). Zusätzlich zu den Grenzübergangspreisen werden auch Transportkosten bzw. Netznutzungsentgelte für Erdgas berücksichtigt. Tabelle 4.8: Brennstoffpreise frei Kraftwerk

Handelseinheit typische Benutzungsdauer h/a € / Handelseinheit: Grenzübergang 2005 Inlandtransport frei Kraftwerk Handelsmarge 5% € / MWh in Hu frei Kraftwerk

Braunkohle t 7.500

Steinkohle t SKE 5.500

ErdgasGuD MWh in Ho 5.000

Erdgas GT MWh in Ho 1.250

11,50 3,97

65,02 6,00 71,02 3,25 9,12

16,13 65 € / (m3 a) 17,26 0,81 20,01

16,13 65 € / (m3 a) 20,65 0,81 23,76

Anmerkungen: Braunkohle: nach Angaben von Kraftwerksbetreibern, Studie /RK-NRW/ Steinkohle: CIF-Preis Überseehafen aus Statistik + 2 € Umschlaggebühr + 4 € Fracht Binnenschiff Erdgas: Grenzübergangspreis aus Statistik BAFA + Kapazitätsentgelt für Transportnetz

Die Kosten für Kernbrennstoff wurden in Beispiel 1.4 berechnet und betragen 1.595 US$ /kg Uranoxid; dies entspricht etwa 1,53 US$/MWhth Kosten für Betriebsmittel wie Kalkstein und Ammoniak für Rauchgasreinigungsanlagen sowie Kosten für die Entsorgungsprodukte wurden in Kapitel 6.2 ermittelt und werden bei den Wirtschaftlichkeitsberechnungen entsprechend berücksichtigt.


137

Sonstige Kosten sind z.B. Pachtgebühren bei Windparks, Kosten für Abriss und Entsorgung nach der Stillegung von Anlagen etc. Die Wirtschaftlichkeitsberechnungen werden inflationsbereinigt (real) und ohne Umsatz- bzw. Mehrwertsteuer durchgeführt.

Literaturverzeichnis >Däumler@ Klaus-Dieter Däumler, Investitionsrechnung, Leitfaden für Praktiker, Verlag Neue Wirtschafts-Briefe, Herne/Berlin, 1995 >DIHK@ Deutscher Industrie u. Handelskammertag, Liste der Gewerbesteuersätze, http://www.dihk-de/inhalt/themen/rechtundfairplay/steuerrecht/gewerbesteuer/ >Invest VDEW@ Investitionsrechnung in der Elektrizitätsversorgung, 3. Ausgabe, Vereinigung Deutscher Elektrizitätswerke - VDEW - e.V., 1993 >Moran@ Kate Moran, Investment Appraisal for Non-Financial Managers, Prentice Hall, London, 1995 >Kruschwitz@ Lutz Kruschwitz, Investitionsrechnung, 5. Auflage, Walter de Gruyter. Berlin New York, 1993 >Cassimatis@ Peter Cassimatis, A Concise Introduction to Engineering Economics, UNWIN HYMAN Ltd, London, 1988 >WIFO@ Österreichisches Institut für Wirtschaftforschung, www.wifo.ac.at >WKO@ Wirtschaftskammer Österreichs, www.wko.at/statistik/eu/eu-Zinsen.pdf

5. Physikalisch-technisches Grundwissen

5.1 Das internationale Einheitensystem 5.1.1 SI-Einheiten

Als Größen (quantities) werden in der Physik Erscheinungen bezeichnet, mit denen Vorgänge beschrieben werden wie Länge, Masse, Zeit, Geschwindigkeit usw. Als Einheitensystem für die physikalischen Größen ist in den meisten Ländern das „Standard Internationale Einheitensystem nach >ISO 1000@, abgekürzt SI-Maßsystem1“ in Gebrauch. In Deutschland sind die SI-Einheiten für den amtlichen und geschäftlichen Verkehr gesetzlich vorgeschrieben >R_80/181/EWG@; >EinhG@; >inhV@; >DIN 1301@; >DIN 1304@. Dieses SI-Maßsystem basiert auf 7 Basiseinheiten (base units); alle anderen Einheiten werden aus diesen abgeleitet. Tabelle 5.1: SI-Basisgrößen und Basiseinheiten SI-Basisgröße SI - Quantity Name / name Länge Masse Zeit Stromstärke Thermodynamische Temperatur Stoffmenge Lichtstärke

Formelzeichen l m t I T N L

SI-Basiseinheit SI-Base unit Zeichen Name / name Symbol Meter m Kilogramm kg Sekunde s Ampere A Kelvin K Mol mol Candela Cd

Für die Basiseinheit Meter „m“ und Kilogramm „kg“ befinden sich Prototypen im Museum für Maße und Gewichte in Sèrves bei Paris.

1

Système International d'Unités

140

5 Physikalisch-technisches Grundwissen

Die Grundeinheit für die Temperatur und für die Temperaturdifferenz ist Kelvin „K“ mit Formelzeichen T. Allerdings ist Grad Celsius „°C“ mit Formelzeichen „t“ für Temperaturangaben, jedoch nicht für Temperaturdifferenzen, weiterhin zugelassen: 1°C = 1 K

und

0 K = -273,15 °C

Die Temperatur 0 K bzw. -273,15 °C ist die niedrigste Temperatur überhaupt und wird in der Physik als absoluter Nullpunkt bezeichnet (Bei technischen Berechnungen wird meistens der Wert 273 verwendet). Die SI-Basiseinheit für die Stoffmenge (amount of substance) ist 1 Mol „mol“. Die genaue Definition lautet. 1 mol ist die Stoffmenge (bzw. Teilchenmenge) eines Stoffes, der so viele Teilchen enthält, wie es Atome in 12 g des Kohlenstoffisotops 12C gibt. Aus den Basiseinheiten und aus der Definition der physikalischen Größen werden durch Division oder Produktbildung alle anderen, sogenannten abgeleiteten Einheiten (derived units) gebildet. Die abgeleiteten Einheiten für einige im Rahmen der Energiewirtschaft relevanten Größen werden in der Tabelle 5.2 beschrieben und nachstehend erläutert. Die wichtigsten Vorsatzzeichen für Dezimale und Vielfache von SIEinheiten sind in der Tabelle 5.3 aufgelistet. Dezimale und Vielfache sind auch Potenzen von Einheiten z.B. x x

Für Fläche: km2, m2, cm2, mm2 Für Volumen: m3, dm3, cm3

Abkürzungen im Deutschen wie qm statt m2, ccm statt cm3 sind keine SI-Einheiten. Als weitere Einheiten werden vom Comité1 anerkannt und gebraucht: x x x

Für die Masse die Einheit Tonne „t“. 1 t = 1000 kg Für die Zeit die Einheiten Tag „d“, Stunde „h“ und Minute „min“ Für das Volumen Die Einheit Liter „1 l = 1 dm3 bzw. 1 m3 = 1000 l“

Die SI-Einheit für Druck ist 1 Pa (Pascal), das ist die Kraft, die ein N auf die Fläche von 1 m2 ausübt. Diese Einheit ist für technische Anwendungen zu klein. Meistens wird die abgeleitete Einheit „bar“ anstelle von „Pa“ oder das Vielfache „MPa“ benutzt. 1 bar = 100.000 Pa = 100 kPa = 0,1 MPa 1 kPa = 0,01 bar 1 MPa = 10 bar

1

Comité International des Poids et Mesures

5.1 Das internationale Einheitensystem

141

Zu vermerken ist, dass der Druck zwar immer als Überdruck zum atmosphärischen Druck gemessen wird, bei Rechnungen aber immer der absolute Druck zu verwenden ist (absoluter Druck = gemessener Überdruck plus atmosphärischer Druck). Oft wird der gemessene Überdruck mit pÜ (englisch po) angegeben. Tabelle 5.2: Ausgewählte, abgeleitete SI-Einheiten Größenbezeichnung (name of Quantity) Formelzeichen Geschwindigkeit (speed - velocity)

Einheit (Unit)*) Symbol-Name (abgeleitet aus SIBasiseinheiten) m/s

X Beschleunigung **) (acceleration) a

Kraft (force) F

Arbeit und Energie (work, energy) W, E

Leistung (power) P

m/s2

N - Newton ( 1N = 1 kgm/s2)

J - Joule J=Nm=Wxs (1 J = 1 kgxm2/s2)

W - Watt W = J/s (1 W= 1 kgxm2/s3)

Definition

Geschwindigkeit X ist der zurückgelegte Weg s in m dividiert durch die Zeit t; X=s / t Beschleunigung a ist die Änderung der Geschwindigkeit m/s pro Zeiteinheit s; a=X/t Kraft F ist gleich „Masse x Beschleunigung“. 1 Newton N ist die Kraft, welche einwirkend auf einen Körper mit der Masse 1 kg ihm eine Beschleunigung von 1 m/s2 erteilt. Arbeit W ist „Kraft x Weg“. 1 Joule J ist die Arbeit, die verrichtet wird, wenn eine Kraft von 1 N einem Körper mit der Masse 1 kg um 1 m in die Richtung der Kraft bewegt. Leistung P ist gleich verrichtete Arbeit J dividiert durch die Zeit s. P=W/t Druck p ist Kraft dividiert durch die Fläche deren Einwirkung.

Druck Pa - Pascal Pa = N/m2 (pressure) (1 Pa = kgx/ (m s2) ) p *) abgeleitet aus den Grundeinheiten oder aus anderen abgeleiteten Einheiten **) Eine besondere Beschleunigung ist die Erdbeschleunigung g = 9,81 m/s2

142


Tabelle 5.3: Vorsätze und Vorsatzzeichen für Dezimale und Vielfache Vorsatz Prefix Mikro Milli Zenti Dezi Hekto Kilo Mega Giga Tera Peta

Zeichen Symbol P m c d h k M G T P

Faktor 10-6 10-3 10-2 10-1 102 103 106 109 1012 1015

Beispiel Name Zeichen Mikrometer Pm Millimeter mm Zentimeter cm Dezimeter dm Hektoliter hl Kilogramm kg Megawatt MW Gigawatt GW Terajoule TJ Petajoule PJ

5.1.2 Regeln für die Schreibweise von Größen und Einheiten

Die Schreibweisen für Größen und Einheiten sind in >DIN 1313@ und >DIN 1338@ genormt. Eine gute und übersichtliche Zusammenfassung der Regeln ist in >Rohde&Schwarz@ zu ersehen. Nachstehend werden die wichtigsten Regeln zusammengefasst: x

x x x

Formelzeichen für physikalische Größen werden kursiv geschrieben und sollen aus nur einem Buchstaben bestehen (z.B. P für Leistung). Die Benutzung von Indizes zur Unterscheidung von Größen gleicher Art ist erlaubt (z.B. PN für Nennleistung, siehe auch Vermerk unten) Einheiten und ihre Vorsätze werden in Steilschrift geschrieben (z.B. m/s, kg, MW) Größen werden als Produkt von Maßzahl und der entsprechenden Einheit mit einer Leerstelle dazwischen dargestellt (z.B. P= 500 kW, l = 10 m, H = 500 kJ) Kombinierte Einheiten werden als Produkt oder als Quotient dargestellt (wie: Nm , m/s , ms-1)

Vermerk: Nicht korrekt ist es, SI-Einheiten durch zusätzliche Kennzeichen wie Indizes zu verändern oder in Klammern zu setzen. Diese Regel wird in der Praxis aber oft nicht befolgt, um Einheiten gleicher Art voneinander zu unterscheiden. Es ist auch nicht normgerecht, für elektrische Leistung z.B. kWel oder für thermische Leistung kWth zu schreiben (Im englischen entsprechend kWe und kWt). Zur Klarstellung bei Rechnungen ist es aber oft hilfreich und sinnvoll und, wenn es der Klarstellung dient, wird dies auch in diesem Buch so praktiziert.

5.1 Das internationale Einheitensystem

143

5.1.3 Der richtige Umgang mit Einheiten in Formeln

Für die Richtigkeit von Berechnungen mit Formeln ist der korrekte Umgang mit den Einheiten entscheidend (siehe auch >Rohde&Schwarz@). Die in eine Formel einzusetzenden Größen werden meistens mit Einheiten angegeben, die für die Berechnung nicht geeignet sind. Der beste Weg, Fehler zu vermeiden, ist, die Größen in die aus den Grundeinheiten abgeleitete Form umzuwandeln und in die Formel einzusetzen. Das soll in einem einfachen Fall erläutert werden: Beispiel 5.1: Berechnung der Pumpleistung Für die Pumpleistung in einem geschlossenen Kreis gilt die Formel: W P=Qxxp/K Eingaben: Q = 110 m3/h; p = 12 bar; K = 85% Umwandlung in Grundeinheiten: Q =110 m3/h = 110/3600 m3/s; P =12 bar = 12x105 Pa (=N/m2); K = 0,85 in die Formel

P

110 u 12 u 10 5 m 3 N 3600 u 0,85 s m 2

43.137

Nm s

43.137 W

43,14 kW

Der Anwender muss natürlich wissen, dass 1 Nxm = 1 J und 1 J/s =1 W ist. Deswegen muss man sich die Definitionen der Größen und Einheiten und ihre Ableitung aus den Grundeinheiten aneignen (Tabelle 5.2); für den Umgang mit Formeln ist dies unerlässlich. Vermerk: Die Formel oben wurde mit dem MS-Formeleditor geschrieben. Dieser schreibt alle Buchstaben kursiv. Deswegen sind auch die Einheiten W, kW kursiv geschrieben. Man sieht auch hier, dass in der Praxis die Regeln nicht immer eingehalten werden können.

Formeln werden oft auch als Zahlenformeln angegeben. Dann muss daneben angegeben werden, mit welcher Einheit die Größen in die Formel eingesetzt werden müssen. Beispiel 5.2: Berechnung der Pumpleistung mit Zahlenformel Die Zahlenformel für Pumpleistung lautet z.B: P= 100xQx p/K kW Eingaben: Q in m3/s und p in bar

P

100 u 110 u 12 3600 u 0,85

43,14 kW

144


5.2 Basiswissen Thermodynamik 5.2.1 Allgemeine Definitionen

5.2.1.1 Energie und Arbeit

Als Energie E wird die Fähigkeit, Arbeit W zu verrichten, bezeichnet. Man unterscheidet verschiedene Energieformen: potentielle Energie, kinetische Energie, mechanische Energie, elektrische Energie, thermische Energie. Für die Wärme oder thermische Energie gilt das Formelzeichen Q mit der Einheit J bzw. für die spezifische Wärme q mit der Einheit J/kg. Da die Einheit J bzw. Ws für praktische Anwendungen zu klein ist werden in der Praxis die Vielfachen verwendet: 1 kJ; 1 MJ; 1 GJ 1 kWh; 1 MWh; 1 GWh; 1 TWh wobei gilt 1 kWh = 3.600 kJ In Deutschland werden alle leitungsgebundenen Energien (Strom, Erdgas, Fernwärme) mit der Einheit kWh verkauft. Um die Berechnungen z.B. bei Energiebilanzen zu erleichtern, wird i.d.R. für alle Energieformen die Einheit kWh und deren Vielfaches bevorzugt verwendet. In Statistiken wird weiterhin die Einheit 1 t SKE gebraucht. 1 t SKE entspricht 7 Gcal (alte Energieeinheit 1 kcal = 4,187 kJ). Die in den Statistiken verwendeten Einheiten sind meistens: 1 Mio. t SKE = 8,14 TWh = 29,308 PJ = 7 Pcal 5.2.1.2 Thermodynamisches System

Ein thermodynamisches System ist ein gedanklich abgegrenzter Bereich aus Materie oder fester Masse, der in einer energetischen und stofflichen Wechselwirkung mit seiner Umgebung steht. Die Systemgrenzen (system boundaries) werden so festgelegt, dass sinnvolle Aussagen über den Stoffund Energieaustausch mit der Umgebung möglich sind. Die Systemgrenzen können fix oder beweglich sein. Bei einem geschlossenen System (closed system), z.B. Thermosflasche, findet, im Gegensatz zu einem offenem System (z.B. Wärmetauscher), kein stofflicher Austausch mit der Umgebung statt. Bei einem abgeschlossenen System (isolated system) findet weder stofflicher noch energetischer Austausch mit der Umgebung statt.

5.2 Basiswissen Thermodynamik

145

In der Abb. 5.1 ist das im Zylinder eingeschlossene Gas das System. Es handelt sich um ein geschlossenes System. Wenn dem System mit einem Bunsenbrenner Wärme zugeführt wird, dann erhöht sich sein Volumen und die Systemgrenzen verschieben sich. Wenn der Zylinder so gut isoliert ist, dass kein Energieaustausch mit seiner Umgebung stattfindet, dann ist dies ein abgeschlossenes System. Bei Kreisprozessen ist das Arbeitsmittel das thermodynamische System. Gewicht

Gas (System)

Systemgrenzen

Abb. 5.1: Beispiel eines thermodynamischen Systems

5.2.1.3 Zustandsgrößen, Prozessgrößen, Gleichgewichtszustand

Der „augenblickliche Zustand“ eines thermodynamischen Systems wird durch die Zustandsgrößen (properties of state) beschrieben. Es wird zwischen „intensiven“ und „extensiven“ Zustandsgrößen unterschieden. Intensive Zustandsgrößen sind von der Masse unabhängig, der Wert der extensiven Zustandsgrößen ist direkt abhängig von der Masse. Extensive Zustandsgrößen sind Masse m, Volumen V, innere Energie U, Enthalpie H und Entropie S. Intensive Zustandsgrößen sind Druck p und Temperatur T sowie die auf die Masseneinheit kg bezogenen spezifischen Größen: spezifisches Volumen X, Dichte U, innere Energie u, Enthalpie h, Entropie s. Letztere werden im Gegensatz zu den absoluten Größen, die mit Großbuchstaben angegeben werden, durch Kleinbuchstaben angegeben. Prozessgrößen sind Arbeit W bzw. w und Wärmemenge Q bzw. q, beides mit der Einheit kJ bzw. kJ/kg. Ein thermodynamisches System befindet sich in Gleichgewichtszustand (thermodynamic equilibrium), wenn seine Zustandsgrößen konstant bleiben. Im Gleichgewichtszustand findet auch keine Entropieänderung statt. Gleichungen, die konkrete Zusammenhänge zwischen den Zustandsgrößen eines Systems beschreiben, werden Zustandsgleichungen (equations of state) genannt (siehe z.B. Zustandsgleichung des idealen Gases).

146


5.2.1.4 Prozess und Kreisprozess

In einem thermodynamischen Prozess (thermodynamic process) oder eine Zustandsänderung geht ein System von einem Gleichgewichtszustand zu einem anderen über, dabei ändern sich seine Zustandsgrößen. Bei einem thermodynamischen Kreisprozess (thermodynamic cycle), z.B. in einem Kraftwerksprozess, handelt es sich um eine zyklische Folge von Zustandsänderungen eines Systems (Arbeitsmittel). Als Ergebnis eines Prozesses findet ein Energietransport in Form von Arbeit und Wärme über die Systemgrenzen hinaus statt. 5.2.1.5 Normzustand, Betriebszustand

Der Normzustand (normal conditions) legt Bezugskonditionen für thermodynamische Berechnungen fest; sie sind wie folgt definiert: Nach DIN 1343:

Nach ISO 2533:

Temperatur: tN = 0 °C bzw. TN= 273,15 K; Druck: pN = 101 325 Pa bzw. 1,013 bar Relative Feuchtigkeit: 0% Temperatur 15°C bzw. 288,15 K, sonst wie oben

Vermerk: Für Gasturbinen werden alle Leistungsangaben nach ISO bzw. DIN 4341 (Abnahmeregeln für Gasturbinen) für Normbezugsbedingungen (Temperatur 15°C, Druck 1,013 bar und relative Feuchte 60%) angegeben. Der Betriebszustand ist der Zustand, in dem ein Stoff tatsächlich vorkommt, z.B. Erdgas mit einer Temperatur von 25 °C und einem Druck von 12 bar. Umrechnungen vom Betriebszustand zum Normzustand können näherungsweise mit der Gleichung des idealen Gases durchgeführt werden. Das Normvolumen VN wird mit m3 (i.N.) angegeben, ältere Bezeichnungen wie Nm3 oder nm3 werden weiterhin verwendet. 5.2.1.6 Masse, Massenstrom, Kraft und Gewicht

Masse und Gewicht eines Körpers sind unterschiedliche Größen. Die Masse eines Körpers ist überall auf der Erde gleich. Sie wird in einer Gleichgewichtswaage gemessen. Das Gewicht eines Körpers ist dagegen eine Kraft entsprechend dem Produkt seiner Masse „m“ in kg multipliziert mit der Erdbeschleunigung „g“ in m/s2 und ihre Einheit ist 1 N (Newton): Gewicht: G = mx g

N

Als Vielfaches dieser Einheit wird 1 kN = 1.000 N verwendet. Die Erdbeschleunigung g beträgt für rechnerische Zwecke 9,81 m/s2 (9,8065 m/s2 bei Meereshöhe und 45° geographischer Breite). Sie ändert


147

sich abhängig von der geographischen Breite und der geodätischen Höhe. In Meereshöhe beträgt sie am Äquator 9,78 m/s2 und an den Polen 9,932 m/s2 . Die Masse von 1 kg wiegt demnach am Äquator 9,78 N und an anderen geographischen Breiten entsprechend mehr. Bei Kreisprozessrechnungen werden die Massenströme in kg/s oder in t/h angegeben (z.B. Dampfmassenstrom). 5.2.1.7 Volumen, spezifisches Volumen, Dichte, Volumenstrom

Das Volumen V in m3 bzw. das spezifische Volumen X in m3/kg ist eine Zustandsgröße. Der Kehrwert des spezifischen Volumens ist die Dichte (density) U in kg/m3. Bei festen und flüssigen Stoffen wird meistens die Dichte, bei gasförmigen das spezifische Volumen verwendet. Am häufigsten wird die Dichte von Luft und Wasser benötigt. Das spezifische Volumen von Dampf ist aus Dampftafeln >Springer Dampftafeln@ zu entnehmen oder aus Software-Programmen wie >WADAEXL@. Beide Größen sind temperaturabhängig; bei Gasen und Flüssigkeiten sind diese Größen auch druckabhängig. Bei Flüssigkeiten ist allerdings die Druckabhängigkeit nicht so stark wie bei Gasen. Tabelle 5.4: Dichte von Luft und Wasser Medium Luft bei 1 bar und 0°C Wasser, 20°C

kg/m3 1,275 1.000

Näherung >Recknagel@ U =1,275x273/(273+t) U =1006 - 0,26xt 0,0022xt2

Der Volumenstrom von Medien bei Kreisprozessrechnungen (z.B. Verbrennungsluft- oder Rauchgasvolumenstrom) wird in m3/s bzw. m3/h, meistens im Normzustand (i.N.), angegeben. 5.2.1.8 Der Erste Hauptsatz, innere Energie, Enthalpie

Energien können ganz oder teilweise von einer in eine andere Energieform umgewandelt werden. In einem abgeschlossenen System bleibt die Summe aller Energien bei jeder Energieumwandlung konstant. Die gesamte in einem System enthaltene Energie, unabhängig davon, in welcher Form sie zugeführt wurde, wird innere Energie (internal energy) U in kJ bzw. als spezifische Größe u in kJ/kg genannt. Sie ist eine Zustandsgröße und hängt nur vom Anfangs- und Endzustand des Systems ab. Der erste Hauptsatz der Thermodynamik lautet: Erster Hauptsatz: Die in einem thermodynamisch geschlossenen System (ohne Stoffübergang) zugeführte Wärmemenge Q ist gleich mit der

148


Summe der Zunahme der inneren Energie des Systems und der mechanischen Arbeit W, die nach außen abgegeben wird. Die Energiebilanzgleichung für das geschlossene System nach dem 1. Hauptsatz lautet damit. Q=U2-U1 + WX ,12

(5.1)

dQ = dU+dW= dU +p dV

(5.2)

oder als Differential

2

mit

dW = p dV bzw.

wX ,12

³ p dX

die Volumenänderungsarbeit.

1

Wenn die Zustandsänderung bei konstantem Volumen erfolgt, dann ist dV=0. Dann ist die innere Energie nur von der Temperatur abhängig. Daraus folgt die kalorische Bilanzgleichung: dQ = dU = m cX dT U2-U1= m cX (T2-T1)

(5.3)

cX in kJ/(kg K) ist die spezifische Wärmekapazität des Mediums bei konstantem Volumen. Durch Einführung der Enthalpie H in kJ bzw. h in kJ/kg H= U+ p V kJ bzw.als spezifische Größe

h = u +p X kJ/kg

sowie als Differential dH = dU +p dV + V dp eingesetzt in die Gl. 5.2 entsteht eine neue Form der Energiebilanzgleichung: dQ = dH - V dp

bzw. spezifisch

dq = dh - v dp 2

Der zweite Summand ist die spezifische technische Arbeit: wt ,12

³ v dp 1

Für Zustandsänderungen bei konstantem Druck, wie bei Erwärmungsund Abkühlungsvorgängen eines geschlossenen Systems, ist dp=0. Die Enthalpie ist dann nur noch von der Temperatur abhängig und kann als Produkt aus der spezifischen Wärmekapazität und der Temperatur dargestellt werden. So entsteht die Enthalpiebilanzgleichung:


149

dQ = dH =m cp dT h2- h1 = cp (t2 -t1)

(5.4)

Die spezifische Wärmekapazität cp J/(kgxK) ist eine Stoffgröße und ist bei konstantem Druck nur von der Temperatur abhängig. Bei technischen Berechnungen von Prozessen werden Wärmeströme oder Arbeit meistens als Enthalpiedifferenzen wie nachstehend ermittelt: Die spezifische Wärmekapazität einiger ausgewählter Medien ist nachstehend zu ersehen: Q = h2 h1= cp2xt2 cp1xt1

(5.5)

Tabelle 5.5: Richtwerte für die spez. Wärmekapazität ausgewählter Stoffe Arbeitsmittel Wasser 1 bar/15 °C 15 bar/125 °C 220 bar/180 °C Dampf 12 bar/250 °C 180 bar/540 °C Luft 1 bar/25 °C 1 bar/200 °C Gasturbinenabgas 1 bar/550 °C 1 bar/120 °C

cp kJ / (kg x K)

Vermerk

4,189 4,252 4,321

Zusatzwasser Speisewasser für Industriekessel Speisewasser für Kraftwerkskessel

2,272 2,894

Entnahmedampf Frischdampf

1,004 1,011 1,027 1,098

Austritt Gasturbine Austritt Kamin

Bei Luft und Gasturbinenabgasen kann man praktisch mit Durchschnittswerten rechnen, ebenfalls bei Wasser bei Drücken unterhalb 20 bar. Beim Dampf sollte man die Werte aus Tafeln oder aus EDVProgrammen entnehmen. Beispiel 5.3: Energiebilanz Abhitzekessel Aus einem Abgaswärmestrom von VN =39 kg/s soll in einem Abhitzekessel Dampf von 12 bar / 220 °C erzeugt werden. Der Prozess ist graphisch darzustellen, eine Wärmebilanz ist zu erstellen und daraus die erzeugte Dampfmenge m zu ermitteln.

150


Legende 39 1

m 12

Wasser Dampf Abgas

164,0 159

441 105

m 12 39 1

kg/s kJ/kg bar °C Abgas: c p = 1,03 (kJ/kg K) Wasser: c p = 4,2 kJ/(kg K) Dampf h = 2861 kJ/kg

2861 220

480 466

Wärmebilanz (eintretende gleich austretende Wärmemenge): m x 441 + 39 x 480 = m x 2861 + 39 x 164 kJ / kg m =

39 x (480 - 164) 2861 - 441

=

5,09

kg / s

5.2.1.9 Der Zweite Hauptsatz, Entropie, Exergie und Anergie

Während nach dem Ersten Hauptsatz der Thermodynamik eine vollständige Umwandlung zwischen Energieformen ohne Einschränkung möglich ist, schränkt der Zweite Hauptsatz die Umwandelbarkeit der Energie ein. Es gibt verschiedene Formulierungen, davon ist für praktische Anwendungen folgende am sinnvollsten: 2. Hauptsatz: Während mechanische Arbeit zu 100 Prozent in Wärme umgewandelt werden kann, kann Wärme nie vollständig in mechanische Arbeit umgewandelt werden. In der Thermodynamik unterscheidet man zwischen reversiblen (umkehrbaren) und irreversiblen (nicht-umkehrbaren) Prozessen. Bei reversiblen Prozessen ist eine Wiederherstellung des Anfangszustandes durch bloße Umkehrung des Weges und ohne Energiezufuhr von außen möglich. Irreversible Prozesse verlaufen dagegen nur in eine Richtung und können nur durch Energiezufuhr rückgängig gemacht werden. Der Zweite Hauptsatz der Thermodynamik besagt, dass es die Zustandsgröße Entropie S gibt, die in einem abgeschlossenen System niemals abnimmt. Alle technischen Prozesse sind irreversibel; sie sind durch eine Entropieänderung gekennzeichnet. Für ein geschlossenes System gilt: DS = dQ/Tt0 kJ/K


ds =dq/T t0

kJ/(kgxK)

151

(5.6)

und daraus für die zu- oder abgeführte Wärme: Q12 = T (S2S1)

(5.7)

Die Entropie S in kJ/K bzw. als spezifische Größe s in kJ/(kgxK) ist eine Zustandsgröße und wird insbesondere bei der Berechnung von Dampfkreisprozessen benötigt. Werte hierzu sind aus Dampftafeln, Mollier-(h-s)Diagrammen oder softwareprogrammen zu entnehmen. Als Exergie wird der Teil der Energie bezeichnet, der theoretisch vollständig in jede andere Energieform umgewandelt werden kann. Elektrische Energie kann z.B. zu 100% in mechanische oder thermische Energie umgewandelt werden. Dagegen kann thermische Energie nur zum Teil in mechanische oder elektrische Energie umgewandelt werden und dieser Teil wird mit abnehmendem Temperaturniveau kleiner. Der Restanteil wird als Anergie bezeichnet und wird bei der Umwandlung an die Umgebung abgeführt. Die Exergie eines Stoffes oder Mediums ist wie folgt definiert: Exergie:

e h hu Tu (s su ) kJ/kg

(5.8)

Darin bedeuten: e: spezifische Exergie in kJ/kg h, hu: spez. Enthalpie kJ/kg im augenblicklichen bzw. Umgebungszustand thermodynamische Temperatur der Umgebung in K Tu: s, su: Entropie kJ/(kgxK) im augenblicklichen bzw. Umgebungszustand

Auf der Basis Exergie basiert eines der Verfahren zur Kostenaufteilung bei gekoppelter Strom- und Wärmeerzeugung (siehe Beispiel 5.4). Beispiel 5.4: Dampfgestehungskosten nach der Exergiemethode In einem Heizkraftwerk wird aus einer Gegendruckturbine Prozessdampf bei 15 bar und bei 3,5 bar ausgekoppelt. Die spezifischen Dampfgestehungskosten sind nach der Exergiemethode (siehe hierzu Kapitel 8) zu ermitteln. Für Strom gilt 1,0 MWh Strom gleich 1,0 MWh Exergie, da Strom zu 100% in jede Energieform umgewandelt werden kann; als Umgebung mit Exergie Null soll Kühlwasser mit einer Temperatur von 15 °C angenommen werden. Die Stromgestehungskosten sind mit 50 €/MWh anzusetzen.

152


Position Strom Exergie eel Gestehungskosten c el Kühlwasser (Umgebung) *) Druck Temperatur Temperatur T u Enthalpie h u Entropie s u Dampf Druck Temperatur Enthalpie h D Entropie s D Exergie: e D = h D -h u -T u (s D -s u ) Exergie eD Dampfgestehungskosten: cD = eD x cel

Einheit

Zahlenwert

MWh / MWh € / MWh

1,0 50,0

bar °C K kJ /k g kJ / (kg K)

1 15 288 63 0,224

bar °C kJ /k g kJ / (kg K) kJ / kg MWh / t €/t

15,0 350 3.148 7,10 1.104 0,307 15,33

3,5 180 2.822 7,15 765 0,212 10,62

5.2.2 Thermodynamik der Gase und Gasgemische

5.2.2.1 Die Zustandsgleichung des idealen Gases

Der thermische Zustand von Gasen wird durch die Zustandsgrößen Druck p, Volumen V und Temperatur T definiert. Bei einer Zustandänderung bleibt der Quotient:

pV T

kons tan t

(5.9)

und die allgemeine Gleichung des idealen Gases (equation of the state) oder Idealgasgleichung lautet: pxX =RxT

(5.10)

pxV = mxRxT

(5.11)

Darin bedeuten: Druck Pa (N/m2) p: V, v: Volumen m3, spezifisches Volumen m3/kg T: thermodynamische Temperatur K R: Gaskonstante des betreffenden Gases J/(kgxK) m: Masse in kg


153

Gase, die bei Zustandsänderungen genau diese Gleichung erfüllen, heißen ideale Gase. Reale Gase erfüllen diese Gleichung nur annähernd. Für technische Rechnungen mit Luft, Rauchgasen und anderen technischen Gasen ist die Genauigkeit jedoch ausreichend. 5.2.2.2 Molmasse und Molvolumen von Gasen

Die Molmasse und die Gaskonstanten ausgewählte Stoffe sind in der nachstehenden Tabelle angegeben. Tabelle 5.6: Molmasse und Gaskonstante ausgewählter Stoffe Stoff Wasserstoff H2 Luft Stickstoff N2 Sauerstoff O2 Kohlendioxid CO2 Wasserdampf H2O (überhitzt)

Molmasse M kg/kmol 2,016 28,964 28,013 31,999 44,010 18,015

Gaskonstante R J/(kgxK) 4.124,40 287,06 296,80 259,83 188,92 461,51

Das von 1 kmol eines Gases eingenommene Volumen wird Molvolumen genannt und beträgt bei Normzustand (0°C; 1,013 bar) 22,4 m3. Memo: Molvolumen von Gasen: VM = 22,4 mn3 /kmol Beispiel 5.5: Sauerstoffbehälter Ein Behälter von 1,5 m3 Volumen enthält Sauerstoff bei Umgebungstemperatur von 20 °C mit einem Druck von 25 bar. Zu ermitteln ist die Masse des Sauerstoffs. Es gilt: mit p= 25 bar = 25x105 N/m2; R=259,83 J/(kgxK); T = 273+20 = 293 K

m

p uV R uT

25 u 10 5 u 1,5 259,83 u 293

(Kontrolle der Einheiten:

49,26 kg

N m 3 kg K m2 J K

N m kg J

J kg J

kg )

Beispiel 5.6: Spezifisches Volumen und Dichte der Luft Das spezifische Volumen der Luft bei Normzustand (M=28,964 kg/kmol):

XN

VM M

22,4 0,773 mn3/kg 28,964

UN

1

X

1,293

kg /mn3

154


5.2.2.3 Zustandsänderungsprozesse idealer Gase

In einem thermodynamischen Prozess oder einer Zustandsänderung (process) geht ein System (Arbeitsmedium) vom einem Gleichgewichtszustand zu einem anderen über. Dabei ändern sich seine Zustandsgrößen und es findet auch eine Energieumsetzung in Form von Wärme und Arbeit statt. Aus der Zustandsgleichung des idealen Gases folgt:

p1V1 T1

p 2 V2

(5.12)

T2

Daraus ergeben sich die drei Gleichungen für die Zustandsänderungen des idealen Gases. Isochore: Zustandsänderung bei konstantem Volumen

p1 T1

p2

(5.13)

T2

und für den Energieumsatz während der Zustandsänderung ergibt sich für die technische Arbeit und die Wärme:

W12 V1 u ( p1 p 2 )

Q12 m u c v u (T2 T1 )

(5.14)

Isobare: Zustandsänderung bei konstantem Druck: V1 T1

V2 T2

(5.15)

Während der Zustandsänderung ist die technische Arbeit und der Wärmeumsatz:

W12 0

Q12

m u c p u (T2 T1 )

(5.16)

Isotherme: Zustandsänderung bei konstanter Temperatur

p1V1

p2 V2

(5.17)

Während der Zustandsänderung ist die technische Arbeit und der Wärmeumsatz: W12

m RT1 ln

V1 V2

Q12

(5.18)


155

Isentrope: Zustandsänderung bei konstanter Entropie Eine besondere Zustandsänderung ist die Isentrope, bei der kein Wärmeaustausch mit der Umgebung stattfindet und die Entropie konstant bleibt. Die Gleichung für die isentrope Zustandsänderung lautet:

p1 V1N

p 2 V2N

(5.19)

sowie näherungsweise:

T2 T1

§ p2 · ¨¨ ¸¸ © p1 ¹

N 1 N

(5.20)

Für den Isentropenexponent N gilt näherungsweise: Tabelle 5.7: Näherungswerte für den Isentropenexponenten Gasart Einatomige Gase Zweiatomige Gase Dreiatomige Gase

Isentropenexponent N 1,67 1,40 1,33

Während der Zustandsänderung sind die technische Arbeit und der Wärmeumsatz:

W12

m c p (T2 T1 )

Q12

0

(5.21)

Eine Adiabate ist eine Zustandänderung bei dem ebenfalls, wie bei der Isentropen, kein Wärmeaustausch mit der Umgebung stattfindet, allerdings nimmt die Entropie im Gegensatz zur Isentropen durch Irreversibilitäten wie Reibung zu. Drosselung: Zustandsänderung bei konstanter Enthalpie Die Drosselung ist bei realen Prozessen ein oft vorkommender Vorgang. Dabei wird der Druck eines Arbeitsmediums durch Arbeitsvernichtung in einem Drosselventil reduziert. Das geschieht z.B. bei Erdgasübergabestationen oder gelegentlich auch in Kraftwerken. Die Enthalpie bleibt bei der Drosselung konstant und die Entropie nimmt zu. Beim idealen Gas bleibt wegen h=cp t auch die Temperatur bei der Drosselung konstant. Bei realen Gasen nimmt sie ab; deswegen muss z.B. bei Gasübergabestationen dem Gas Wärme zugeführt werden.

156


Beispiel 5.7: Umrechnung Abgasvolumen Das Abgasvolumenstrom eines mit Erdgas befeuerten 20 MW-Kessels beträgt ca. 22.000 mn3/h. Zur Dimensionierung des Schornsteinquerschnittes ist das tatsächliche Abgasvolumen bei der Temperatur von 145 °C zu ermitteln. Die Abgasgeschwindigkeit kann mit w =25 m /s angesetzt werden. Es wird eine isobare Zustandsänderung angenommen, dann gilt: V1 T1

V2

V2 T2

22.000 273

bzw.

273 145 u 22.000 273

V2 273 145 3 3 33.685 m /h bzw. 9,36 m /s

und der erforderliche Schornsteinquerschnitt A sowie der Durchmesser D betragen: A = V2 /w = 9,36 / 25 = 0,375 m2 D

4u A

S

4 u 0,375 3,14

0,69

m

Beispiel 5.8: Isentrope Entspannung von Hochofen-Gichtgas In einem Hochofen expandieren in einer Gasentspannungsturbine 675.000 kg/h Gichtgas von 2,8 bar und 110 °C auf 1,1 bar. Das Gichtgas kann als zweiatomiges Gas (50% N2+25% CO) angenommen werden mit cp=1,04 kJ/kgxK und N=1,4. Es wird annähernd adiabate Entspannung angenommen. Wirkungsgrad des Turbosatzes: 85%. Zu ermitteln ist die Leistung der Turbine. Zuerst ist die Temperatur am Ende der Entspannung zu ermitteln:

T2

§p · T1 ¨¨ 2 ¸¸ © p1 ¹

N 1 N

0, 4

§ 1,1 · 1, 4 (110 273) ¨ ¸ © 2,8 ¹

293 K

20 qC

W12 = mxcpx (T2-T1)xK W12 = 675.000/3.600x1,04x(383-293)*0,85 = 14.917 kW

5.2.2.4 Gasgemische, Luft

Bei der Energieerzeugung hat man gewöhnlich mit Gasgemischen wie Verbrennungsluft oder Rauchgasen zu tun. Nach dem Gesetz von Dalton nimmt in einer Gasmischung jedes Gas das gesamte verfügbare Volumen ein, als ob es die anderen Gase nicht gäbe. Das einzelne Gas steht unter dem Teildruck, dem sogenannten Partialdruck pi. Die Summe der Partialdrücke ergibt den Gesamtdruck. Das Ge-


157

samtvolumen ist die Summe der einzelnen Volumina vor der Mischung (gleicher Druck vorausgesetzt). p = 6 pi

V=6 Vi

Für die einzelnen Gase gilt die allgemeine Zustandsgleichung. Bei Berechnungen ist zu beachten, ob die Anteile der einzelnen Gase als Volumen- oder als Massenanteile angegeben werden, denn diese sind unterschiedlich. Es gilt: Raumanteil:

ri=Vi/V= pi /p=Mi/M und 6 ri =1

(5.22)

[i=mi/m und 6 [i=1

(5.23)

Massenanteil:

Ferner gelten folgende Formeln: Rm=6 [ixRi

(5.24)

Mm = 6 ( rix Mi)

(5.25)

Gaskonstante des Gemisches: Molmasse des Gemisches:

Die Luft ist ein Gemisch aus verschiedenen Gasen in folgender Zusammensetzung: Tabelle 5.8: Zusammensetzung der Luft Gasart

Volumenanteil ri %

Massenanteil [i %

Stickstoff N2 78,08 75,51 Sauerstoff O2 20,95 23,01 Argon A 0,93 1,29 Kohlendioxid CO2 0,03 0,04 Andere Gase 0,01 0,15 Für technische näherungsweise Berechnungen Stickstoff 79,0 76,6 Sauerstoff 21,0 23,4

Memo: Bei technischen Anwendungen wird näherungsweise mit einem Sauerstoffvolumenanteil von 21% und einem Stickstoffanteil von 79% gerechnet. Beispiel 5.9: Molmasse und Massenanteile der Luft Luft besteht zu 99% aus Stickstoff und Sauerstoff. Wenn die anderen Anteile vernachlässigt werden, dann gilt mit: N2: M=28 kg/kmol, R = 297 J/(kgxK) O2:M=32 kg/kmol; R=260 J/(kgxK)

158


Molmasse der Luft: MLuft| 6 rixMi =0,79 x 28 + 0,21 x 32=28,84 kg/kmol (exakter Wert : 28,964) Massenanteile: [ N2 = 0,79x28/28,84= 0,767 [ O2 = 0,21x32/28,84 = 0,233 Gaskonstante der Luft: R Luft = 6[ixRi =0,767x297 + 0,233x260 = 288,4

J/(kg K)

5.2.3 Wasserdampfthermodynamik

5.2.3.1 Der Verdampfungsprozess

Wasserdampf ist physikalisch gasförmiges Wasser. Es ist das wichtigste Arbeitsmedium bei der Energieerzeugung. Für die Darstellung von Zustandsänderungen mit Wasserdampf als Arbeitsmedium werden zwei Diagrammarten verwendet: x x

das Temperatur-Entropie-Diagramm (T-s-Diagramm) das Enthalpie-Entropie-Diagramm (h-s-Diagramm)

Für die visuelle Darstellung von Prozessen ist das T-s-Diagramm wegen seiner Anschaulichkeit vorzuziehen, vor allem, weil Wärmemenge oder Arbeit als Fläche erscheinen. Das h-s-Diagramm ist dagegen für Prozessberechnungen besser geeignet, weil die Arbeit als Streckenlänge (Enthalpiedifferenz) auf der Ordinaten-Achse abgegriffen werden kann. In der Abb. 5.2 wird der Verdampfungsprozess (evaporation process) in beiden Diagrammen dargestellt und dabei auch die Zustandsgrößen des Wasserdampfes erklärt. Die Glockenkurve in beiden Diagrammen ist die Sättigungskennlinie, auf der Zustände von gesättigtem Wasser oder Dampf dargestellt werden. Ein ausgeprägter Punkt dieser Kennlinie ist der sogenannte kritische Punkt (KP). Memo: kritischer Punkt von Wasserdampf: 221 bar / 374°C Wenn Wasser vom Zustand „1“ bei konstantem Druck aufgeheizt wird steigt seine Temperatur, bis der Siedepunkt „2“ (boiling point) auf der Sättigungslinie erreicht ist. Das Wasser ist in diesem Punkt gesättigt (saturated water) und fängt bei weiterer Wärmezufuhr an zu verdampfen (boiling). Druck und Temperatur bleiben beim Verdampfen konstant und es bildet sich ein Wasser-Dampf-Gemisch oder Nassdampf. Sobald das ganze Wasser verdampft ist – Punkt „3“ – , ist der Dampf gesättigt, man spricht vom Sattdampf (saturated steam). Bei weiterer Wärmezufuhr bleibt der


159

Druck konstant und die Temperatur steigt und es entsteht überhitzter Dampf – Punkt „4“ – oder Heißdampf (superheated steam). h-s h-s--Diagramm Diagramm tan t überhitzter Dampf

Wasser

Nassdampf Flüssigkeits -Dampf-Gemisch

Entropie kJ/(kg K) Verdampfungswärme

Überhitzungswärme

Fläche { Wärmemenge bzw. Arbeit

Enthalpie kJ / kg

p

nt

ko x= 0,9

200°C

0

2

h´ h1

dT un

ta ns ko

p

nsta nt p ko

3

KP 221 bar / 374°C

80 0, x=

Temperatur K

4

2 (Siedepunkt)

3

h´´

p, T konstant

Flüssigkeitswärme

T konstant

ns

KP : 221 bar / 374°C

1

4

ba r

h4

0,1 2

T-s T-s--Diagramm Diagramm

1 x: Dampfgehalt

Entropie kJ/(kg K) 1 - 2 : Flüssigkeitswärme qFl= h´ - h1´ kJ/kg 2 - 3 : Verdampfungswärme: r = h´´- h´ kJ/kg 3 - 4 : Überhitzungswärme q = h4 - h´´ kJ/kg Streckenlänge auf y-Achse { Wärmemenge bzw. Arbeit

Abb. 5.2: Verdampfungsvorgang im T-s- und h-s-Diagramm

Die zugeführten Wärmemengen erscheinen als Flächen im T-sDiagramm bzw. als Streckenlängen auf der y-Achse beim h-s-Diagramm. Alle Punkte auf der Sättigungslinie links vom kritischen Punkt stellen Zustände von gesättigtem Wasser, rechts davon Zustände von gesättigtem Dampf dar. Wenn Druck und Temperatur höher sind als die am kritischen Punkt dann findet kein Verdampfungsvorgang mehr statt und die Verdampfungswärme wird Null. Man spricht vom überkritischen Dampfzustand (supercritical state). Aus der Darstellung im T-s-Diagramm wird erkennbar, dass mit steigendem Druck die Verdampfungswärme (evaporation heat) immer kleiner und nach Erreichen des kritischen Punktes gleich Null wird. Das ist der Grund dafür, dass bei Dampfkraftwerken hohe Drücke angestrebt werden um den Brennstoffverbrauch zu minimieren. Ein weiteres Diagramm ist das Druck-Temperatur-Diagramm – Abb. 5.3 – ,in dem die zu jedem Druck zugehörige Sättigungstemperatur und umgekehrt dargestellt ist. Im Trippelpunkt steht Eis, flüssiges Wasser und Dampf im Gleichgewicht.

160


Druck [bar]

KP 220,64 bar / 374°C

Flüssigkeit Eis Dampf

KP: kritischer Punkt TP: Trippel punkt

TP: 0,00612 bar / 273,165 K (0,01°C) Temperatur [K]

Abb. 5.3: Druck-Temperatur Diagramm des Wassers

5.2.3.2 Zustandsgrößen des Wasserdampfes

Für die Zustandsgrößen des Dampfes werden üblicherweise folgende Symbole und Bezeichnungen verwendet. Tabelle 5.9: Bezeichnung der Zustandsgrößen des Wasserdampfes Symbol

Einheit

Zustandsgröße

h' ; h'' h s' ; s'' s ts ps v' ; v'' v r

kJ/kg kJ/kg kJ/(kgxK) kJ/(kgxK) °C bar m3/kg m3/kg kJ/kg

Spez. Sättigungsenthalpie des Wassers; des Wasserdampfes Spezifische Enthalpie des Heißdampfes Spez. Sättigungsentropie des Wassers; des Wasserdampfes Spezifische Entropie des Heißdampfes Sättigungstemperatur Sättigungsdruck Spezifisches Volumen des Wassers; des Wasserdampfes Spezifisches Volumen des Heißdampfes Spezifische Verdampfungswärme

Wegen der besonderen Bedeutung des Wasserdampfes wurden seit Jahren die Zustandsgrößen des Wasserdampfes experimentell ermittelt und auf sogenannten Dampftafeln aufgelistet. In dem zuvor erwähnten Mollierh-s Diagrammen werden diese graphisch dargestellt und mit deren Hilfe Kreisprozessrechnungen durchgeführt >Mollier-h-s-Diagramm@. Üblicherweise bestehen die Dampftafeln aus zwei Teilen: im ersten Teil werden die Zustandsgrößen bei Sättigung sowie die Verdampfungswärmen angegeben und im zweiten Teil die Zustandsgrößen des überhitzten Dampfes. Nach


161

Einführung der PCs wurde auch Software entwickelt, wie z.B. das bereits erwähnte WADAEXL, mit der Möglichkeit, die Zustandsgrößen als Funktionen (add-ins) in Tabellenkalkulationsprogrammen einzufügen, was die Berechnungen wesentlich erleichtert. Als Bezugspunkt für die Enthalpie h = 0 und die Entropie s = 0 wird üblicherweise der Trippelpunkt des Wassers festgelegt. Nachstehend auch Faustformeln für Überschlagsrechnungen für Wasserdampf bei Sättigung >Recknagel@: Sättigungstemperatur: t s | 100 4 p s °C (ps in bar)

§ 1 · Sättigungsdruck: p s | ¨¨ t s ¸¸ © 100 ¹

(5.26)

4

bar (ts in ° C)

(5.27)

5.2.4 Brennstoffe, Brennstoffkennwerte, Verbrennungsrechnung

5.2.4.1 Kennwerte ausgewählter Brennstoffe

Brennstoffe sind Energieträger, die chemisch gebundene Energie enthalten. Sie werden üblicherweise nach ihrem Aggregatzustand als feste, flüssige und gasförmige Brennstoffe klassifiziert. Den größten Anteil bei der Energieversorgung bilden weiterhin die fossilen Energieträger wie Kohle, Heizöl und Erdgas. Der Anteil der erneuerbaren Energieträger nimmt allerdings ständig zu. Von Bedeutung sind außerdem Ersatzbrennstoffe wie Müll und Reststoffe aus industriellen Prozessen. Richtwerte der wichtigsten Kenngrößen für ausgewählte Brennstoffe zeigt Tabelle 5.10, sie werden in den nachstehenden Abschnitten auch näher erläutert. Die Kennwerte werden in der Tabelle sowohl auf die Einheit kJ als auch auf die Einheit kWh bezogen. Die Kennwerte wurden für die in der Tabelle angegebene Zusammensetzung ermittelt. Je nach Herkunft und Zusammensetzung der Brennstoffe können die tatsächlichen Werte von den in der Tabelle angegebenen Richtwerten abweichen. Nachstehend werden die wichtigsten Kennwerte erläutert.

162


Tabelle 5.10: Kenndaten ausgewählter Brennstoffe, Richtwerte Handels-

Brennstoff

einheit

3,6

Brennwert H o MJ

pro Einheit

Feste Brennstoffe Kohlenstoff, rein Anthrazit Kraftwerkskohle Rohbraunkohle, Rhein Holz, lufttrocken Hausmüll

kg kg kg kg kg kg

-

Flüssige Brennstoffe Rohöl Heizöl EL Heizöl EL Heizöl S Rapsöl

kg kg l kg l

45,40 39,04 42,30 -

Gasförmige Brennstoffe Wasserstoff H2

m n3

Methan CH4

m n3

Erdgas L

m n3

Erdgas H Propan, flüssig C3H8

m n3 kg m n3

Propan, gasförmig C3H8

kWh

-

L min

V Af

mn3 pro

mn3 pro

Heizwert H u MJ

kWh

pro Einheit

Einheit

kWhHU

Einheit

kWhHU

34,80 32,27 28,10 11,10 14,94 9,50

9,67 8,96 7,81 3,08 4,15 2,64

8,89 8,32 7,29 3,17 3,83 -

0,92 0,93 0,93 1,03 0,92 -

8,89 8,55 7,66 4,03 4,55 -

0,92 0,95 0,98 1,31 1,10 -

12,61 10,85 11,75 -

41,92 42,18 36,27 40,20 35,10

11,12 9,56 10,58 -

0,95 0,95 0,95 -

11,84 10,18 11,20 -

1,01 1,01 1,00 -

12,75

3,54

10,78

11,64 11,72 10,08 11,17 9,75 2,99

2,38

0,79

2,88

0,96

39,82

11,06

35,88

9,97

9,52

0,96

10,50

1,05

35,20

9,78

31,80

8,83

8,40

0,95

9,40

1,06

41,30

11,47

37,30

10,36

9,80

0,95

10,90

1,05

50,34

13,98

46,12

12,81

11,78

0,92

12,77

1,00

101,70

28,25

93,18

25,88

23,80

0,92

25,80

1,00

Butan, flüssig C4H10

kg

49,50

13,75

45,72

12,70

11,45

0,90

12,37

0,97

Butan, gasförmig C4H10

m n3

133,78

37,16

123,57

34,33

30,94

0,90

33,44

0,97

Hochofen-Gichtgas

m n3

3,41

0,95

3,34

0,93

0,64

0,69

1,51

1,63

Konvertergas

m n3

8,28

2,30

8,23

2,29

1,54

0,67

2,21

0,97

Koksofengas

m n3

20,94

5,82

18,64

5,18

4,58

0,89

5,32

1,03

Grubengas

m n3

29,87

8,30

26,91

7,48

6,90

0,92

7,90

1,06

Klärgas Deponiegas

m n3 m n3

25,88 21,90

7,19 6,08

23,32 19,73

6,48 5,48

6,19 5,24

0,96 0,96

7,19 6,24

1,11 1,14

Quellen: Eigene Aufbereitung und teilweise Berechnungen aus verschiedenen Literaturquellen

5.2.4.2 Brennwert und Heizwert

Die Wärmemenge, die bei vollständiger Verbrennung eines Brennstoffes frei wird, wird als Brennwert Ho bezeichnet (Kürzel „Ho“ entsprechend früherer Bezeichnung „oberer Heizwert“). Dabei gilt nach den Definitionen in >DIN 5499@: Die Temperatur des Brennstoffes vor und nach der Verbrennung sowie seiner Verbrennungsprodukte beträgt 25°C und das im Brennstoff enthaltene Wasser sowie das beim Verbrennen des Wasserstoffes entstehende Wasser liegen in flüssigem Zustand vor. Mit anderen Worten, der Brennwert ist gleich der Reaktionsenthalpie des Brennstoffes plus der Kondensationswärme des in den Abgasen vorkommenden Wassers. Um die Kondensationswärme des Wasserdampfes vollständig zu gewinnen, müssen allerdings die Abgase auf die relativ niedrige Temperatur von unter 25°C abgekühlt werden, was in den meisten technischen Feue


163

Fortsetzung Tabelle 5.10: Kenndaten ausgewählter Brennstoffe, Richtwerte V Atr 3

mn pro

CO 2_max V Atr / L min %

CO2faktoren in Hu

Zusammensetzung Bemerkungen - Ausgewählte Daten

Einheit

kWhHU

in VAtr

-

kg/GJ

8,90 8,16 7,10 3,07 3,81 -

0,92 0,91 0,91 1,00 0,92 -

21,0% 19,5% 19,0% 18,3% 20,6% -

1,00 0,98 0,97 0,97 0,99 -

108 95 95 114 0 45

390 342 342 410 0 162

c=100% c=85%; h=3%; s=1%; o=2%; n=1% ;w=3%; a=5% c=72%; h=4,0%; s=1%; o=6;4%; n=1;1% ;w=8%; a=7,5% c=30%; h=3%; s=1%; o=10%; n=1% ;w=50%; a=5% c=42%; h=5%; s=0%; o=37%; n=0% ;w=15%; a=1% je nach Zusammensetzung 2,5 - 11 MJ

10,38 8,93 9,95 -

0,89 0,89 0,89 -

15,5% 15,5% 16,1% -

0,93 0,93 0,94 -

80 74 74 78 0

288 266 266 281 0

1 barrel = 159 l = 137 kg = 5,743 GJ Dichte 0,86 kg/l, Schwefelgehalt V@

(5.53)

Für die elektrische Leistung P in Watt (W) und Arbeit W in Joule (J), die beim Durchfließen eines Gleichstromes durch den Widerstand erzeugt bzw. verrichtet werden, gilt: El. Leistung:

P= UxI = RxI 2 >W@

(5.54)

Elektrische Leistung multipliziert mit der Zeit t ergibt die elektrische Arbeit: El. Arbeit:

W= Pxt = UxI t = Rx I 2 :t >J@

(5.55)

Es gibt zwei Schaltungsmöglichkeiten von Widerständen (Verbrauchern) in einem Stromkreis – Abb. 5.8.-, die Reihenschaltung und die Parallelschaltung. Bei einer Reihenschaltung werden die einzelnen Widerstände Ri von demselben Strom I durchflossen. Bei einer Parallelschaltung liegen alle Widerstände Ri an derselben Spannung U. Als Ersatzwiderstand Re wird ein einzelner Widerstand bezeichnet, der die gleiche Wirkung im Stromkreis hat wie die Summe der einzelnen Widerstände. Dieser ist: bei Reihenschaltung: Re = R1 + R2 + ...+Rn = 6 Ri bei Parallelschaltung:

(5.56)

1/Re = 1/R1 + 1/R2 +....+ 1/ Rn Re = 1 / 6 (1/Ri)

(5.57)

Für die Berechnung der einzelnen Spannungen und Ströme in einem Stromkreis gelten neben dem Ohmschen Gesetz die beiden Kirchhoffschen Gesetze, die Maschenregel und die Knotenregel, mit deren Hilfe auch komplizierte Schaltungen berechnet werden können. Maschenregel: Die Summe aller Spannungen in einem beliebigen geschlossenen Stromkreis ist gleich Null. 6 Ui = 0 Knotenregel: An jedem Knotenpunkt eines Stromkreises ist die Summe der zufließenden und der abfließenden Ströme gleich Null. 6 Ii = 0

5.3 Basiswissen Elektrotechnik

177

Bei der Anwendung der Regel erfolgt die Aufsummierung im Uhrzeigersinn. Alle im Uhrzeigersinn verlaufenden Spannungen werden als negativ, die entgegengesetzt verlaufenden als positiv betrachtet. R1

I

Stromquelle

I2

I

I1

U1

+ _ U

U2

R2

Stromquelle

+ _ U

R1

U

U

R2

U3

R3

U - U1 - U2 - U3 = 0 Re = Ȉ R i

I - I1 - I2 = 0 1 / Re = Ȉ ( 1 / R i ) ,

Re = 1 / Ȉ( 1/ R i )

U - I1 R1 - I2 R2 - I3 R3 = 0

I - U / R1 - U / R2 = 0

U - I Ȉ Ri = 0

I - U Ȉ( 1 / R i ) = 0

Abb. 5.8: Reihen- und Parallelschaltung von Widerständen

In der Abbildung handelt es sich um reine Reihen- bzw. Parallelschaltungen. Meistens bestehen Stromkreise jedoch aus einer Kombination der beiden Varianten, wobei überwiegend die Parallelschaltung Anwendung findet. Beispiel 5.11: Reihen- und Parallelschaltung von Widerständen

Zwei Verbraucher mit einem Widerstand von je 150 ȍ können entweder in Reihe oder parallel an eine Stromquelle mit der Spannung von 230 V angeschlossen werden. Man berechne die Ersatzwiderstände Re, die Stromstärken I und die Leistungen P. Reihenschaltung: Re = R + R= 300 ȍ I = U/R = 230/300=0,77 A P = UxI = 230 x 0,77 = 177 W Parallelschaltung: Re = 1 / 6(1/Ri) = 1/(2 / 150)= 75 ȍ P = UxI = 230x3,07 = 706 W

I = U/R = 230/75 = 3,07 A

In Parallelschaltung kann die vierfache Leistung installiert werden.

178


Beispiel 5.12: Ersatz von Glühlampen durch Energiesparlampen In einem Großraumbüro sind 25 Glühlampen installiert. Sie werden durch Sparlampen ersetzt. Man berechne die Kosten für einen Zeitraum von vier Jahren (Lebensdauer der Energiesparlampen). Lösung in der Tabelle:

Position Gegeben Betrachtungszeitraum Anzahl Lampen elektrische Leistung, Lampe Preis je Lampe Lebensdauer Benutzungsdauer Ersatzbedarf in 4 Jahren Strommischpreis Strombedarf Gesamtleistung Stromverbrauch Kosten in 4 Jahren Anschaffungskosten für Lampen Stromkosten Gesamtkosten

Einheit

Glühlampen

Energiesparlampen

Jahre W € h h /a Lampen ct / kWh

4 25 60 1,50 1.000 3.000 300 25

4 25 12 12,00 12.000 3.000 25 25

kW kWh / a

1,5 4.500

0,3 900

€ € €

450 4.500 4.950

300 900 1.200

5.3.1.2 Der Wechselstrom

Wechselstrom ist elektrischer Strom, bei dem sich Polarität, Stromstärke und Spannung periodisch ändern. Die in der Technik am meisten verwendete Form des Wechselstroms ist der sinusförmige Wechselstrom, bei dem die Augenblickswerte von Spannung und Stromstärke dem Verlauf einer Sinuskurve folgen. Die Erzeugung von Wechselstrom basiert auf dem Prinzip der Induktion. Wenn sich ein elektrischer Leiter in ein Magnetfeld bewegt, entsteht an den Enden des Leiters eine Spannung. Dieses Phänomen nennt man Induktion; es wird in Generatoren zur Umwandlung von mechanischer in elektrische Energie genutzt. Ein einfacher Wechselstromgenerator besteht aus einem Magneten und einer sich darin drehenden Spule (siehe Abb. 5.9). Durch die Drehung der Spule ändert das Magnetfeld seine Richtung und Stärke gegenüber zur Spule, und damit ändert auch die induzierte Spannung ihre Polarität und ihren Wert von Null bis auf den maximalen positiven und negativen Wert. Die maximale Spannung entsteht, wenn die Feldlinien des Magneten senkrecht zur Spule stehen; sie wird gleich Null, wenn sie parallel zur Spule

5.3 Basiswissen Elektrotechnik N

N

N

N

N

S

S

S

S

S

179

+

Spannung U

Us Is

Zeit

0 0°

45 °

90 °

135 °

180 °

225 °

270 °

315 °

360 °

Periode T

Abb. 5.9: Sinusförmiger Wechselstrom

stehen. Auf diese Weise entsteht durch Induktion sinusförmiger Wechselstrom. Da sich die Werte von Spannung und Stromstärke beim Wechselstrom zeitabhängig ändern, wurden zur Vereinfachung von Berechnungen die sogenannten Effektivwerte eingeführt. Die Effektivwerte entsprechen den Werten von Gleichstrom, die den gleichen Effekt bewirken. Zwischen den Effektivwerten und den Spitzenwerten Us bzw. IS gilt folgende Beziehung.

U eff U U S / 2 ....... I eff

I IS / 2

(5.58)

Größen von Wechselstrom werden mit Effektivwerten angegeben. Messinstrumente messen ebenfalls Effektivwerte. Periodendauer und Frequenz Die Zeit, die der Strom für eine volle Sinusschwingung benötigt, wird Periodendauer „T“ genannt. Ihre Einheit ist die Sekunde. Die Frequenz f gibt die Zahl der Perioden pro Sekunde an, ihre Einheit ist Hertz „Hz“.

Frequenz:

f = 1 /T >Hz@

Periodendauer:T=1 / f >s@

In Europa und in den meisten Ländern hat der Strom der öffentlichen Versorgung eine Frequenz von 50 Hz, in den USA und in manchen anderen Ländern, z.B. Saudi Arabien, 60 Hz. Die Dauer der Periode bei einer Frequenz von 50 Hz beträgt 0,02 s.

180


Induktiver und kapazitiver Widerstand Neben den Ohmschen Widerständen (ohmic resistance) gibt es bei Wechselstromkreisen auch kapazitive und induktive Widerstände. Kapazitive Widerstände (capacitance) werden durch Kondensatoren, induktive Widerstände (inductance) durch Spulen (coils), z.B. von Motoren, verursacht. Wenn bei einem Stromkreis nur Ohmsche Widerstände vorhanden sind, verlaufen Spannung und Strom in Phase. Bei reiner induktiver Belastung eilt die Spannung dem Strom mit einer Phasenverschiebung von 90° voraus, bei reiner kapazitiver Belastung eilt der Strom der Spannung um 90° voraus (siehe Abb. 5.10). Vorauseilend bedeutet in diesem Zusammenhang, das positive Maximum wird im Kurvenverlauf zuerst erreicht. Die englischen Ausdrücke hierfür sind leading und lagging. (e.g. current leads by 90°, current lags by 90°). In der Regel gibt es aber eine Mischung aus verschiedenen Widerständen und die Phasenverschiebung (phase difference) ist kleiner als 90°. Ohmsche Last

Induktive Last

Kapazitive Last

1,5 1,0 0,5 0,0 -0,5

0°

90°

180°

270°

360° 0°

90°

180°

270°

360°

0°

90°

180°

270°

360°

-1,0 -1,5

Spannung

Strom

Abb. 5.10: Spannungs- und Stromverlauf bei Wechselstrom

Beim Durchfluss des Stromes durch einen Ohmschen Widerstand entsteht Wärme. Die damit verbundene Leistung wird Wirkleistung P (active power) genannt. Bei induktiven und kapazitiven Widerständen wird elektrische Leistung zum Aufbau von Magnetfeldern genutzt. Sie wird als Blindleistung S (reactive power) bezeichnet. Die geometrische (vektorielle) Summe der beiden ist die Scheinleistung S (apparent power). Der Quotient aus Wirk- und Scheinleistung wird Leistungsfaktor (power factor) genannt. S

Q

ĳ

P

Leistungsfaktor:

cos M

P S

(5.59)


181

Für die aus Wirk- und Blindleistung zusammengesetzte Scheinleistung gilt: Scheinleistung:

S UI

P2 Q2

>VA@

(5.60)

Wirkleistung:

P = S cosM = U IxcosM >W@

(5.61)

Blindleistung:

Q = S sinM = U I sinM >Var@

(5.62)

Zur Unterscheidung von der Wirkleistung (1 W) ist die Einheit der Scheinleistung 1 Voltampère (VA) oder die Vielfachen 1 kVA und 1 MVA. Auch die Leistung von elektrischen Maschinen, wie Generatoren und Transformatoren, wird in kVA angegeben, zusammen mit dem cosM , der bei ihrer konstruktiven Auslegung zugrundegelegt wurde. Die Einheit für die Blindleistung ist 1 Var (Voltampère réactif). Zahlenmäßig ist 1 W = 1 VA = 1 Var, die unterschiedliche Schreibweise dient nur zur Unterscheidung. Wenn nur Ohmsche Widerstände im Stromkreis vorhanden sind, dann ist M = 0 und cosM = 1. Die gesamte Leistung kann als Wirkleistung genutzt werden. Bei 90° Phasenverschiebung, d.h. rein induktiver oder rein kapazitiver Belastung, ist cosM = 0 und damit auch die Wirkleistung Null, es steht damit nur Blindleistung zur Verfügung. Das Verhältnis zwischen Blind- und Wirkleistung in Abhängigkeit vom Leistungsfaktor wird durch folgende Gleichung angegeben: Q

P

1 1 cos 2 M

(5.63)

Blindstromkompensation Blindleistung entsteht überall dort in der Stromversorgung, wo Induktivitäten wie bei Motoren und Generatoren oder kapazitive Widerstände wie bei längeren Stromleitungen vorkommen. Das hat zur Folge, dass für die Verbraucher eine geringere Wirkleistung zur Verfügung steht bzw. die Übertragungskapazität der Leitungen vermindert wird. In der Praxis liegt der Leistungsfaktor in den meisten Fällen zwischen 0,8 und 1. Ein Leistungsfaktor von 0,8 entspricht einem Verhältnis von Blind- zur Wirkleistung von 75%. Wenn die Blindleistung zu hoch ist, muss sie kompensiert werden. Das geschieht bei induktiven Stromkreisen durch Parallelschaltung von angepassten kapazitiven Widerständen (Kondensatoren) zu den Induktivitäten.

182


Wirk- und Blindarbeit Wie bei der Leistung gibt es auch bei der Arbeit eine Wirk- und eine Blindkomponente. Die Wirkarbeit wird in kWh, die Blindarbeit in kVarh (r für reaktiv) angegeben. Bei industriellen Verbrauchern wird sowohl die Wirk- als auch die Blindarbeit gemessen. Die Blindarbeit ist bis zu einer gewissen Grenze kostenlos. Wenn diese Grenze überschritten wird, muss sie bezahlt werden. In neueren Verträgen beträgt diese Grenze 50% der Wirkarbeit, das entspricht einem Leistungsfaktor von ca. cosM = 0,9 (genau 0,894). 5.3.1.3 Der Drehstrom

Im vorigen Abschnitt wurde gezeigt, wie durch die Drehung einer Spule in einem homogenen Magnetfeld durch Induktion ein sinusförmiger Wechselstrom erzeugt werden kann. Nach dem gleichen Prinzip wird auch Drehstrom erzeugt. Wenn drei gleiche Spulen, die um 120° von einander versetzt auf einer gemeinsamen Achse angeordnet sind, sich in einem homogenen Magnetfeld drehen, dann werden drei Wechselspannungen erzeugt, die ebenfalls um 120° versetzt sind. Die beiden Enden der drei Spulen werden gemäß DIN IEL 60034-8 mit U1, V1, W1 und U2, V2, W2 bezeichnet. Wenn die Feldlinien des Magnetfeldes senkrecht zu einer der Spulen stehen, dann erreicht die zugehörige Spannung ihren Maximalwert -Abb. 5.11. Als Drehstrom oder Dreiphasen-Wechselstrom versteht man ein System von drei sinusförmigen Wechselspannungen mit gleicher Frequenz und gleichem Effektivwert, die zeitlich gegeneinander jeweils um eine Drittelperiode bzw. um 120° phasenverschoben sind >Linse@. Beim Drehstrom ist die Summe der drei Phasen – Abb. 5.11 – in jedem Augenblick gleich Null. Aus diesem Grund kann der Stromtransport, wenn die Belastung der drei Phasen gleichmäßig ist, mit nur drei Leitern erfolgen. Bei drei getrennten Wechselströmen wären dagegen 6 Leiter notwendig. Das ist einer der großen Vorteile von Drehstrom. Drehstromgeneratoren arbeiten nach dem gleichen Prinzip. Anstatt einfacher Spulen haben sie Wicklungen aus Kupfer, die als Stränge bezeichnet werden. Die beiden Enden der Stränge werden mit denselben Buchstaben bezeichnet, wie bei den Spulen bereits erwähnt. Für den Anschluss des Generators und den Anschluss von Verbrauchern an das Drehstromnetz gibt es zwei Schaltungsmöglichkeiten: die Stern- und die Dreieckschaltung,


183

1,25 1,00 W2

V1

U2

0,75 120°

0,50

W1

120°

U1

120°

120°

U2

V2

V1

U1 120°

120° W1

V2

W2

Spannung

120° 120°

120°

0,25 W1

V2

W2

U2

U1

V1

0,00 0°

30°

60°

90°

120°

150°

180°

210°

240°

270°

300°

330°

360°

-0,25 -0,50 -0,75 -1,00 120°

120°

120°

-1,25 Uu

Uv

Uw

Abb. 5.11: Spannungsverlauf bei Drehstrom

Wenn die Enden der drei Stränge U2, V2 und W2 des Generators überbrückt und die anderen Enden mit den Außenleitern L1, L2 und L3 verbunden werden, entsteht die sogenannte Sternschaltung (star connection), siehe Abb. 5.12. Man erhält so ein Drehstrom-Dreileiternetz. Am Sternpunkt ist die Summe der Ströme gleich Null. Bei gleichmäßiger Belastung der drei Außenleiter sind deshalb nur drei Leiter (anstatt 6 bei drei getrennten Wechselströmen) notwendig. Wenn die Außenleiter ungleichmäßig belastet sind, was meistens der Fall ist, schließt man an den Sternpunkt einen Nullleiter, der einen Ausgleichsstrom führt. Bei der Sternschaltung sind zwei Spannungen abgreifbar. Als Sternspannung bezeichnet man die Spannung zwischen den Außenleitern und dem Sternpunkt bzw. zwischen den Außenleitern und dem Nullleiter. Sie ist gleich mit den Strangspannungen (phase voltage) UY = USt. Die Spannung zwischen den Leitern UL (phase to phase voltage) ist gleich mit der Nennspannung UN und diese wiederum gleich mit der Quadratwurzel aus 3 multipliziert mit der Stern- UY bzw. Strangspannung USt. Bei gleichmäßiger Belastung ist der Leiterstrom IL gleich mit dem Strangstrom ISt. Es gelten die Beziehungen:

UN

UL

3 UY

3 U S t und IN = IL= IS t

(5.64)

Beim Niederspannungsnetz beträgt bei Nennspannung die Leiterspannung 400 V und die Sternspannung 230 V.

184

5 Physikalisch-technisches Grundwissen L1

IL

U1

U 12 Uu UV

U 31

V1

UW

U Ȋ1

L2

U 23

U Ȋ2 L3

IL

U Ȋ3

W1 N

Enden der Stränge: Außenleiter: Nullleiter: Strangspannungen: Leiterspannungen: Sternspannungen:

UN UL

U1, V1, W1, und U2, V2, W2 L1, L2, L3 N U U , U V , U W = Ust U 12 , U 23 , U 31 = U L = U N U Y1 , U Y2 , U Y3 = U Y

3 U8

3 Ust

IN IL ISt

Abb. 5.12: Sternschaltung

Bei einer Dreieckschaltung (delta connection) werden beide Enden der drei Stränge des Drehstromgenerators miteinander verbunden und an den Außenleitern angeschlossen. Die Dreieckspannungen sind mit den Strangspannungen und den Leiterspannungen gleich, es gibt keine Sternspannungen. Der Leiterstrom teilt sich an den Knoten des Dreiecks auf jeweils zwei Stränge. Zwischen den Spannungen und den Strömen gelten die in der Abb. 5.13 angegebenen Beziehungen. Anschlussmöglichkeiten von Verbrauchern an das Niederspannungsnetz werden in Abb. 5.14 gezeigt. L1

U1 UW

U 12 Uu

L2 U 31

V1

U 23

UN

L3

UV

W1

UL

Abb. 5.13: Dreieckschaltung

U St

IN

IL

3 I St


185

L1 L2 L3 N

230 V Verbraucher Motor

400 V Verbraucher

Elektroofen

Abb. 5.14: Anschluss von Verbrauchern an das 0,4 kV Netz 5.3.2 Drehstrommaschinen

5.3.2.1 Drehstromgeneratoren

Bei der öffentlichen Stromversorgung wird Dreiphasenwechselstrom verwendet. Die Generatoren in den Kraftwerken sind Drehstromgeneratoren. Am Drehstromgenerator – Abb. 5.15 – hat man anstatt einzelner Spulen Spulenpakete, die gleichmäßig um 120° versetzt am Stator angeordnet sind. Sie werden Stränge genannt.

Quelle: /Leuschner/- /IZE/

Abb. 5.15: Drehstromgenerator

Jeder Strang besteht aus zwei Seiten, die Pole, die sich an gegenüberliegenden Seiten des Stators befinden, sie bilden ein Polpaar. Der Rotor ist ein rotierender Elektromagnet. Er ist aus Elektroblechen zusammengesetzt,

186


an deren Peripherie Nuten eingestanzt sind. In den Nuten sind Wicklungen angebracht. Wenn die Wicklungen des Rotors mit Strom versorgt werden, entsteht ein magnetisches Feld; sobald der Rotor mechanisch in Drehbewegung versetzt wird, induziert er an den drei Strängen des Stators bei einer vollen Umdrehung um 360° drei Wechselspannungen, die um 120° gegen einander versetzt sind. Sie werden als Strangspannungen bezeichnet. Der vorgestellte Generator ist eine einpolige Drehstrommaschine, sie hat für jede der drei Phasen jeweils ein Poolpaar. Wenn statt drei sechs Poolpaare am Stator angebracht werden, entsteht eine zweipolige Maschine. Es besteht folgender Zusammenhang zwischen der Anzahl der Polpaare p, der Frequenz f und der Drehzahl n (s. Tabelle 5.15) n = 60 f / p >U/Minute@ Wenn der Rotor mit Gleichstrom versorgt wird, folgt der erzeugte Wechselstrom genau der Drehbewegung des Rotors. Es handelt sich um einen Synchrongenerator. Wenn der Elektromagnet statt mit Gleichstrom mit Wechselstrom versorgt wird, folgt der erzeugte Wechselstrom den Drehbewegungen des Rotors mit einer gewissen Phasenverschiebung. Ein solcher Generator wird Asynchrongenerator genannt >Leuschner@. Die Generatoren in den großen Kraftwerken der öffentlichen Stromversorgung sind überwiegend als Synchron-Generatoren, in kleineren, wie Windkraftoder Wasserkraftanlagen, auch als Asynchron-Generatoren ausgeführt. Beim Synchrongenerator empfängt der Rotor den Gleichstrom für den Aufbau des Magnetfelds aus einem zusätzlichen Gleichstrom-Generator, der auf derselben Welle wie der Rotor sitzt und als „Erregermaschine“ bezeichnet wird. Die Stromzufuhr erfolgt über Schleifringe an der Welle. Heute wird die statische Erregung mittels Stromrichter verwendet. Tabelle 5.15: Abhängigkeit der Drehzahl von der Anzahl Polpaare Frequenz Anzahl Polpaare 1 2 3 4

50 Hz U / min 3.000 1.500 1.000 750

60 Hz U / min 3.600 1.800 1.200 900

Bei einer anderen Ausführung wird eine Drehstrom-AußenpolErregermaschine mit anschließender Gleichrichtung des Stroms verwendet. Die Erregermaschine sitzt auf derselben Welle Dadurch entfallen die Schleifkontakte. Die notwendige Umwandlung des Wechselstroms in


187

Gleichstrom besorgen Dioden, die auf der Welle mitrotieren. Ein wichtiger Vorteil des Synchrongenerators ist, dass er Blindstrom an das Netz liefern kann, wenn dieser von den Verbrauchern benötigt wird. Bevor ein Synchrongenerator an das Netz zugeschaltet werden kann, muss er mit dem Netz synchronisiert werden. Synchronisation bedeutet, dass der Generator die gleiche Frequenz, die gleiche Phasenfolge und Phasenlage und die gleiche Spannung wie das Netz haben muss. Die Synchronisation erfolgt automatisch durch parallelgeschaltete elektronische Synchronisationseinrichtungen. Der Stator des Asynchrongenerators hat denselben Aufbau wie der des Synchrongenerators. Der Rotor ist mit einer Drehstromwicklung ausgerüstet. Es gibt zwei Ausführungen, den Schleifringläufer und den Käfig- oder Kurzschlussläufer. Kurzschluss- oder Käfigläufer sind eine sehr einfache, robuste und kostengünstige Bauart. Am Rotor sind anstatt von Wicklungen Aluminiumstäbe angebracht, die miteinander an den beiden Stirnseiten, an den sogenannten Kurzschlussringen, befestigt und so kurzgeschlossen sind. So können sich die Rotoren von Käfigläufern völlig kontaktfrei drehen und Bürsten oder Schleifringe sind nicht notwendig. Die Aluminiumstäbe haben verschiedene Formen. Nachstehend wird die einfachste Bauart des Käfigs von Kurzschlussläufern gezeigt >Windpower@.

Abb. 5.16: Drehstromwicklung eines Käfigläufers

Bei Schleifringläufern liegt in den Nuten des Rotors eine Drehstromwicklung. Die Enden der drei Wicklungen sind in Sternschaltung mit einander verbunden; ihre Anfänge werden an drei an der Welle angebrachte Schleifringe, wie in Abb. 5.15 dargestellt, geführt. Damit kann die Synchronmaschine beim Anfahren gesteuert werden. Nach dem Anfahren werden die Wicklungsanfänge über Widerstände kurzgeschlossen. Bei Asynchrongeneratoren dreht sich der Läufer nicht synchron, sondern etwas schneller als das magnetische Ständerdrehfeld. Der Asynchrongenerator kann keinen Blindstrom an Verbraucher liefern. Im Gegenteil, er benötigt zum Betrieb induktiven Blindstrom, der meistens vom Netz zur Verfügung gestellt wird. Beim Einsatz im Inselbetrieb kann Blindstrom über geeignete Schaltungen von Kondensatoren bereitgestellt

188


werden. Der große Vorteil des Asynchrongenerators ist seine einfache und robuste Bauweise. Asynchrongeneratoren werden überwiegend bei Windkraftanlagen eingesetzt. 5.3.2.2 Drehstrom-Asynchronmotoren

Drehstrommotoren haben einen ähnlichen Aufbau wie Drehstromgeneratoren. Wenn an der Ständerwicklung eine Drehspannung angelegt wird, dann entsteht ein magnetisches Drehfeld, das den Rotor des Motors in eine Drehbewegung versetzt. Drehstrommotoren werden als Asynchronmaschinen gebaut. Es gibt auch bei Motoren die schon bei den Generatoren erwähnten zwei Ausführungen, den Kurzschluss- oder Käfigläufer und den Schleifringläufer. Wegen der Einfachheit der Bauweise werden Käfigläufermotoren bevorzugt eingesetzt. Der Schleifringläufermotor hat aber Vorteile beim Anfahren (siehe unten Anfahren von Motoren). Beim Asynchronmotor rotiert der Läufer mit einer etwas niedrigeren Drehzahl als das Drehfeld des Ständers. Den Unterschied zwischen der Synchrondrehzahl ns und der Motordrehzahl n nennt man Schlupf s:

s = 1-n/ns Bei großen Maschinen beträgt der Schlupf etwa 2%, d.h. bei einpoligen Maschinen beträgt die Läuferdrehzahl bei Nennlast 2.940 U/min. Mit zunehmender Last wird der Schlupf größer und kann bei kleinen Motoren einen Wert bis zu 15% erreichen. Drehzahlregelung Für die Synchrondrehzahl gilt wie bei Generatoren die Formel:

n = 60 f / p >U/Minute@ Bei elektrischen Antrieben ist oft eine Drehzahlregelung, vor allem zur Stromeinsparung, sinnvoll. Dies kann, wie aus der Formel ersichtlich, entweder durch die Änderung der Anzahl der Pole oder durch Änderung der Frequenz erfolgen. Die erste Möglichkeit wird bei polumschaltbaren Motoren praktiziert. Das heißt, die Motoren haben z.B zwei Polpaare. Beim Betrieb mit einem Polpaar dreht sich der Motor mit ca. 3.000 U/min; beim Umschalten auf die zwei Polpaare mit 1.500 U/min. Das ist z. B. bei Waschmaschinen der Fall, beim Waschen dreht sich der Motor langsam, beim Trocknen schnell. Eine bessere, aber wesentliche teurere Möglichkeit sind Frequenzumformer, womit die Drehzahl stufenlos je nach Last gesteuert werden kann.


189

Stern-Dreieck-Umschaltung Drehstrommotoren nehmen beim Anfahren für kurze Zeit, bis der induktive Widerstand aufgebaut ist, sehr hohe Ströme auf, die bis zum 8fachen des Nennstroms betragen können. Das ist für die Netze unerwünscht und bereitet betriebliche Probleme. Das wird durch die sogenannte SternDreieck-Schaltungen vermieden. Bei der Sternschaltung ist die Strangspannung um die Quadratwurzel von 3 niedriger und damit auch die Stromstärke niedriger als bei der Dreieckschaltung. Der Motor wird mit der Sternschaltung angefahren und, sobald der Nennstrom erreicht ist, wird automatisch auf Dreieckschaltung umgeschaltet. Allerdings ist auch das Drehmoment bei der Sternschaltung niedriger, deswegen kommt beim Normalbetrieb die Dreieckschaltung zur Anwendung. Anfahren von Schleifringläufermotoren Bei Verlauf des Lastmomentes wie bei Linie „b“ ist ein Anfahren in Dreieck nicht möglich. Hier ist ein Schleifringläufermotor besser geeignet. Bei Schleifringläufermotoren kann durch Einschalten von Anlasswiderständen in den Läuferkreis der Anfahrstrom herabgesetzt und gleichzeitig das Anfahrmoment, verglichen mit dem Moment bei direkter Einschaltung, erhöht werden >H. Linse@. 5.3.2.3 Transformatoren

Beim Stromtransport fällt infolge des Ohmschen Widerstands die Spannung entlang der Stromleitung ab, sodass ein Teil der eingespeisten elektrischen Arbeit in Wärme umgewandelt wird und an die Umgebung verloren geht. Auch für den Stromtransport gelten die Formeln: UV = RxI

PV = UVxI

'WV = UVxIxt = RxI 2xt

Die Verlustarbeit ist proportional zur Leitungslänge und zum Quadrat der Stromstärke, wie aus der Formel für die elektrische Arbeit ersichtlich ist. Wird die Spannung erhöht, fällt nach dem Ohmschen Gesetz bei gleicher Leistung und gleichem Leitungswiderstand die Stromstärke und damit auch die Verlustarbeit proportional zum Quadrat der Stromstärke ab. Ein verlustarmer Transport über große Entfernungen geschieht deshalb bei sehr hohen Spannungen. Die Umspannung erfolgt in Transformatoren. Ein Transformator ist eine ruhende elektrische Maschine, die wie ein Generator auch nach dem Induktionsprinzip funktioniert. In der einfachsten Ausführung besteht ein Transformator aus zwei oder mehr Wicklungen, die gegeneinander isoliert sind und einen gemeinsamen Eisenkern haben. Wenn an der Primärseite eine Wechselspannung angelegt wird, erzeugt sie ein ständig wechselndes

190


Magnetfeld, das über den Eisenkern auf die Sekundärwicklung eine Wechselspannung mit der gleichen Frequenz induziert. Nach der Richtung der Stromflüsse bezeichnet man die Wicklungen als Primär- und Sekundärwicklung, nach der Höhe der Spannung als Ober- und Unterspannung. Die Höhe der Spannung an der Sekundärseite hängt von der Höhe der Primärspannung und vom Verhältnis der Windungszahlen (N) der Wicklungen ab. Es gelten folgende Beziehungen. U2 /U1 = N2/N1; I2 /I1 = N1 / N2 ;

U2 /U1 = I1 /I2

Die Nennleistung des Transformators wird als Scheinleistung SN in kVA angegeben. Die Nennspannung auf der Lastseite wird um ca. 5% höher ausgelegt als die Netzspannung, um die unter Last auftretenden Spannungsverluste auszugleichen. Es gilt: SN = U1N x I1N = U2N x I2N

Wechselstrom: Drehstrom:

SN =

3 x U1N x I1N =

>kVA@

3 x U2N x I2N

>kVA@

(5.65) (5.66)

Nachstehendes Schema – Abb. 5.17 – zeigt einen Drehstrom-Maschinentransformator, der den im Generator erzeugten Strom mit einer Spannung zwischen 10 und 30 kV auf Höchstspannung von 380 kV transformiert. Die Wicklungen sind auf einem Eisengerüst angebracht. Das Eisengerüst besteht zur Minimierung der sogenannten Eisenverluste aus dünnen Blechen, die von einander isoliert sind. Die drei Wicklungen auf beiden Seiten sind in Sternschaltung miteinander verbunden. Auf der Netzseite zweigt vom Sternpunkt ein Nullleiter ab.

Quelle: /Leuschner/ /IZE/

Abb. 5.17: Schema Drehstromtransformator


191

Bei Transformatoren treten zwei Arten von Verlusten auf, die Eisenverluste oder Leerlaufverluste und die Kupferverluste (Kurzschlussverluste). Die ersteren sind bei jedem Lastfall absolut konstant. Die Kupferverluste steigen mit zunehmender Last an. Der Wirkungsgrad ist somit abhängig von der Last. Große Transformatoren erreichen Wirkungsgrade bis zu 99% bei Volllast. Obwohl die Verluste der Transformatoren gering sind, entwickeln sie so viel Wärme, dass sie in ein Kühlmedium, das ist meistens ein Ölbad, eingetaucht sind. Bei großen Transformatoren wird das Kühlmedium durch Pumpen zirkuliert. Beispiel 5.13: Wechselstromtransformator Ein Mittel-/Niederspannungs- Drehstromtransformator (20 kV/0,4 kV) hat eine Nennleistung von 250 kVA. Man ermittle die Nennströme I1N = SN /( 3 xU1N ) = 250 kVA /

3 x 20 kV) = 7,2 >A@

I2N = SN / ( 3 xU2N ) = 250 kVA / ( 3 x 0,42 kV) = 343,7 >A@ Vermerk: Die Nennspannung auf der Sekundärseite ist um 5% höher als die Netzspannung. Beispiel 5.14: Leistungsdaten Maschinentrafo Der Drehstromgenerator eines 500 MW-Kraftwerkes hat eine Leistung von 625 MVA, die Generatorspannung beträgt 27 kV und soll im Maschinentrafo auf 405 kV hochgespannt werden. Zu berechnen sind das Verhältnis der Windungszahlen und die Stromstärken auf beiden Seiten des Trafos. I1N = SN / ( 3 x U1N ) = 625.000 kVA/( 3 27 kV) = 13.365 >A@ Verhältnis der Windungszahlen: N2 / N1 = 405 / 27 = 15 I2N= xI1Nx N1 / N 2= 13.365 / 15 = 891 >A@

Literaturverzeichnis >80/181/EWG@ Richtlinie des Rates zur Angleichung der Rechtsvorschriften der Mitgliedstaaten über die Einheiten im Messwesen, 20.dez.1979 >DIN 1301@ DIN 1301 Teil 1, Einheiten; Einheitsnamen, Einheitszeichen, 10.02 >DIN 1304@ DIN 1304 Teil 1, Formelzeichen; Allgemeine Formelzeichen; 03.94 >DIN 1343@ Referenzzustand, Normzustand, Normvolumen >DIN 5499@ Brennwert und Heizwert, 1972

192


>EinhG@ Gesetz über Einheiten im Messwesen, 22. Feb. 1985 >EinhV@ Ausführungsverordnung zum Gesetz über Einheiten im Messwesen, 13. Dez. 1985 >ISO 1000@ SI-units and recommendations for the use of their multiples and of certain other units, 11.92. >kaeser@ Kaeser Kompressoren http://www.kaeser.de/Online_Services/Toolbox/default.asp#0 >Leuschner@ Udo Leuschner, Energie Energiewissen, http://www.udo-leuschner.de/index.htm >Linse@ Hermann Linse, Rolf Fischer(2005) Elekrotechnik für Maschinenbauer, Grundlagen und Anfwendungen, 12 Auflage, Teubner Verlag, Wiesbaden >Mollier h,s-Diagram@ Properties of Water and Steam, Springer Verlag, Berlin Heidelberg New York >Recknagel@ Recknagel Sprenger Schramek, Taschenbuch für Heizung+Klimatechnik, 70. Auflage 01/02. Oldenbourg Industrieverlag, München >Rohde&Schwarz@ Der korrekte Umgang mit Größen, Einheiten und Gleichungen, http://www.fh-muenster.de/FB$/aktuell/gr_einh_glei.pdf, entnommen 16.08.05 >Dampftafeln@ Properties of water and steam, Springer Verlag, Berlin Heidelber New York >WADAEXL@ Wasserdampfstoffdaten -Software für EXCEL. Prof. Dr. Ing.habil. J.-J. Kretschmar, Dr. -Ing. I. Stöcker, Hochschule Zittau/Görlitz (FH) >Wikipedia@ http://de.Wikipedia.org/Wiki/Fallbeschleunigung, entnommen Aug. 2005 >Windpower@ Danish Wind Industrie Association, http://www.windpower.org/en/core.htm

6. Energieumwandlung und Emissionen

6.1 Energieumwandlungsanlagen 6.1.1 Typen von Energieumwandlungsanlagen

Die Energienutzung erfolgt in einer Kette von technischen Prozessen; großtechnisch wird Primärenergie in Energieumwandlungsanlagen erst in Endenergie (Strom, Dampf, Warmwasser) umgewandelt, über Transportund Verteilungsnetze zu den Verbrauchern transportiert und schließlich am Ort der Nutzung in Nutzenergie (Licht, mechanische Energie, Raumwärme, Prozesswärme) überführt. Bei der öffentlichen und industriellen Energieversorgung unterscheidet man im Allgemeinen folgende drei Gruppen von Energieumwandlungsanlagen: Ein Heizwerk „HW“ (heat only boiler house-HOB) ist eine Energieumwandlungsanlage, in der die eingesetzte Primärenergie ausschließlich in Wärme umgewandelt wird. Der Wärmeträger ist bei industriellen Anwendungen meistens Dampf in verschiedenen Druckstufen und für Beheizungszwecke Heiß- oder Warmwasser. Ein Kraftwerk „KW“(power station) ist eine Energieumwandlungsanlage, in der die eingesetzte Primärenergie ausschließlich in Strom umgewandelt wird. Ein Heizkraftwerk „HKW“ (Combined Heat and Power Plant, „CHPPlant“) ist eine Energieumwandlungsanlage, in der die eingesetzte Primärenergie in einem kombinierten Prozess in Kraft (mechanische oder elektrische Energie) und Wärme umgewandelt wird (cogeneration of heat and power). 6.1.2 Kessel

Die Umwandlung der in den Brennstoffen enthaltenen chemischen Energie in Wärmeenergie erfolgt in den meisten Fällen in Kesseln. In den Heizwerken bei der Industrie und bei größeren Objekten werden Flammroh-Rauchrohrkessel mit Dampf als Wärmeträger eingesetzt- Abb. 6.1. Bei dieser Kesselbauart befindet sich das Wasser im Kesselraum. Die

194

6 Energieumwandlung und Emissionen

Verbrennung findet im Flammrohr statt, die Verbrennungsgase strömen durch die mit Wasser bedeckten Rauchrohre zum Kamin und geben dabei ihre Wärme an das zu verdampfende Wasser ab. Aus Festigkeitsgründen werden diese Kessel mit Drücken bis zu 28 bar und Dampferzeugungskapazitäten bis zu 40 t/h gebaut. Wegen der relativ niedrigen Drücke ist diese Kesselbauart für Stromerzeugung nicht geeignet.

3. Zug

Zum Kamin

Dampf

Leistung bis :

30t/h

Dampfdruck bis: 28bar Dampfraum

Rauchrohre Flammrohr

Wasserraum

Brenner AscheKollektor Inspektionsklappe Inspektionsklappe

1. Zug

2. Zug

VerbrennungsluftGebläse

Quelle: Babcock

Umlenkkammer

Abschlämmen

Abb. 6.1: Flammrohr- Rauchrohr- Dreizugkessel

Wasserrohrkessel, wie in der nachstehenden Abb. 6.2 dargestellt, werden i.d.R. bei größeren Industrieheizwerken eingesetzt, falls höhere Drücke oder Leistungen notwendig sind. Bei solchen Kesseln strömt das Arbeitsmedium in den Rohren und die Verbrennung findet im Verbrennungsraum außerhalb der Rohrbündel statt. Dampf

Wasser

Wasserrohrkessel Wasserrohrkessel

Trommel Rauchgas

Wasser

Kohle

Fallrohre

Economiser

Rohrwände Steigrohre

Anordnung der Rohre und Trommeln Anordnung der Rohre und Trommeln Ansicht Ansicht

wasser

Wanderrost

Verbrennungsluft

Asche

Schema Schema Wasserrohrkessel Wasserrohrkessel mit mit Wanderrostfeuerung Wanderrostfeuerung

Abb. 6.2: Wasserrohrkessel

Quelle:Fichtner, Präsentationsunterlagen

6.1 Energieumwandlungsanlagen

195

Bei industriellen Anlagen ist der Brennstoff meistens Heizöl, Erdgas, Steinkohle und Braunkohle-Fertigstaub. Oft werden auch Reststoffe aus Produktionsprozessen als additiver Brennstoff genutzt. Biomasse (Holzreste, Baumrinde) wird vor allem bei Papierfabriken eingesetzt. Oft sind Industriekessel mit Zweistoffbrennern Erdgas/Heizöl ausgerüstet. Bei festen Brennstoffen werden meistens Wanderrostkessel eingesetzt, bei Braunkohle-Fertigstaub auch Staubfeuerungen. Industrieheizwerke sind meistens Mehrkesselanlagen. Eine übliche Ausführung sind Anlagen bestehend aus 3 Kesseln mit je 50% der Höchstlast, wobei ein Kessel als Reserve dient. Bei industriellen Prozessen wird Dampf meistens in zwei bis drei Druckstufen zwischen 4 bar und 17 bar benötigt. Im Heizwerk wird Dampf in Kesseln mit einem bestimmten Druck erzeugt, der in den meisten Fällen höher ist als der benötigte Betriebsdampf. Der Dampfdruck wird deshalb in Druckreduzierventilen auf das erforderliche Druckniveau der Verbrauchergruppen reduziert und die Temperatur durch Wassereinspritzung geregelt. Nachstehende Abb. 6.3 zeigt das vereinfachte Wärmeschaltbild eines Heizkraftwerkes inklusive Dampfverteilungsnetz. Eine vollständige Kondensatrückführung findet nur in seltenen Fällen statt. Bei vielen Prozessen wird der Dampf verbraucht oder das Kondensat ist verunreinigt und kann nicht wiederverwendet werden, es wird dann durch Zusatzwasser ersetzt. Die Kondensattemperatur liegt meistens zwischen 70°C und 90°C. 16 bar / 250 °C

Kessel 3x25 t/h

Brennstoff

105 °C

Wasseraufbereitung

Druckreduzierventile mit Wassereinspritzung

W

12 bar / 235°C

W

Kesselspeisewasserpumpe

Entgaser

W

4 bar /180 °C

Kondensatpumpe

Wärmeverbraucher

Wärmeverbraucher 70°C

15°C Dampfleitung

Wasser/Kondensatleitung

Abb. 6.3: Vereinfachtes Wärmeschaltbild eines Dampfheizwerks

196

6 Energieumwandlung und Emissionen 0,80

Wärmeabgabe von Dampf MWh/t

0,79 0,78 0,77 0,76 0,75

0,742 0,74 Dampfüberhitzung ca. 50 K Kondensattemperatur 70 °C Zusatzwassertemperatur 15 ´°C

0,73 0,72 0,71 0,70 0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Kondensatrückführung 16bar / 250°C

12 bar / 235°C

4 bar / 180 °C

Abb. 6.4: Wärmeabgabe von 1 Tonne Betriebsdampf

Oft werden Überschlagsrechnungen des Dampfverbrauchs in Wärmeverbrauch benötigt. Nachstehende Abb. 6.4 zeigt die Wärmeabgabe von 1 Tonne Dampf in Abhängigkeit von den Dampfparametern und den Anteil Kondensatrückführung. Beispiel 6.1: Umrechnung von Dampfmassenstrom in Wärme Eine Anlage verbraucht 100.000 Tonnen /a 12bar-Dampf. Die Kondensatrückführung beträgt 70% mit einer Temperatur von 70°C. Der Dampfpreis beträgt 30 €/MWh. Zu ermitteln ist der Wärmeverbrauch und die Jahreskosten. Lösung: Aus Diagramm # 0,742 MWh / t. EQ = 100.000 x 0,742= 74.200 MWh/a Jahreskosten: K = 30 x 74.200 = 2.226.000 €/a Die Dampferzeuger von Großkraftwerken sind Wasserrohrkessel; sie sind größere Bauwerke. Bei einem 600 MW-Steinkohlekraftwerk beträgt ihre Höhe ca. 130 m, beim 800 MW-Braunkohlekraftwerk ca. 160 m. Die Wände der Dampferzeuger sind durch Rohrreihen begrenzt. Die Wasserzirkulation im Kessel erfolgt abhängig vom Druck nach drei verschiedenen Prinzipien, wie in Abb. 6.5 dargestellt. Das Bauvolumen des Dampferzeugers hängt von der Leistung und vom Brennstoff ab. Bei gleicher Leistung ist das Verhältnis der Bauvolumina etwa wie folgt. Die Baukosten verhalten sich entsprechend. Brennstoff Volumenverhältnis

Öl/Erdgas

Steinkohle

Braunkohle

100%

165%

410%


197

ECO

ECO

Naturumlauf (bis zu 180 bar, Umlauf erfolgt auf grund der Dichteunterschiede des Wassers)

Zwangsumlauf

Zwangsdurchlauf

(Umlauf durch Pumpe, da Dichteunterschiede des Wassers bei großen Drücken klein)

(bei überkritischen Dampfparametern, keine Verdampfung)

Abb. 6.5: Wasserzirkulation in Dampferzeugern Beispiel 6.2: Ermittlung der Brennstoffkosten Für das in Abb. 6.3 dargestellte Heizwerk sind Brennstoffverbrauch und Brennstoffkosten zu ermitteln. Position Eingaben Kesselleistung Jährliche Dampferzeugung Jahresenergienutzungsgrad Heizwert Heizöl EL Preis Heizöl inkl. MinölSt Zwischenrechnungen-Enthalpien Kesselspeisewasser 105 °C Dampfenthalpie 16 bar Enthalpiedifferenz Brennstoffverbrauch Jährliche Wärmeerzeugung Brennstoffverbrauch Brennstoffkosten spez. Brennstoffkosten

250 °C

Einheit

Zahlenwert

t/h t/a % kWh / l €/l

75 243.750 91% 10 0,40

MJ / t MJ / t MJ / t

440 2.920 2.480

GJ / a MWh / a MWh / a 1000 l / a T€ / a €/t € / MWh

604.500 167.917 184.524 18.452 7.381 30,28 43,96

In Abhitzekesseln - AHK sind Wärmerückgewinnungsanlagen (heat recovery steam generators - HRSG), in denen die Abwärme der heißen Ab-

198


gase von Gasturbinen (rund 500 °C) zur Dampferzeugung genutzt wird – Abb. 6.6. In den meisten Fällen sind AHK unbefeuert. Je nach Platzverhältnissen gibt es die liegende oder stehende Ausführung.

Abb. 6.6: Abhitzekessel

Gasturbinenfeuerungen werden mit hohem Luftüberschuss (Luftverhältniszahl rd. 3) betrieben und ihre Abgase enthalten noch ca. 15% Sauerstoff. Abhitzekessel werden deshalb oft mit einer Zusatzfeuerung ausgerüstet, die den Sauerstoff der Abgase als Verbrennungsluft nutzt. Die Temperatur der Abgase wird durch die Zusatzfeuerung weiter erhöht und so mehr Dampf erzeugt. Grenzen für die Temperaturerhöhung werden durch das Material der Rohre gesetzt. Bei einer Temperaturerhöhung der Abgase auf bis zu 800 °C spricht man von Zusatzfeuerung, wobei ein Teil des Sauerstoffs genutzt wird. Wenn der gesamte Sauerstoff genutzt wird, werden Temperaturen von ca. 1200 °C erreicht; dann spricht man von einer Leistungsfeuerung. Hierbei kommen teurere Hochtemperatur-Materialien für die Rohrleitungen zum Einsatz. 6.1.3 Arten von Feuerungen

Die Feuerung bildet eine konstruktive Einheit mit dem Dampferzeuger. Sie unterscheidet sich nach dem Brennstoff und der Art der Verbrennung. Bei Kraftwerkskesseln dominiert die Kohlenstaubfeuerung. Die Kohle wird in Kohlemühlen zu Kohlenstaub fein gemahlen und durch die Brenner zusammen mit heißer Verbrennungsluft in mehreren Ebenen in den Feuerraum des Dampferzeugers geführt. Dort wird er verbrannt und gibt seine gebundene chemische Energie an das Speisewasser ab, welches verdampft und anschließend überhitzt wird. Ein Teil der anfallenden Asche sinkt zum Kesselboden und wird unterhalb des Kessels hydraulisch abgeführt; der überwiegende Teil der Asche wird jedoch über die Rauchgase


199

ausgetragen und im Elektrofilter ausgeschieden. In den meisten Fällen wird die Asche in trockener Form vom Kessel abgeführt. Eine besondere Bauform ist die Schmelzkammerfeuerung, bei der die Feuerungstemperatur so hoch gewählt wird, dass die Asche schmilzt und in flüssiger Form als Schlacke abgezogen wird. Bei festen Brennstoffen werden verschiedene Rostfeuerungen eingesetzt – Abb. 6.7. Zur Kohleverbrennung kommen meistens Wanderrostfeuerungen, zur Müllverbrennung Walzenroste, bei der Verbrennung von holzartigen Biomassen meistens Wanderroste oder Schubfeuerungen zum Einsatz. Brennkammer Kohle

1

Walzenrostfeuerung

7

Flamme

6

5 Asche Luft

Wanderrostfeuerung

Quelle:Fichtner, Präsentationsunterlagen

Abb. 6.7: Rostfeuerungen

In der Wirbelschichtfeuerung ist die gleichzeitige Verbrennung von unterschiedlichen festen Brennstoffen möglich. Sie ist insbesondere geeignet zur Verbrennung von Ballastkohlen mit hohem Schwefelgehalt. Man unterscheidet zwischen stationärer und zirkulierender Wirbelschicht. Im Feuerraum wird ein Gemisch aus Kohle und Kalk zugeführt, welches durch eingeblasene Luft zum Verwirbeln gebracht wird. Das bei der Verbrennung entstehende Schwefeldioxid wird durch die basischen Bestandteile der Asche und den Kalk gebunden und zu Gips umgesetzt. Bei der zirkulierenden Wirbelschicht können Schwefelabscheidegrade von bis zu 95% erzielt werden und so kann auf eine teuere nachgeschaltete Rauchgasreinigungsanlage verzichtet werden. Ein weiterer Vorteil sind die niedrigen Temperaturen der Feuerung. Während bei Rostfeuerungen Temperaturen um 1.500 °C und bei Staubfeuerungen um die 1.200 °C herrschen, liegt die Temperatur in der Wirbelschicht zwischen 750 und 900 °C. Dadurch wird auch die Bildung von thermischem Stickoxid weitgehend verhindert. Eine Weiterentwicklung stellt die druckaufgeladene Wirbelschichtfeuerung dar.

200


Brennraum Leer Asche nichts Kalk Kohle

Kamin Gewebefilter Rauchgaskühler

Zyklon

FlüssigBrennstoff

Wasser Rückführung

Gebläse Kühlwasser

Gebläse

Aschetransport

Abb. 6.8: Zirkulierende Wirbelschichtfeuerung

Rostfeuerungen werden auf Grund der Emissionsgrenzen bis zu einer Feuerungswärmeleistung von 100 MWth, Wirbelschichtfeuerungen vorzugsweise bis zu einer Feuerungswärmeleistung von 300 MWth bzw. Blockgröße ca. 100 MWel eingesetzt. Staubfeuerungen sind bereits bis zu einer Feuerungswärmeleistung von 2.500 MWth im Betrieb.

6.2

Luftverunreinigende Schadstoffemissionen

6.2.1 Arten von Emissionen

Bei der Verbrennung von Brennstoffen entstehen Schadstoffemissionen vor allem in Form von Staub, Schwefeldioxid, Stickoxide und Kohlenmonoxid. Außerdem bildet sich bei der Verbrennung des in den Brennstoffen enthaltenen Kohlenstoffs Kohlendioxid (CO2). Dies ist zwar kein Schadstoff, es hat aber negative Auswirkungen auf das Klima. In diesem Abschnitt wird erst auf die Schadstoffemissionen eingegangen. Staub entsteht bei der Verbrennung aus der in den Brennstoffen enthaltenen Asche. Die Asche verlässt den Kessel nach der Verbrennung zu ca. 15% in Form von Schlacke und zu ca. 85% in Form von Flugstaub. Das Rohrauchgas von Kohlestaubfeuerungen kann je nach Aschegehalt 2.000 bis 35.000 mg/m3 Staub enthalten. Primärmaßnahmen zur Staubreduzierung gibt es, mit Ausnahme der Brennstoffumstellung, nicht.

6.2 Luftverunreinigende Schadstoffemissionen

201

Schwefeldioxid entsteht durch Verbindung des in den Brennstoffen enthaltenen Schwefels mit dem Sauerstoff der Verbrennungsluft. Die Reaktionsgleichung lautet: S + O2 Æ SO2 aus 1 kg S entstehen 2 kg SO2 Ein Teil des Schwefels wird allerdings bei der Verbrennung in der Asche eingebunden (bei Steinkohle ca. 5 % und bei Braunkohle bis ca. 30 % ), der Rest reagiert zu Schwefeldioxid. Richtwerte für die SO2Konzentration im Rohrauchgas sind ca.: Tabelle 6.1: Richtwerte für SO2 -Konzentration im Rohrauchgas bei 1% S Position

Einheit

Heizwert

kWh / kg

Konzentration im Rohrauchgas bezogen auf Heizwert

3

Steinkohle 7,8

Braunkohle

Heizöl S 3,1

11,5

mg / m i.N.

1.900

3.300

1.700

g / MWh

2.500

5.250

1.750

Vermerk: Einbindung des Schwefels in der Asche bei Steinkohle mit 5% und bei Braunkohle mit 30% berücksichtigt

Stickoxide entstehen bei der Verbrennung in der Flamme und der umgebenden Hochtemperaturzone durch teilweise Oxidation des molekularen Stickstoffes in der Verbrennungsluft als sogenanntes thermisches NOX sowie durch Oxidation des im Brennstoff chemisch gebundenen Stickstoffes als sogenanntes Brennstoff-NOx. Das thermische NOX entsteht bei hohen Temperaturen oberhalb 1.300°C, das Brennstoff NOX auch bei niedrigen Temperaturen, wenn ein ausreichender Sauerstoffgehalt in der Verbrennungsluft vorhanden ist. Die Stickoxide aus der Verbrennung bestehen zu ca. 95% aus Stickstoffmonoxid (NO) und der Rest aus Stickstoffdioxid (NO2). Nach dem Verlassen des Schornsteins verbindet sich jedoch NO mit O2 zu NO2. Stickoxide werden deshalb rechnerisch als NO2 angegeben. 6.2.2 Emissionsgrenzwerte

Grenzwerte für diese Emissionen werden in der Technischen Anleitung zur Rheinhaltung der Luft >TA-Luft@ für Anlagen bis zu einer Feuerungswärmeleistung von 50 MW (bei Erdgas bis 100 MW) und in der 13. Verordnung zum Bundesimmissionsschutzgesetz >13. BImSchV@, auch Großfeuerungsanlagenverordnung GFAnV genannt, für Leistungen darüber vorgeschrieben. Die Grenzwerte sind von der Art des Brennstoffes, der Art der Feuerung und der Feuerungswärmeleistung abhängig. Sie werden bei vorgegebenem Sauerstoffgehalt im Abgas in mg/m3 i.N. angegeben.

202


Tabelle 6.2: Emissionsgrenzwerte für Feuerungen nach der GFAnV Konzentration im trockenen Abgas O2

Feuerung und Brennstoffart

Staub

fest flüssig flüssig

fest

Gase

50 MW - 100 MW

150

300

350

und SAG 75%

sonst. feste Biobrennstoffe

150

400

850

keine Festlegung bez. SAG

20

6

hoher Schwefelgehalt naturbelassenes Holz

Gase

100 MW - 300 MW

Wirbelschicht

Biobrennstoffe ohne Naturholz

Gase

flüssig

fest

Feuerungswärmeleistung

(SAG : SchwefelAbscheideGrad)

mg/m3 i.N.

Vol. %

über 300 MW

Bemerkungen

SO2

NO2

CO

150

400

-

SAG 92%

250

350

200


250

850

oder SAG 92%

180 / 200 / 250 *

850

NOx abhängig vom Einstellwert der Sicherheitsorgane *)

150

leichtes Heizöl oder vergleichbar

3

RZ 1

andere flüssige Brennstoffe

20

Hochofengas oder Koksofengas

10

Flüssiggas sonstige gasförmige Brennstoffe

80

350

200 / 350

80

3

5

850

100

Hochofen 200 / Koksofen 350, niedriger Heizwert

5

200

80

35

Gas der öffentlichen Gasversorgung

50

100 / 110 / 150 *

35

Wirbelschicht

200

200

200

und SAG 85%


200

200

200

und SAG 85%

6

20

NOx abhängig vom Einstellwert der Sicherheitsorgane *)

200

200

300

und SAG 92%


250

300

200


naturbelassenes Holz

200

250

200

und SAG 85% oder 300 mg/m und SAG >92%

hoher Schwefelgehalt

leichtes Heizöl oder vergleichbar 3

RZ 1


20


10

Flüssiggas

3

lineare Abnahme, keine Festlegung bez.SAG 80

200

400 - 200 lineare Abnahme und SAG >= 85% 200 / 350 Hochofen 200 mg/m3 / Koksofen 350 mg/m3, niedriger Hu

100 200

5

Gas der öffentlichen Gasversorgung

50

100 / 110 / 150 *

35

Wirbelschicht

200

200

200

und SAG 85%


200

200

200

und SAG 85%

sonstige gasförmige Brennstoffe

80

3

5

6

hoher Schwefelgehalt

20

80

35 NOx abhängig vom Einstellwert der Sicherheitsorgane *)

200

200

400


250

200

200


naturbelassenes Holz

200

200

200

und SAG 85% oder 400 mg/m und SAG >95%

150

200


200

und SAG 85%

leichtes Heizöl oder vergleichbar 3

RZ 1


20


10

Flüssiggas sonstige gasförmige Brennstoffe

3

3

80 150

200 / 350 Hochofen 200 mg/m3 / Koksofen 350 mg/m3, niedriger Hu

100 80

5

und SAG 95%

80

5

100

35

Gas der öffentlichen Gasversorgung 50 35 * ) T< 383,15 K oder pü < 0,05 MPa / T von 383,75 bis 783,15 K oder pü von 0,05 bis 1,8 MPa / T < 483,75 oder pü > 1,8 MPa

-

Tabelle 6.3: Emissionsgrenzwerte für Gasturbinen nach GFAnV Konzentration im trockenen Abgas O2

Staub

NO2

CO

KWK mit K > 75 % 75

Neuanlagen

-

Antrieb von Arbeitsmaschinen Erdgas, Sonstige

50

Sonstige gasförmige Brennstoffe

120 15

RZ 2 *)

120

100

50 - 75 **)

Stromerzeugung in Solobetrieb ( K > 35 %) mit Erdgas

150

Einzeltubine < 50 MW in Gesamtanlage ***) Altanlagen ab 1.10.12

Feuerungswärmeleistung > 50 MW

Kombibetrieb K > 55 %

leichtes Heizöl oder Diesel

Erdgas

75

sonstige Gase

150

leichtes Heizöl oder Diesel

SO2

3

mg / m i.N.

Vol. %

RZ 2 *)

150

wie bei Feuerungsanlagen mit gasförmigen Brennstoffen, jedoch umgerechnet auf 15% O2-Gehalt

Brennstoffart und Betriebsmodus

Vermerk: Wirkungsgrade im Jahresdurchschnitt

*) Rußzahl RZ 2 für Dauerbetrieb für alle flüssigen Brennstoffe, beim Anfahren RZ 4 3

3

**) Grenzwert von 50 mg/m ist entspr. der prozentualen Wirkungsgraderhöhung bis max. 75 mg / m heraufzusetzen ***) Gesamtanlage KWK mit K > 75 % , Anlage mit Kombibetrieb mit > 75 % oder Antrieb von Arbeitsmaschinen bei Einsatz von sonstigen gasförmigen oder flüssigen Brennstoffen

6.3 Emissionsminderungsmaßnahmen

203

Die wichtigsten Emissionsgrenzwerte nach der GFAnV sind in Tabelle 6.2 für Feuerungsanlagen und in Tabelle 6.3 für Gasturbinen angegeben. Die TA-Luft enthält viele Ausnahmen und eine Angabe der Emissionsgrenzwerte in Tabellenform ist praktisch nicht darstellbar.

6.3 Emissionsminderungsmaßnahmen Maßnahmen zur Emissionsminderung werden in zwei Gruppen unterteilt: x x

Maßnahmen am Brennstoff vor der Verbrennung oder am Verbrennungsprozess werden als Primärmaßnahmen bezeichnet Maßnahmen zur Rauchgasreinigung werden als Sekundärmaßnahmen bezeichnet.

Sie werden nachstehend getrennt für Staub, Schwefeldioxid und Stickoxide behandelt. 6.3.1 Primärmaßnahmen zur Emissionsreduzierung

6.3.1.1

Primärmaßnahmen für Staubemissionen

Bei festen und flüssigen Brennstoffen werden Primärmaßnahmen zur Reduzierung der Staubemissionen nicht praktiziert. Bei einigen Gasen, wie z.B. Hüttengasen, wird eine Entstaubung vor der Verbrennung vorgeschaltet. 6.3.1.2

Primärmaßnahmen für SO2-Emissionen

Primärmaßnahmen sind die Brennstoffentschwefelung und die Schwefeleinbindung bei der Verbrennung durch die Zugabe von Additiven. Eine Brennstoffentschwefelung erfolgt bei der Raffination von Heizölen. Der Höchstgehalt an Schwefel für Heizöl EL und S wird in den §§ 3 und 4 der 3.BImSchV vorgegeben. Die Schwefeleinbindung bei der Verbrennung erfolgt durch Zugabe von basischen Sorbentien, vor allem Kalkstein (CaCO3) oder Kalkhydrat (Ca(OH)2), zum Brennstoff oder in die Feuerung. Das Verfahren ist als Trockenadditivverfahren (TAV) bekannt und wird vor allem in Wirbelschichtfeuerungen praktiziert. Abscheidegrade bis zu 95% werden bei zirkulierenden Wirbelschichtfeuerungen erreicht. Der Abscheidegrad hängt allerdings stark vom Molverhältnis ab. Die Reaktionsgleichung lautet: S + 3CaCO3 + 3/2O2 Æ CaSO4 + 2CaO +3CO2

204


Als Reaktionsprodukt entsteht ein Sulfit-/Sulfatgemisch mit einem hohen Anteil von CaO. Die Reaktionsprodukte werden in einem nachgeschalteten Filter abgeschieden. Das Endprodukt muss meistens in einer Sonderdeponie entsorgt werden. Bei stöchiometrischer Reaktion mit einem Molverhältnis Ca/S=1 finden folgende Umsätze statt: Aus 1 kg S + 3,125 kg Kalkstein entstehen 4,25 kg Gips + 3,5 kg CaO

Die Tabelle 6.4 enthält Richtwerte für Massenumsätze beim TAV in der Wirbelschicht. Tabelle 6.4: Massenumsätze beim TAV in der Wirbelschicht Einheit Brennstoff-Schwefelgehalt S SO2 - Abscheidegrad Molverhältnis Ca/S Kalksteinverbrauch CaCO3 Entsorgungsprodukt CaSO4 Entsorgungsprodukt CaO

% % % kg/kg S kg/kg S kg/kg S

Stationäre Wirbelschicht 1,0 80 1,1 3,44 4,68 3,85

Zirkulierende Wirbelschicht 1,0 80 2,0 6,25 8,50 7,00

Bei Wirbelschichtfeuerungen können die SO2-Grenzwerte durch Primärmaßnahmen ohne eine nachgeschaltete Rauchgasentschwefelung i.d.R. erreicht werden. Primärmaßnahmen zur Reduzierung der Schwefeldioxidemissionen durch Additivzugabe werden auch bei Braunkohlefeuerungen praktiziert, allerdings ist bei Großfeuerungen eine nachgeschaltete Rauchgasentschwefelung zur Erreichung der vorgeschriebenen Emissionsgrenzen immer notwendig. 6.3.1.3

Primärmaßnahmen für NOX-Emissionen

Folgende primärseitigen Maßnahmen zur NOX -Reduzierung werden aufgrund der Erkenntnisse über die Bildung von thermischem NOX und Brennstoff-NOX in der Praxis bei allen Feuerungsarten und Brennstoffen vorrangig angewandt: x x x x

Stufenverbrennung im Feuerraum Einsatz von NOX-armen Brennern (low-NOX -burner) Geringerer Luftüberschuss Rauchgasrückführung


205

Im allgemeinen zielen diese Maßnahmen darauf ab, zum einen die Verbrennungstemperaturen möglichst niedrig zu halten, um die Bildung von thermischem NOX zu unterbinden, andererseits soll die Verbrennung bei niedrigem Luftüberschuss ablaufen, damit der im Brennstoff enthaltene Stickstoff nicht zu NOX oxidieren kann. Beide Maßnahmen werden meistens kombiniert angewandt. So ist es z.B. bei den neuen Braunkohlekraftwerken gelungen, die geforderten NOX-Grenzwerte allein durch Primärmaßnahmen ohne nachgeschaltete Rauchgasentstickung einzuhalten. Bei Wirbelschichtfeuerungen werden die NOX-Grenzwerte, bedingt durch die niedrigen Verbrennungstemperaturen (um die 850 °C), ebenfalls eingehalten. Bei Gasturbinen werden bei Verbrennung von Erdgas NOX-arme Brenner (low-NOX-burner-) eingesetzt, womit die geforderten Grenzwerte ebenfalls eingehalten werden. Bei Betrieb mit Heizöl sind jedoch sekundärseitige Maßnahmen notwendig (z.B. Dampf- oder Wassereinspritzung in den Feuerraum). 6.3.2 Sekundärmaßnahmen zur Emissionsminderung

6.3.2.1

Entstaubung und Entaschung

Die in der Kohle enthaltene Asche verlässt den Kessel nach der Verbrennung größtenteils (zu ca 85%) als Flugstaub. Die Entstaubung erfolgt durch den Einsatz von Elektrofiltern (electrostatic precipitator) oder Gewebefiltern (fabric filter). Im Elektrofilter werden mittels eines durch Hochspannung erzeugten elektrischen Feldes die festen Partikel abgeschieden. Gewebefilter bestehen aus mehreren Lagen von feinmaschigem Gewebe, welche die Staubpartikel bei deren Durchgang durch die Filteranlage zurückhalten Asche oder Schlacke aus dem Kessel und Flugstaub aus dem Filter werden über automatische Entaschungseinrichtungen in separaten Bunkern gespeichert und abtransportiert. Sie werden zum Teil in Baumaterialien verarbeitet und zum Teil entsorgt. Der Abscheidegrad von Elektrofiltern (E-Filtern) ist stark abhängig von der Rauchgaszusammensetzung. Niedrige Wasser- und Staubgehalte wirken negativ auf das Abscheidevermögen. Deshalb sind E-Filter für Feuerungen mit bereits entschwefelten Rauchgasen, z.B. Wirbelschichtfeuerungen, nicht optimal. Dazu sind Gewebefilter besser geeignet. Zusammen mit dem Staub werden auch im Brennstoff enthaltene Schwermetalle abgeschieden.

206


6.3.2.2

Die Rauchgasentschwefelung

Zur Rauchgasentschwefelung - REA (Flue Gas Desulfurization FGD) kommt am häufigsten das sogenannte Nassverfahren mit Endprodukt Gips (CaSO4) zur Anwendung. Das Rauchgas kommt nach der Entstaubung in den Absorberturm und wird im Gegenstrom zum Sorptionsmittel, einer Suspension aus Wasser (H2O) und Kalkstein (CaCO3), geführt. Die Reaktion findet bei einer Temperatur von ca. 50°C statt, deswegen müssen die heißen Rauchgase vor Eintritt in dem Sprühabsorber durch Wärmeaustausch mit der Verbrennungsluft abgekühlt werden.

Quelle: >Strauß@ Abb. 6.9: Rauchgasentschwefelungsanlage

Folgende chemische Reaktionen finden statt: S + O2 o SO2 SO2 + CaCO3 o CaSO3 + CO2 2 CaSO3 + 4H2O + O2 o 2(CaSO4 2H2O) Der Schwefel des Brennstoffes verbindet sich während der Verbrennung mit dem Sauerstoff der Verbrennungsluft zu Schwefeldioxid. Im Sprühabsorber reagieren zuerst Schwefeldioxid und Kalkstein zu Calciumsulfit (CaSO3) und Kohlendioxid. Die Suspension aus Kalziumsulfit und Wasser sammelt sich im Sumpf des Sprühturms. Hier wird Luft eingeblasen und das Calciumsulfit reagiert mit dem Sauerstoff der Luft zu einem GipsWassergemisch. Dieses Gemisch wird in Bandfiltern oder Zentrifugen bis


207

auf eine Restfeuchte von ca. 10% entwässert und das Endprodukt Gips kann in der Baustoffindustrie weiterverwendet werden. Das Abwasser ist mit Calciumchlorid und Schwermetallen beladen und muss separat von anderen Abwässern aufbereitet werden. Aus den Reaktionsgleichungen können folgende spezifischen Werte abgeleitet werden: Tabelle 6.5: Spezifische Zahlen für REA 2,0 kg SO2/kg S 1,563 kg CaCO3 / kg SO2 2,12 kg CaSO4 /kg SO2

Schwefeldioxid pro kg Schwefel im Brennstoff Kalksteinverbrauch pro kg abgeschiedenes SO2 Gipsproduktion pro kg abgeschiedenes SO2

Anmerkung: Es wird dabei ein stöchiometrisches Mol-Verhältnis vorausgesetzt. In der Praxis wird mit einem Mol-Verhältnis zwischen 1,1 und 1,25 gearbeitet. (CaCO3 und CaSO4 x Mol-Verhältnis).

Nachstehende Tabelle zeigt einen Vergleich zwischen den Brennstoffen Steinkohle und Braunkohle hinsichtlich Einsatzstoffen und Entsorgungsprodukten für REA sowie für die Ascheentsorgung. Tabelle 6.6: Vergleich REA/Asche Steinkohle - Braunkohle bei 1% S Steinkohle

Braunkohle

Position

Einheit

Brennstoffparameter Brennstoffmenge Schwefelgehalt im Brennstoff Aschegehalt Heizwert el. Wirkungsgrad

t % % MWh / t %

1,0 1,0% 7,5% 7,80 44,0%

1,0 1,0% 5,0% 3,08 42,0%

3

9.931

4.290

trockenes Rauchgas bei 6% O2-Gehalt

mn / t

Einsatzstoffe und Entsorgungsprodukte *) bezogen auf 1 Tonne Brennstoff Kalksteinverbrauch 30 € / t kg / t 26,6 20,5 Gipserzeugung 9€/t kg / t 36,1 27,9 Asche 10 € / t kg / t 75,0 50,0 bezogen auf 1 MWh Strom Stromerzeugung MWh / t 3,43 1,29 Kalksteinverbrauch kg / MWh 7,7 15,9 Gipserzeugung kg / MWh 10,5 21,5 Asche kg / MWh 21,8 38,6 Spezifische Kosten REA + Asche bezogen auf Brennstoff €/t 1,87 1,37 bezogen auf Strom 0,55 1,06 € / MWh *) Molverhältnis 1,25, Einbindung in der Asche bei Steinkohle 5% bei Braunkohle 30% angesetzt

208


In beiden Fällen wurde von einem Schwefelanteil beim Brennstoff von 1% ausgegangen. In Wirklichkeit ist dieser Anteil bei Steinkohle niedriger (im Durchschnitt 0,8% S) bei Braunkohle je nach Revier höher (z.B. Cottbus 1,25% S). Der Aufwand für die Rauchgasreinigung und auch für die Entsorgung der Abfallprodukte ist nicht unbeträchtlich. Das macht sich insbesondere bei dem Brennstoff Braunkohle bemerkbar, weil der Schwefelgehalt und der Ascheanteil bezogen auf den niedrigen Heizwert der Braunkohle im Vergleich zu Steinkohle hoch ist. Dementsprechend sind der Verbrauch von Einsatzmitteln sowie die Mengen der entstehenden Entsorgungsprodukte wesentlich höher. Dazu kommt ein höherer Stromverbrauch der REA, was zu einem etwas niedrigeren Wirkungsgrad bei Braunkohlekraftwerken führt. 6.3.2.3

Die Rauchgasentstickung

Zur Rauchgasentstickung werden im Wesentlichem zwei Verfahren angewandt: x die selektive katalytische Reduktion (SCR) x die Nicht-Selektive Katalytische Reduktion (NSCR) Selektive katalytische Reduktion (SCR) Die Entstickung der bei der Verbrennung entstehenden Stickoxide (NOx) findet, wie bereits erwähnt, bis zu bestimmten Grenzen durch Primärmaßnahmen im Kessel statt. Durch solche Maßnahmen können aber die geforderten Emissionsgrenzwerte meistens nicht erreicht werden. Die Entstickung der Rauchgase findet in der DeNOX-Anlage durch selektive katalytische Reduktion mit Ammoniak (NH3) statt (Selective Calalytic Redaction - SCR). Das Verfahren heißt selektiv, weil nur Stickoxide abgeschieden werden. Im Feuerraum bildet sich zuerst Stickoxid NO, welches sich aber zu Stickstoffdioxd (NO2) verbindet, sobald genügend Sauerstoff vorhanden ist. Im Reaktor, finden folgende Reaktionen statt. 4 NO + 4 NH3 + O2 Æ 4 N2 + 6 H2O 2 NO2 + 4 NH3 + O2 Æ 3 N2 + 6 H2O Die Reaktionen finden nahezu bei stöchiometrischem Verhältnis statt, da nur sehr geringe Mengen NH3 ins Freie entweichen dürfen (NH3Schlupf). Aus den Reaktionsgleichungen können folgende spezifischen Verbräuche abgeleitet werden (Molmasse: N2 = 28, O2 = 32, H2 = 2):


209

Tabelle 6.7: Spezifischer NH3-Verbrauch, SCR -Verfahren 68 kg NH3 pro 120 kg NO bzw. 0,57 kg NH3 pro kg NO 68 kg NH3 für 92 kg NO2 bzw. 0,74 kg NH3 pro kg NO2

Die Stickoxidkonzentrationen im Rohrauchgas hängen von der Feuerungsart und von der Art der Primärmaßnahmen zur Stickoxidreduzierung ab. Anhaltswerte für Steinkohle-Staubfeuerungen angegeben als NO2 sind: Tabelle 6.8: NH3 Verbrauch und Kosten für Entstickung Position

Einheit

Trockenabzug von - bis

Schmelzkammer von - bis

Technische Parameter Rauchgasmenge pro t Brennstoff Konzentration NO2 im Rohabgas Konzentration NO2 im Reinabgas Stromerzeugung pro t Brennstoff spez. NH3-Verbrauch pro kg NO2 Ammoniakwasserverbrauch (25% NH3) Preis Amoniakwasser Spezifischer Verbrauch abgeschiedenes NO2 pro t Brennstoff NH3-Verbrauch pro t Brennstoff NH3-Verbrauch pro MWh Stromerzeugung Amoniakwasserverbrauch ( 25%- NH3 ): pro t Brennstoff pro MWel Spezifische Kosten pro t Brennstoff pro MWh Stromerzeugung

3

m i. N. / t 3 mg / m i.N.

10.000 650

3

mg / m i.N.

10.000

1.000

1.300

200

1.500 200

MWh / t kg / kg

3,43 0,74

kg / kg €/t

2,96 62,00

kg / t

4,5

8,0

11,0

kg / t

3,3

5,9

8,1

13,0 9,6

kg / MWh

1,0

1,7

2,4

2,8

kg / t kg / MWh

13,3 3,9

23,7 6,9

32,6 9,5

38,5 11,2

€ / tBr € / MWh

0,83 0,24

1,47 0,43

2,02 0,59

2,39 0,69

Nicht-selective katalytische Reduktion - NSCR Verfahren Dieses Verfahren findet hauptsächlich bei Viertakt-Gas-Ottomotoren Anwendung, bei denen ein Betrieb mit stöchiometrischem Gas-Luft-Gemisch (Lambda=1) möglich ist. Der Reaktor, auch Drei-Wege-Katalysator genannt, ist in der Lage, gleichzeitig die drei Schadstoffe NOX, CO und HC auszuscheiden (deswegen die Bezeichnung „nicht-selektiv“). Die Abscheidegrade für diese Schadstoffe liegen bei ca. 98%. Die Reaktion findet zwischen 400°C und 650°C statt. Im Abgas dürfen keine wesentlichen O2-Anteile vorkommen. Hierfür ist eine automatische Regelung des Brennstoff-Luft-Gemisches mit Hilfe einer Lamba-Sonde auf einen Lambda-Wert von 1 notwendig.

210


6.4 Kohlendioxidemissionen und Treibhauseffekt Kohlendioxid (siehe auch „Abschnitt 3.3 Klimaschutzrechtliche Rahmenbedingungen“) ist ein natürlicher Bestandteil der Luft mit einer Konzentration von ca. 0,03 Volumenprozent. In der Natur werden durch die Zersetzung von Biomasse und durch den Stoffwechsel der Lebewesen große Mengen Kohlendioxid freigesetzt. Dem steht aber ein nahezu gleich großer Verbrauch von Kohlendioxid für den Aufbau der pflanzlichen Biomasse gegenüber, so dass in der Natur die Kohlendioxidbilanz praktisch ausgeglichen ist. Die Bilanz gilt auch bei der Verbrennung von Biomasse zur Energieerzeugung. Bei der Verbrennung des in den Brennstoffen enthaltenen Kohlenstoffs entsteht zusätzliches Kohlendioxid, die sogenannten anthropogenen oder energiebedingten CO2-Emissionen. CO2 ist zwar kein Schadstoff, es wird aber mitverantwortlich gemacht für die globale Erwärmung und den Klimawandel durch den sogenannten Treibhauseffekt. Damit wird Kohlendioxid zum Treibhausgas. Wegen der unterschiedlichen chemischen Zusammensetzung der einzelnen Brennstoffe entstehen bei deren Verbrennung unterschiedliche Mengen an Kohlendioxidemissionen. Für die meisten Brennstoffe wurden sie in der „Tabelle 5.10 – Kennwerte ausgewählter Brennstoffe“ angegeben. Der Emissionsausstoß hängt außerdem stark von der Art der Anlage und ihrem Wirkungsgrad ab. Eine höhere Energieeffizienz bringt eine beträchtliche Reduzierung der Emissionen, wie aus Abb. 6.10 deutlich wird. 1.500 1.400

Braunkohle Steinkohle Heilzöl L Erdgas (EG) Erneuerbare

CO2-Emissionen t / GWh el

1.300 1.200 Braunkohle-KW

1.100 1.000

t CO2 / GWhHu 410 342 266 202 0

900 800

Steinkohle-KW

700 600

Gasturbinen-KW-HEL Gasturbinen-KW-EG

500 400

GuD-KW-EG

300 200 100 0 25%

erneuerbare Energien = 0 30%

35%

40%

45%

50%

55%

Kraftwerkswirkungsgrad netto

Abb. 6.10: CO2-Emissionen bei der Kondensations-Stromerzeugung

60%

6.4 Kohlendioxidemissionen und Treibhauseffekt

211

Eine Reduzierung der Kohlendioxidemissionen ist durch Energieeinsparung, Erhöhung der Energieeffizienz von Energieerzeugungsanlagen, Brennstoffumstellung zu kohlenstoffärmeren Brennstoffen sowie durch die Nutzung von erneuerbaren Energien erzielbar. Um die weitere Klimaerwärmung durch den Treibhauseffekt zu stoppen, wurde im Kyoto-Protokoll 1997 beschlossen, die Treibhausgasemissionen bis 2012 um 5,2%, bezogen auf die Emissionen in 1990, global zu reduzieren. Das Kyoto-Protokoll sieht neben CO2 noch weitere 5 Treibhausgase vor – Tabelle 6.9 – darunter auch Methan (Bestandteil von Erdgas und anderen Brenngasen). Als Treibhausgase werden Gase bezeichnet, die wesentlich zum Treibhauseffekt beitragen. Um die Treibhauswirksamkeit (Global Warming Potential - GWP) nur durch eine Zahl angeben zu können, wird das GWP von CO2 gleich 1 gesetzt und das der anderen Gase damit verglichen, was als „CO2 -Äquivalent“ bezeichnet wird. Tabelle 6.9: Treibhausgase - Treibhauswirksamkeit Treibhausgas

Vorkommen, Entstehung

Kohlendioxid CO2

Verbrennungsprozesse Deponien, Leckagen bei der Gasverteilung, Massenviehzucht Deponien, Stickstoffdünger

Methan CH4

Lachgas N2O Fluorkohlenwasserstoffe Aluminiumproduktion PFC Halogenierte KohlenKühlmittel, chemische Industrie wasserstoffe HFC Schwefelhexafluorid SF6 Hochspannungsleitungen

CO2Äquivalent 1

Anteil am Treibhauseffekt % 64

21

20

310

6

11.300 6.500

10

23.900

Deutschland hat sich verpflichtet, in der Periode 2008-2012 seine Treibhausgasemissionen um 21% gegenüber 1990 zu reduzieren, und nimmt am EU-Emissionshandel teil (siehe „Abschnitt 3.3.2 Umsetzung des Emissionshandels in Deutschland“). In diesem Rahmen erhalten die dazu verpflichteten Anlagen jährliche Emissionsberechtigungen oder zertifikate (EUAs - European Union Allowances) in t CO2 pro Jahr. Diese werden von der Regierung auf Grundlage des Nationalen Allokationsplans (NAP) den betroffenen Anlagen kostenlos zugeteilt. Anlagen, die weniger emittieren, können den nicht genutzten Teil der Emissionsberechtigungen verkaufen; Anlagen, die mehr emittieren, müssen EUAs am Markt zukaufen. Der Handel mit den Emissionen wird u.a. bei der Strombörse EEX in Leipzig geführt.

212


Neue Kraftwerke erhalten eine Zuteilung von Emissionsberechtigungen nach Benchmark (BAT-Best Available Technology). Sie betragen bei Erdgas als Brennstoff 365 g/kWh und bei sonstigen Brennstoffen 750 g/kWh, bezogen auf die Nettostromerzeugung. Der Preis für EUAs betrug bei EEX im Jahresdurchschnitt 2005 18 €/t CO2.

In der Tabelle 6.10 werden der Kostenanteil für CO2 sowie die CO2Grenzkosten für den Strom aus den Kraftwerken, die im Abschnitt 7.2.6 „Stromgestehungskosten fossilthermischer Kraftwerke“ untersucht werden, ermittelt. Als Grenzkosten werden die Kosten für den Kauf von zusätzlichen CO2-Zertifikaten, bei Überschreitung der zugeteilten Menge von Emissionsberechtigungen, bezeichnet. Umgekehrt, wenn nicht-benötigte Zertifikate auf dem Markt verkauft würden, können entsprechende Erlöse erzielt werden. Am stärksten betroffen ist, wie erwartet, die Braunkohle. Tabelle 6.10: Strom-Grenzkosten für Brennstoff und für CO2 -Zertifikate Randbedingungen

Einheit

Randbedingungen Kraftwerkswirkungsgrad, netto

-

spez. Brennstoffverbrauch

MWh t h / MWh e l

Braunkohle

Steinkohle

GuD

Gasturbine

40,6%

41,7%

54,2%

33,7%

2,46

2,40

1,85

2,97

CO2-Emissionen bez. auf Brennstoff

kg / MWh t h

410

342

202

202

CO2-Emissionen bez. auf Nettostrom

t / MWh e l

1,011

0,820

0,373

0,599

Zuteilung

t / MWh e l

0,750

0,750

0,365

0,365

Brennstoffwärmepreis

€ / MWh t h

3,97

9,12

20,15

33,76

100,18

Preis für EUAs

€ / t CO2

18,00

Stromkosten Brennstoffkostenanteil

€ / MWh e l

9,78

21,87

37,18

Anteil der Belastung durch CO2 *)

€ / MWh e l

4,70

1,26

0,14

4,22

Grenzkosten für CO2 **)

€ / MWh e l

18,20

14,76

6,71

10,79

*) CO2-Emissionen bez. auf Nettostrom minus Zuteilung x Preis für EUAs **) Kosten für zusätzliche Zertifikate, wenn die zugeteilte Emissionsberechtigung überschritten wird CO2-Emissionen bez. auf Nettostrom x Preis für EUAs

Was die Grenzkosten betrifft, muss allerdings hinzugefügt werden, dass die Zuteilung nach dem Nationalen Allokationsplan für die zweite Handelsperiode 2008 bis 2012 >NAP II@ auskömmlich ist. Kohle- und GuDKraftwerke erhalten eine Zuteilung für 7.500 Vollbenutzungsstunden pro Jahr. Diese Benutzungsdauer erreichen derzeit nur Braunkohlekraftwerke. Anmerkung: Der NAP II liegt z.Z. (Sommer 2006) zur Genehmigung bei der EU-Kommission vor. Neue KWK-Anlagen erhalten nach dem NAP Emissionsberechtigungen sowohl für den Strom als auch für die Wärme. Nach dem NAP II erfolgt die

Kohlendioxidemissionen und Treibhauseffekt

213

jährliche Zuteilungsmenge auf Basis von branchenbezogenen Standardauslastungsfaktoren. Üblicherweise erzeugen KWK-Anlagen neben dem gekoppelten auch einen Teil ungekoppelten Strom, um z.B. Stromspitzen bei niedrigem Wärmebedarf abzufahren. Voraussetzung für die Befreiung von der Mineralölsteuer ist ein Jahresenergienutzungsgrad von 70% oder höher. In der Tabelle 6.11 wird eine Emissionsbilanz für drei ausgewählte KWKAnlagen erstellt, die gerade diesen Jahresnutzungsgrad erreichen. Die Bilanz wurde für jeweils ein Modul erstellt. Tabelle 6.11: Emissionsbilanz für KWK-Anlagen Randbedingungen Randbedingungen Brennstoff Brennstoffwärmeleistung elektrische Leistung thermische Leistung elektrischer Wirkungsgrad Gesamtwirkungsgrad CO2-Emissionen bez. auf Brennstoff Zuteilung für Strom Zuteilung für Wärme bzw. Dampf Branche Benutzungsdauer, gesamt Benutzungsdauer, in KWK Energiebilanz Brennstoffverbrauch Stromerzeugung Wärmeerzeugung Jahres-Energienutzungsgrad Emissionsbilanz bei KWK Brennstoffemissionen ./. Emissionsgutschrift für Strom ./. Emissionsgutschrift für Wärme Summe

KleinBHKW

GroßBHKW

Gasturbine

h /a h /a

Erdgas 667 238 363 36% 90% 202 365 215 Fenrwärme 6.000 3.783

Erdgas 3.724 1.558 1.640 42% 86% 202 365 215 Fenrwärme 6.000 3.837

Erdgas 71.770 24.170 35.875 34% 84% 202 365 225 Papier 8.000 5.813

MWh / a MWh / a MWh / a %

4.002 1.428 1.373 70%

22.344 9.348 6.293 70%

574.160 193.360 208.552 70%

808 521 295 -8

4.513 3.412 1.353 -251

115.980 70.576 46.924 -1520

Einheit

kW kW kW % % kg / MWh BR kg / MWh e l kg / MWh t h

t t t t

CO2 CO2 CO2 CO2

/a /a /a /a

Aus dem Ergebnis geht hervor, dass die Zuteilungsmenge auskömmlich ist und ein kleiner Teil der Berechtigung sogar nicht genutzt wird und ggf. verkauft werden kann. Wenn KWK-Anlagen ausschließlich im KWKModus betrieben werden, dann ist dieser Vorteil noch größer.

214


Literaturverzeichnis >13. BISchV@ Verordnung über Großfeuerungs- und Gasturbinenanlagen, Dreizehnte Verordnung zur Durchführung des Bundesimmissionsschutzgesetzes vom 20. Juli 2004. >Kyoto-Protokoll@ Protokoll von Kyoto zum Rahmenübereinkommen der Vereinigten Nationen über Klimaänderungen, 11. Dezember 1997 >NAP II@ Nationaler Allokationsplan 2008-2012 für die Bundesrepublik Deutschland, vom 28. Juni 2008, Vorlage bei der EU-Kommission zur Genehmigung, BMU. >Strauß@ Karl Strauß, Kraftwerkstechnik zur Nutzung fossiler, regenerativer und nuklearer Energiequellen, 3. Auflage 1997, Springer Verlag. >TA-Luft@ Erste Allgemeine Verwaltungsvorschrift zum Bundesimmissionsschutzgesetz, TA Luft - Technische Anleitung zur Reinhaltung der Luft, vom 24. Juli 2002.

7. Kraftwerke, Technik und Kosten

7.1 Begriffsdefinitionen und Kennzahlen 7.1.1 Kraftwerkstypen

Kraftwerke sind Anlagen zur ausschließlichen Erzeugung von elektrischer Energie. Sie werden unterschieden nach der Art des Prozesses, der Art der eingesetzten Primärenergie und der Art ihres Einsatzes im Verbundnetz. In diesem Kapitel wird folgende Einteilung vorgenommen: Kraftwerke

Thermische Kraftwerke

Nicht-thermische Kraftwerke

Fossilthermische Kraftwerke Dampfkraftwerke Gasturbinenkraftwerke Gas- und Dampfturbinenkraftwerke (GuD)

Wasserkraftwerke Laufwasserkraftwerke Speicherkraftwerke Pumpspeicherkraftwerke

Kernkraftwerke Dampfkraftwerke (Kernbrennstoff)

Windkraftanlagen Photovoltaikanlagen

Solarthermische Kraftwerke Dampfkraftwerke Integrierte Solarthermische-GuD-Kraftwerke (ISCC)

Brennstoffzellenkraftwerke

Abb. 7.1: Einteilung der Kraftwerke nach der Art des Prozesses

Nach dem Einsatz im Verbundnetz wird zwischen folgenden Kraftwerkstypen unterschieden: x x x x

Grundlastkraftwerke, >7.000 Vollbenutzungsstunden pro Jahr Mittellastkraftwerke, 4.500 bis 5.500 Vollbenutzungsstunden pro Jahr Spitzenlastkraftwerke, < 1.250 Vollbenutzungsstunden pro Jahr Reservekraftwerke

216

7 Kraftwerke, Technik und Kosten

Thermische Grundlastkraftwerke (base load power stations) haben lange Anfahrzeiten bis sie ihre volle Leistung erreicht haben, und sind praktisch ständig mit etwa derselben Leistung in Betrieb. Sie werden nur zu Revisionszwecken abgeschaltet. Mittellastkraftwerke (medium load power stations) sind während der hohen Netzbelastung an Werktagen in Betrieb und werden gewöhnlich während der Nacht und an arbeitsfreien Tagen abgeschaltet. Spitzenlastkraftwerke ( peak load power stations) haben eine kurze Anfahrzeit von wenigen Minuten und decken Lastspitzen ab. Die kürzeste Anfahrzeit haben Pumpspeicher-Kraftwerke. Reservekraftwerke sind meistens ältere Anlagen, die in Betrieb genommen werden, wenn andere Kraftwerke in Revision sind oder ausfallen. Die Sofortreserve wird beim plötzlichen Ausfall eines Kraftwerkes oder bei einer plötzlichen Lasterhöhung von in Betrieb befindlichen Kraftwerken bereitgestellt. Zu diesem Zweck wird im Normalbetrieb nicht ihre volle Leistung ausgefahren. Die Sofortreserve muss ausreichen, um den Ausfall des größten Kraftwerkes in einem Verbundnetz auszugleichen. 7.1.2 Definition der verwendeten Kennzahlen und Begriffe

In diesem Kapitel werden im Wesentlichen folgende Kennzahlen und Begriffe benutzt. x x x x x x x

Feuerungswärmeleistung in kW oder MW Brutto- und Nettoleistung in kW oder MW Dampferzeugungskapazität in t/h elektrischer Wirkungsgrad, brutto bzw. netto in Prozent Spezifischer Brennstoffverbrauch Brennstoffwärmepreis Benutzungsdauer in Vollbenutzungsstunden pro Jahr

Die Feuerungswärmeleistung ist die in den Dampferzeugern eingebrachte thermische Brennstoffenergie pro Zeiteinheit. Die ISO-Einheit dafür ist kJ/s was gleichbedeutend mit kW ist. Die Handelseinheiten der Brennstoffe (Tonnen, Hektoliter, kWh in Ho) sind dabei in kWh in Hu mit Hilfe des Heizwertes umzurechnen. Die elektrische Nettoleistung ist gleich Bruttoleistung abzüglich Eigenbedarf. Spezifische Zahlen wie Investitionsausgaben oder Brennstoffverbrauch werden üblicherweise auf die Bruttoleistung bezogen (z.B. Steinkohlekraftwerk 900 €/kW), wenn nicht explizit anders angegeben. Üblicherweise wird die Dampferzeugungskapazität eines Dampferzeugers in t/h angegeben. Bei Kreisprozessrechnungen wird jedoch die Einheit kg/s benutzt. Der elektrische Wirkungsgrad ist der Quotient aus der

7.1 Begriffsdefinitionen und Kennzahlen

217

elektrischen Leistung dividiert durch die Feuerungswärmeleistung entweder brutto oder netto. Im englischen Sprachraum wird meistens anstatt des Wirkungsgrades der spezifische Brennstoffverbrauch (fuel rate) in kJ/kWh (oder bei Gasturbinen in BTU/kWh) verwendet. Bei Kohlekraftwerken wird auch oft der Begriff ce/kWh verwendet (1 ce = 1 kg SKE =7.000 kcal/kg, 1 kcal= 4,187 kJ = 1,163 kWh). Die Benutzungsdauer der Kraftwerksleistung ist definiert als der Quotient der Stromerzeugung in der Berichtszeit (i.d.R. ein Jahr = 8.760 h) in kWh dividiert durch Leistung in kW (Brutto- oder Nettoleistung) in Vollbenutzungsstunden (im Englischen wird der Begriff „EOH“ Equivalent Operating Hours benutzt). Benutzungsdauer der Kraftwerksleistung: tB = Wel / Pel >h /a@

(7.1)

Mit anderen Worten wird damit angegeben, in wie vielen Stunden pro Jahr (Vollbenutzungsstunden) das Kraftwerk mit seiner vollen Leistung diese Strommenge erzeugen würde. Die typische Benutzungsdauer wurde am Anfang dieses Abschnittes für die verschiedenen Kraftwerkstypen angegeben. Mit Hilfe der Benutzungsdauer werden die jährliche Stromerzeugung oder der Brennstoffverbrauch ermittelt. Bei Netzen wird der Begriff Benutzungsdauer der Höchstlast verwendet. Dieser ist der Quotient aus der jährlichen Netzeinspeisung (durch mehrere Kraftwerke) dividiert durch die Höchstlast. Benutzungsdauer der Höchstlast:tB = Wel / Pmax >h/a@

(7.2)

Im englischen Sprachraum wird gewöhnlich anstatt der Benutzungsdauer der Kapazitätsfaktor (capacity factor) bzw. der Lastfaktor (load factor). benutzt. Wenn die Berichtszeit ein Jahr ist, dann gilt: Kapazitätsfaktor:

Lf = Wel /(Pelx 8.760) >-@

(7.3)

Er gibt die mittlere Leistung an, mit der das Kraftwerk in der Berichtszeit diese Strommenge erzeugen würde. Bei einem Netz wird entsprechend der Lastfaktor (load factor) benutzt: Lastfaktor:

Lf = Wel / (Pmaxx 8.760)

(7.4)

Zwischen den beiden Kennzahlen Benutzungsdauer und Kapazitäts- oder Lastfaktor gilt die Beziehung: tB = Lf x8760

(7.5)

218


7.2 Fossilthermische Kraftwerke 7.2.1 Dampfkraftwerke

7.2.1.1 Aufbau und Funktionsweise

Dampfkraftwerke der öffentlichen Stromversorgung in Deutschland werden meistens mit Stein- oder Braunkohle befeuert. Flüssige oder gasförmige Brennstoffe werden bei Industriekraftwerken eingesetzt. Andere Brennstoffe sind Müll, verschiedene Ersatzbrennstoffe und in den letzten Jahren, bedingt durch die öffentliche Förderung, zunehmend auch Biomasse. Abb. 7.2 zeigt den Aufbau eines Dampf-Kohlekraftwerkes. Die Hauptkomponenten werden nachstehend erläutert.

Quelle: >Strauß@ Abb. 7.2: Schema eines Dampf-Kohlekraftwerkes

Die Brennstoffversorgung (fuel supply): Bei Steinkohlekraftwerken erfolgt die Kohleanlieferung per Binnenschiff oder per Bahn, bei küstennahen Kraftwerken auch per Überseefrachter. Die Entladung der Schiffe erfolgt mit speziell zur Entladung von Massengut entwickelten Schiffsentladern. Die Kohle gelangt zu der Kohlemischhalde und von dort über Förderbänder zum Tagesbunker des Dampferzeugers. Vom Tagesbunker wird sie zu den Kohlemühlen geführt, wo sie fein gemahlen und mit heißer Verbrennungsluft in den Feuerraum des Dampferzeugers eingeblasen wird. Bei Anlieferung durch die Bahn werden die Waggons schrittweise über einem Gitter

7.2 Fossilthermische Kraftwerke

219

angehalten und die Kohle fällt jeweils durch die geöffneten Klappen der Waggons in einen darunter liegenden Schacht. Von dort transportieren Förderbänder die Kohle auf die Halde. Die Kohlehalde hat eine Lagerkapazität von 30 bis 50 Tagen. Ein 700 MW-Kraftwerk verbraucht bei Volllast täglich ca. 5.250 Tonnen Steinkohle. Ein Kohlelager für 30 Tage muss dann eine Kapazität von ca. 160.000 Tonnen haben. Dampferzeuger (steam generator): Die Dampferzeuger von Großkraftwerken sind Wasserrohrkessel; sie sind größere Bauwerke. Bei einem 600MW-Steinkohlekraftwerk beträgt ihre Höhe ca. 130 m, beim 800 MW Braunkohlekraftwerk ca. 160 m. Der Wasser-Dampf-Kreislauf (water-steam-cirkuit)besteht aus Rohrleitungen, Pumpen, dem Entgaser (deaerator) und den Speisewasservorwärmern (feed water preheater). Das Kesselspeisewasser wird vom Speisewasserbehälter zum Kessel hochgepumpt und vor Kesseleintritt in den Vorwärmern durch Anzapfdampf aus der Turbine aufgeheizt. Nach der Verdampfung und Überhitzung im Kessel wird der Hochdruckdampf über den Dampfkreislauf zu der Dampfturbine und nach Verlassen der Turbine zum Kondensator geführt. Dampfturbosatz (turbine-generator-set): In der Dampfturbine wird die Druck- und thermische Energie des Dampfes in mechanische Energie umgewandelt. Bei Großkraftwerken besteht die Turbine aus einem Hochdruck-, einem Mitteldruck- und einem Niederdruckteil und hat mehrere Dampfanzapfungen und -entnahmen. Die Dampfturbine ist mit dem Generator gekoppelt, der die mechanische Energie in elektrische Energie umwandelt und über den Transformator in das Höchstspannungsnetz einspeist. Die Turbine befindet sich im Maschinenhaus. Der Kondensator: Der Dampf verlässt den Niederdruckteil der Turbine mit einem Druck, der unter dem atmosphärischen Druck liegt und wird zum Kondensator (condenser) geführt. Der Kondensator besteht aus Kühlrohren, durch die das Kühlwasser gepumpt wird. Der Dampf kondensiert an der Außenwand der Kühlrohre und wird als Kondensat zum Speisewasserbehälter gepumpt. Bei Großkraftwerken sind die Temperaturverhältnisse etwa wie folgt: Tabelle 7.1: Temperaturverhältnisse am Kondensator Wassereintrittstemperatur im Kondensator Aufwärmspanne des Wassers Wasseraustrittstemperatur aus Kondensator Grädigkeit (kleinste Temperaturdifferenz Wasser- Dampf) Kondensationstemperatur/Druck

15 °C 12 K 27 °C 4K 31°C/0,045 bar

220


Bei kleineren Kraftwerken werden oft luftgekühlte Kondensatoren verwendet. Der Kühlwasserkreislauf (cooling water circuit): Im Kondensator wird die latente Wärme des Dampfes an das Kühlwasser übertragen und muss an die Umgebung abgeführt werden. Wo es möglich ist, wird Meereswasser oder Flusswasser als Kühlwasser nach dem Durchlaufprinzip verwendet. In der Regel wird jedoch das Kühlwasser im Kühlturm (cooling tower) auf seine Ausgangstemperatur heruntergekühlt und anschließend wieder zum Kondensator geführt. Bei Großkraftwerken sind Naturzug-Nasskühltürme am häufigsten gebräuchlich. Bei einem 700 MW-Kraftwerk beträgt die Kühlturmhöhe ca. 140 Meter. Im Inneren des Kühlturms bildet sich ein natürlicher Luftzug. Das erwärmte Kühlwasser wird auf eine Höhe von ca. 10 Metern gepumpt und rieselt in feinen Tropfen zum Auffangbecken hinunter, wobei es sich wieder abkühlt. Das verdampfte Wasser muss durch Zusatzwasser ersetzt werden. Rauchgasreinigung (Flue gas cleaning plant): Die bei der Verbrennung entstehenden Rauchgase enthalten Schadstoffe wie Flugstaub, Schwefeldioxid, Stickoxide und Kohlenwasserstoffverbindungen. Sie werden in der nachgeschalteten Rauchgasreinigungsanlage gereinigt bevor sie zum Kamin geführt werden – Abb. 7.3 – (siehe auch Abschnitt 6.3, Emissionsminderungsmaßnahmen bei Feuerungsanlagen). Sie besteht aus dem Elektrofilter „E-Filter“(electrostatic precipitator „ESP“), der Entschwefelungsanlage „REA“ (flue gas desulphurisation plant „FGD“) und der Entstickungsanlage (DeNOX). Die in der Kohle enthaltene Asche verlässt die Anlage zu ca. 15% als Schlacke und zu 85% als Flugstaub. Der Flugstaub findet in der Zementindustrie Verwendung.

Quelle: Steinmüller, Firmenzeitschrift, überarbeitet

Abb. 7.3: Rauchgasreinigungsanlage


221

Zur Rauchgasentschwefelung wird in Deutschland meistens das Nassverfahren auf Kalksteinbasis angewandt; dabei entsteht eine Wasser-GipsSuspension. Der Gips wird getrocknet, in Platten gepresst und findet anschließend in der Baustoffindustrie Verwendung. Zur Reduzierung der Stickoxide wird das Verfahren der selektiven katalytischen Reduktion (SCR) angewandt, welches mit Ammoniakeinspritzung arbeitet. Die Rauchgasreinigung muss mindestens die Einhaltung der gesetzlich vorgeschriebenen Emissionsgrenzwerte gewährleisten. Der Schornstein (stack): Die Rauchgase verlassen die Anlage über den Kamin, der bei Großkraftwerken eine Höhe von ca. 250 m hat. Wasseraufbereitungsanlage (water-treatment plant): In der Wasseraufbereitungsanlage wird Zusatzwasser (make-up water) meistens mittels Ionenaustauscher aufbereitet und ersetzt kontinuierlich einen Teil des Kesselspeisewassers, um die erforderliche Wasserqualität zu gewährleisten. Ähnliche Systeme sind auch für die Aufbereitung des Kondensats und des Kühlwassers vorhanden. Zentrale Warte (control room): Moderne Kraftwerke werden von einer zentralen Warte überwacht und gesteuert. Darin sind alle zur Steuerung und Überwachung der Anlage notwendigen Systeme (I & C equipment) untergebracht. 7.2.1.2 Der Dampfkraftprozess

Der traditionelle Kraftwerksprozess wird als Clausius-Rankine-Dampfkraftprozess bezeichnet. Abb. 7.4 zeigt einen einfachen Dampfkraftprozess in Diagrammform. Das h-s-Diagramm ist für Kreisprozessrechnungen geeignet, weil die Enthalpie direkt abgegriffen werden kann. Für das Verständnis des Prozesses selbst ist jedoch das T-s-Diagramm anschaulicher, da die Zustandsänderungen des Mediums gut verfolgt und Arbeit und zugeführte Wärme als Flächen dargestellt werden können. Im Nassbereich, das ist der Bereich unterhalb der Glockenkurve (Sättigungslinie), verlaufen die Drucklinien (Isobaren) und die Temperaturlinien (Isothermen) in beiden Diagrammen parallel zueinander. Außerhalb des Nassbereichs ist dies nicht mehr der Fall. Der Prozess verläuft wie folgt: x x

Von Punkt 1 zu 1´ wird das Speisewasser im Economiser des Dampferzeugers vorgewärmt und erreicht am Punkt 1´den Sättigungszustand. Zwischen Punkt 1´ und 2´ wird das gesättigte Speisewasser im Verdampfer verdampft, wobei Druck und Temperatur dabei konstant bleiben und im Punkt 2´ erreicht der Dampf den Sättigungszustand (100%

500°C

T-s T-sDiagramm Diagramm

3

200°C

KP X 4 = 0 ,9 0

1‘

1

KP

2

1' 2'

p, T constant

2,5 bar

1

onst ant

2‘

p=c

2

h-s h-sDiagramm Diagramm

Temperatur [ K]

Enthalpie [ kJ/kg]

x

ba r

x

ba r

x

Dampf). Dazwischen ist der Dampf nass, d.h. das Medium ist ein Gemisch aus Wasser und Dampf. Von Punkt 2´ bis 2 wird der Dampf im Überhitzer überhitzt, die Temperatur steigt bei konstantem Druck. Von Punkt 2 bis 4 wird der Dampf in der Turbine entspannt und seine Druck- und thermische Energie wird in mechanische Energie umgewandelt. Nach der Entspannung (Punkt 4) hat das Gemisch bei diesem Prozess einen Dampfanteil um 90%. (Der Teil des Dampfes, welcher von der Turbine am Punkt 3 angezapft wird, geht zum Entgaser). Von Punkt 4 bis 5 kondensiert der Dampf und gibt seine latente Wärme an das Kühlwasser im Kondensator ab. Temperatur und Druck bleiben konstant. Von Punkt 5 bis 1 wird das Kondensat auf den höheren Druck, zuerst bis auf Entgaserdruck und anschließend bis auf Verdampfungsdruck, hochgepumpt.

0,1 2

x


2 ,5

222

5

0,12 bar

4

5

Entropie [kJ/(kg K)]

Entropie [kJ/(kg K)] 5-1

Speisewasserpumpen

1-1’ Speisewasservorwärmen KP: kritischer Punkt 224 bar / 374 °C

Wärmezufuhr

1’-2’ Verdampfung

Mechanische Arbeit

2’-2

Kondensationswärme

Dampfüberhitzung

2-3,4 Dampfentspannung 4-5

Kondensation

Abb. 7.4: Dampfkraftprozess im h-s- und im T-s-Diagramm

In Abb. 7.5 wird derselbe Prozess als vereinfachtes Wärmeschaltbild einschließlich aller thermodynamischen Größen gezeigt. Neben dem Wärmeschaltbild werden auch die Schritte einer vereinfachten Kreisprozessrechnung gezeigt. Kreisprozessrechnungen für große Kraftwerke mit mehreren Speisewasservorwärmern sind äußerst komplex, insbesondere wenn auch Teillastfälle berechnet werden müssen, und werden heute mit Spezial-Computersoftware durchgeführt >KPRO@.


223

Abb. 7.5: Vereinfachtes Wärmeschaltbild mit Kreisprozessrechnung

7.2.1.3 Maßnahmen zur Prozessverbesserung

Aus dem T-s-Diagramm – Abb. 7.4.- erkennt man, durch welche Maßnahmen der Prozess verbessert werden kann. Erhöhung der Dampfparameter: Wenn z.B. der Verdampfungsdruck bzw. der Druck (Isobaren und Isothermen verlaufen im Nassgebiet parallel) erhöht wird, wird auch die Fläche für die mechanische Arbeit größer. Es muss zwar zusätzliche Wärme zugeführt werden, sie wird aber fast vollständig in mechanische Arbeit umgewandelt. Gleichzeitig wird bei steigendem Druck immer weniger Verdampfungswärme benötigt. Wenn der Druck sogar über den kritischen Punkt (221 bar/374 °C) hinaus erhöht wird, findet überhaupt keine Verdampfung mehr statt. Dies wird in Kraftwerken mit überkritischen Dampfparametern genutzt. Durch Dampfüberhitzung wird ebenfalls die Arbeitsfläche vergrößert. Außerdem wird die Entspannungslinie nach rechts verschoben, so dass der Dampf nach der Entspannung trockener ist. Aus den erklärten Zusammenhängen werden bei Kraftwerken hohe Dampfparameter, d.h. hohe Drücke und Temperaturen des Frischdampfes angestrebt. Hohe Dampfparameter sind aber auch mit höheren Kosten verbunden, weil hochwertigere Materialien und dickere Wandstärken erforderlich sind. Das ist für große Kraftwerke mit einer hohen Ausnutzungsdauer durchaus sinnvoll. Grundlastkraftwerke werden meistens auf überkritische Dampfparameter ausgelegt.

224


Zwischenüberhitzung: Bei einer Zwischenüberhitzung wird der Dampf erst im Hochdruckteil der Turbine bis zu einem Druck zwischen 40 und 60 bar entspannt und anschließend dem Kessel wieder zugeführt, wo er nochmals überhitzt wird. Anschließend wird er im Mittel- und Niederdruckteil der Turbine bis zum Kondensatordruck entspannt. Durch Zwischenüberhitzung wird die Arbeitsausbeute erhöht, weil dem Arbeitsmittel nur Wärme zur Temperaturerhöhung aber keine Wärme zur Verdampfung zugeführt werden muss. Wenn die Dampfparameter hoch sind, dann ist eine Zwischenüberhitzung des Dampfes ohnehin notwendig. Andernfalls würde die Entspannung zu weit im Nassbereich enden und die Nässe des Dampfes die Turbinenschaufeln durch Kavitation beschädigen. Das in Abb. 7.5 beispielhaft dargestellte Kraftwerk mit 90 bar/500°C ist ein kleines Kraftwerk mit niedrigen Dampfparametern. Nachstehende Tabelle 7.2 zeigt die Dampfparameter ausgewählter Kraftwerke der deutschen Stromwirtschaft. Es ist ersichtlich, dass die Höhe der Dampfparameter von der Größe des Kraftwerkes abhängen. Tabelle 7.2: Technische Parameter ausgewählter Kraftwerke Kraftwerk

Baujahr

Königswusterhausen Herbrechtingen Flingern 1 erneuert Werk Marl 2 Wedel 1 Neu Rostock 1 Heilbronn 7 Boxberg R Niederaussem K Phillippsburg 2

2003 2003 2000 1964 1991 1994 1985 2000 2003 1985

HauptBrutto- Frischdampfbrennstoff Leistung parameter MW bar / ° C Holz 20 87 / 480 Holz 25 90 / 520 SK 55 106 / 500 SK 125 178 / 525 SK 153 177/ 535 SK 550 262 / 545 SK 760 180 / 535 BK 907 266 / 535 BK 1.012 290 / 580 Nuklear 1.458 65 / 307

Zwischenüberhitzung bar / °C 525 535 562 40 / 535 58 / 581 600 -

Überkritisch ÜK ÜK ÜK ÜK ÜK -

Nettowirkungsgrad % 30 30 38 38 42 42 39 42 43 29

Absenkung des Kondensationsdruckes: Eine Erhöhung der Arbeitsausbeute kann auch erreicht werden, wenn die Kondensationstemperatur und damit der Kondensationsdruck abgesenkt werden. Deswegen ist z.B. Meerwasserkühlung besser als Rückkühlung im Kühlturm. Der Kondensationsdruck ist von der Art der Kühlung und damit hauptsächlich vom Standort abhängig. Tabelle 7.3: Art der Kühlung und Wirkungsgrad von Großkraftwerken Art der Kühlung Meerwasserkühlung Flußwasser, Durchlaufkühlung Nasskühlturm, Naturzug Luftkühlung, Winter Luftkühlung, Sommer

Kondensation bar °C 0,025 21,1 0,035 26,7 0,045 31,0 0,070 39,0 0,140 52,5

Wirkungsgrad % 43,20 42,52 42,00 41,00 39,30


225

Beispiel 7.1: Brennstoffkosteneinsparung durch bessere Kühlung Ein EVU betreibt ein Steinkohlekraftwerk an der Nordseeküste mit Meerwasserkühlung und ein zweites im Landesinneren mit Nasskühlturm. Die Nettoleistung beträgt bei beiden Kraftwerken 600 MW. Zu ermitteln sind die Brennstoffkosten und die Brennstoffkostendifferenz Position Eingaben Nettoleistung Benutzungsdauer Kohlepreis: in Handelseinheiten Wärmepreis (Hu = 8,14 MWh/t) Wirkungsgrad Ș Rechnung Nettostromerzeugung E el Brennstoffwärmeverbrauch E el / Ș jährliche Brennstoffkosten Differenz der Brennstoffkosten

Einheit

Kühlung MeerNasswasser kühlturm

MW h/a

600 8.000

€ / t SKE € / MWh %

70,00 8,60

GWh / a GWh / a Mio. € / a Mio. € / a

43,2%

42,0% 4.800

11.111 95,55 -

11.429 98,28 2,73

7.2.1.4 Brennstoffe

Die Hauptbrennstoffe für Dampfkraftwerke in Deutschland sind Braunkohle und Steinkohle. Braunkohlekraftwerke werden als Grundlast-, Steinkohlekraftwerke als Mittellastanlagen betrieben. Im Zuge der Erneuerung des Kraftwerksparks in Deutschland wird erwartet, dass künftig hocheffiziente Steinkohlekraftwerke verstärkt auch im Grundlastbereich eingesetzt werden. Etwa 2/3 der Kraftwerkssteinkohle wird importiert. Braunkohle wird im Tagebau abgebaut und in naheliegenden Kraftwerke verstromt. Die Kohle wird vom naheliegenden Tagebau oft über Förderbänder direkt zum Kraftwerk gefördert. Dort wird sie in den Kohlemühlen zu feinem Braunkohlestaub gemahlen und dann im Feuerraum des Dampferzeugers verfeuert. In anderen Fällen wird sie mit betriebseigenen Eisenbahnwaggons transportiert und in Grabenbunkern zwischengelagert. Ein 900MW-Braunkohlekraftwerk verbraucht bei Volllast täglich ca. 21.000 Tonnen Braunkohle (Heizwert 8.350 kJ/kg). Nachstehende Tabelle 7.4 stellt die Stromerzeugung der Kohlekraftwerke der bundesdeutschen Gesamterzeugung gegenüber. In den letzten Jahren wurden bedingt durch die Förderung nach dem EEG auch eine Reihe von Biomassekraftwerken meistens mit Holz als Brennstoff gebaut. Gefördert werden Anlagen bis zu einer elektrischen

226


Leistung von 20 MW. In 2004 waren 50 Anlagen mit einer Gesamtleistung von 500 MW in Betrieb. Tabelle 7.4: Stromerzeugung der Kohlekraftwerke Inst. Leistung GW 112,8 21,5 30,5

Gesamt Braunkohle Steinkohle

Stromerzeugung 2005 TWh 619 155 134

Benutzungsdauer h/a 5.488 7.209 4.393

Quelle: Statistik der Steinkohlenwirtschaft

7.2.2 Gasturbinenkraftwerke

7.2.2.1 Aufbau und Funktionsweise von Gasturbinenkraftwerken

Nachstehende Abb. 7.6 zeigt den Aufbau eines Gasturbinenkraftwerkes und einen Schnitt durch eine Gasturbine. Der Leistungsbereich von Gasturbinen erstreckt sich z.Z. von ca. 50 kW bis 270 MW. Gasturbinen arbeiten mit hohem Luftüberschuss, der Lambda-Wert liegt bei ca. 3 (Gaskessel O # 1,1, Steinkohlekessel O # 1,3bis1,6). In der Abb. 7.6 wird dies durch die Größe des Luftansaugungskanals und des Schornsteins erkennbar. Ansonsten ist der Aufbau von Gasturbinenkraftwerken wesentlich einfacher verglichen mit demjenigen von Steinkohle-Dampfkraftwerken. Der eingesetzte Brennstoff ist meistens Erdgas oder Heizöl. Andere gelegentlich einsetzbare Brennstoffe sind Gichtgas, Generatorgas oder Biogase.

4

7

1

2

3

5

6

Gasturbine ABB GT26

1 Gasturbine 2 Generator 3 Luftansaugung 4 Schornstein

5 Hilfstrafo 6 Haupttrafo 7 Rotor Luftkühler

Quelle: ABB Firmenbroschüre

Abb. 7.6: Gasturbinenkraftwerk und Gasturbine, Schnittbilder


227

Die Leistungsdaten von Gasturbinen werden nach ISO-Bedingungen bzw. in Deutschland nach DIN 4341 bei Normbezugsbedingungen angegeben: x x x

Umgebungstemperatur: 15°C Umgebungsdruck: 1,013 bar Relative Feuchtigkeit: 60%

Einen sehr hohen Einfluss auf die Leistung der Gasturbine hat der Ansaugdruck bzw. die Dichte der Luft. Diese hängt von der Umgebungstemperatur und von der geodätischen Höhe des Aufstellungsortes ab. Als Richtwerte gelten folgende Korrekturfaktoren (Formeln abgeleitet aus >GTW-Handbook@): Tabelle 7.5: Korrekturfaktoren für Gasturbinenleistung Parameter Temperatur t >°C@ geodätische Höhe H >m@

Korrekturfaktoren für Leistung und Abgasmassenstrom f t = - 0,006xt + 1,09 fH = - 1,11x10-4 xH + 1

Vermerk: Abgastemperatur und spez. Brennstoffverbrauch bleiben etwa gleich

Beispiel 7.2: Gasturbinenleistung und Lufttemperatur Leistung nach ISO-Bedingungen (15 °C): Leistung bei 0 °C, 1,013 bar: Leistung bei 30 °C, 1,013 bar Leistung bei 300 m Höhe und 15 °C:

100 109 91 96,7

MW MW MW MW

Teillastbetrieb hat einen stark negativen Einfluss auf den Wirkungsgrad von Gasturbinen. Deswegen wird angestrebt, Gasturbinen möglichst in Vollastbetrieb zu betreiben. Das gelingt, wenn z.B. die Anlagenleistung auf mehrere Module aufgeteilt wird. Unter 60%-Last werden Gasturbinen üblicherweise nicht mehr betrieben. Ein Vorteil von Gasturbinen ist das schnelle Anfahren. Sie erreichen vom Kaltstart innerhalb von wenigen Minuten ihre volle Leistung. In Deutschland werden sie deshalb meistens als Spitzenlastanlagen bei der Allgemeinen Stromversorgung eingesetzt. Die Spitzenlastanlagen werden mit weniger als 1.250 Vollbenutzungsstunden pro Jahr betrieben. Ein anderes Anwendungsgebiet ist der Einsatz zur gekoppelten Erzeugung von Strom und Betriebsdampf bei der Industrie. Bekannt sind in Deutschland ca. 110 Anlagen mit einer installierten Leistung von ca. 4.000 MW. Im Ausland, insbesondere in Ländern mit eigenen Öl- und Gasvorkommen und preiswertem Gas, wie z.B. die Arabische Peninsula, werden zur

228


Stromversorgung überwiegend Gasturbinenkraftwerke, auch als Grundlastanlagen, eingesetzt. Ein weiteres Merkmal von Gasturbinenanlagen ist die bivalente Feuerung mit Erdgas und Heizöl. Gründe hierfür sind Leistungskosten für Erdgas einzusparen und auch eine Erhöhung der Versorgungssicherheit. 7.2.2.2 Der Gasturbinenprozess

Das Arbeitsmedium in einem Gasturbinen-Prozess (Joule Prozess) ist Luft. Bei der Stromerzeugung findet der offene Gasturbinenprozess Anwendung -Abb. 7.7. Der Verdichter saugt die Luft an, verdichtet und befördert sie in die Brennkammer. Dort findet die Verbrennung der verdichteten Luft statt; anschließend strömt die verdichtete und erhitzte Luft in die eigentliche Turbine mit einer Temperatur zwischen 1.000°C und 1.200 °C. Dort wird ihre Druck- und thermische Energie in mechanische Energie und anschließend im Generator in elektrische Energie umgewandelt. Das Abgas verlässt die Turbine mit Temperaturen zwischen 450°C und 550°C und entweicht durch den Schornstein in die Umgebung. Die Hauptkomponenten der Anlage sind der Verdichter, die Brennkammer, die Turbine und der Generator. Verdichter, Turbine und Generator sind auf einer gemeinsamen Welle montiert. Wie aus dem T-s-Diagramm in Abb. 7.7 erkennbar, steigt bei der isobaren Verbrennung die Temperatur des Arbeitsmediums. Bei modernen Turbinen wird die Luft auf Drücke zwischen 15 bar und 45 bar verdichtet und erreicht Temperaturen vor Eintritt in die Turbine bis ca. 1200 °C. Das ist z.Z. auch die Materialgrenze (Nickel- oder Kobalt-Legierungen). Zum

Höchste zulässige Temperatur 3

(15 bis 45 bar)

Abgas

2

Brennkammer

4

Turbine

Verdichter

1

bis 1200°C ca. 500°C 3

GasturbinenGenerator Satz

Temperatur T (K)

Gas

Luft

Technische Arbeit

2. Prozessstufe

2

G Generator 1

4

1 - 2 :adiabate Verdichtung 2 - 3 : isobare Verbrennung 3 - 4 : adiabate Entspannung 4 - 1 : Abgasabführung

Entropie s (kJ/kg K)

Abb. 7.7: Gasturbinenprozess, Prinzipschaltbild und T-s Diagramm


229

Vergleich, die höchste Temperatur in Dampfturbinen beträgt maximal 600°C. Moderne Gasturbinen mit Erdgas als Brennstoff erreichen Wirkungsgrade zwischen 35% und 42%. Die technische Arbeit (Abb. 7.7, eingeschlossene Fläche im T-s Diagramm) bzw. der Wirkungsgrad kann durch Steigerung des Eintrittsdruckes in die Turbine erhöht werden, was aber zu noch höheren Temperaturen führen würde. Die höchsten Wirkungsgrade werden durch zweistufige Verbrennung und Entspannung, wie aus der gestrichelten Linie im T-s Diagramm zu erkennen ist, erreicht. Der Verdichter verbraucht ca. 2/3 der von der Turbine erzeugten mechanischen Arbeit, was auch an seiner Größe erkennbar wird – Abb. 7.6. Eine weitere Möglichkeit, den Wirkungsgrad des Prozesses zu erhöhen, wird deshalb durch Erhöhung der Effizienz des Verdichters erreicht. Zu beachten ist, dass der Brennstoff nach der Verdichtung in die Brennkammer zugeführt wird. Er muss deshalb auch den höheren Druck haben. Die erforderlichen Erdgasdrücke können praktisch nur von den Höchstdruck-Transportnetzen der Gasversorgung bereitgestellt werden. Andernfalls muss ein Erdgasverdichter den erforderlichen Druck erzeugen, was zu eine Reduzierung des Wirkungsgrades um 1 bis 2 Prozentpunkte führen kann. 7.2.2.3 Emissionsminderungsmaßnahmen

Die Schadstoffemissionen von Gasturbinen sind hauptsächlich Stickoxide und Kohlenmonoxid. Neue Gasturbinen sind mit NOX-armen Brennern (low-NOX -burner) ausgerüstet, die eine Einhaltung der Emissionsgrenzwerte bei Erdgasbetrieb gewährleisten. Nach der neuen 13. BImSchV betragen die Emissionsgrenzwerte: Tabelle 7.6: Emissionsgrenzwerte nach 13. BImSchV für Gasturbinen Brennstoff (Feuerungswärmeleistung >50 MW, trock. Abgas) Erdgas Erdgas bei Kombibetrieb Kel >55%, KWK Kg >75% Leichtes Heizöl oder Diesel

Grenzwert in mg/m3 bei 15% O2 CO NO2 100 50 100 75 100 120

Bei Steinkohlekraftwerken beträgt der NO2-Grenzwert 200 mg/m3. Allerdings ist dabei der hohe Luftüberschuss von 15% O2 im Abgas von Gasturbinen im Vergleich zu 6% bei Kohlefeuerungen zu beachten. Trotz des hohen Luftüberschusses sind jedoch die auf die Brennstoff- bzw. Strom-

230


menge bezogenen Stickoxidemissionen bei Gasturbinen niedriger als beim Steinkohle-Dampfkraftwerk, wie in der Tabelle 7.7 nachstehend zu ersehen ist. Gasturbinenkraftwerke haben oft Heizöl EL als Ersatzbrennstoff. Im Heizölbetrieb können meistens die Emissionsgrenzwerte durch die Brenner allein nicht gewährleistet werden. Zur Einhaltung der Emissionsgrenzwerte wird dann Dampf oder Wasser in die Brennkammer eingespritzt. Dadurch sinkt die Temperatur in der Brennkammer, und es wird weniger thermisches NOX gebildet. Durch die Volumenerhöhung der Verbrennungsgase infolge der Einspritzung steigt gleichzeitig die Leistung der Gasturbine. Tabelle 7.7: Emissionsvergleich bei NO2, Steinkohle –Gasturbinen KW Merkmal

Einheit

Brennstoff Trockenes Rauchgas, ca. el. Wirkungsgrad Brennstoffverbrauch pro MWhel

Dampfkraftwerk

GasturbinenKraftwerk

Steinkohle

Erdgas

mn / MWhBr

1300

3000

% MWhBr / MWhel

42%

35%

2,38

2,86

3

Emissionsgrenzwert für NO2

mg / m n

NO2-Emission bez. auf Brennstoff NO2 -Emission bez. auf Strom

3

200

50

g / MWhBr

260

150

g / MWhel

619

429

7.2.3 Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerke


Beim Gas- und Dampfturbinen-(GuD-)-Kraftwerk (Combined Cycle Gas Turbine „CCGT“) wird die Wärme aus den heißen Abgasen der Gasturbine in einem sogenannten Abhitzekessel (Heat Recovery Steam Generator „HRSG“) zur Erzeugung von Hochdruckdampf genutzt, der in einer nachgeschalteten Dampfturbine zusätzlichen Strom erzeugt. So werden zwei der zuvor behandelten Prozesse miteinander kombiniert, nämlich der JouleProzess (Gasturbine) und der Clausius-Rankine-Prozess (Dampfprozess). Bei der in Abb. 7.8 dargestellten Anlage handelt es sich um ein GuDKraftwerk mit zwei Dampfdruckstufen. Die Dampfparameter werden durch die Temperatur der Abgase der Gasturbine bestimmt und sind relativ niedrig. Oft werden auch Anlagen mit zusatzbefeuertem Abhitzekessel gebaut, um höhere Dampfparameter und eine höhere Flexibilität beim Betrieb zu erreichen. Die höchsten Wirkungsgrade werden aber ohne Zusatzfeuerung erreicht, weil der Dampfprozess ein reiner Abwärmeprozess ist.


231

v

65 bar / 500 °C

5 bar / 250 °C

Zusatzfeuerung

Erdgas

Abhitzekessel

Abgas ca. 120 °C Dampfturbine

Gasturbine-Generator-Satz 105 °C Dampf Wasser Luft Abgas ZusatzWasser

Abb. 7.8: Vereinfachtes Wärmeschaltbild GuD - Kraftwerk

Eine übliche Kraftwerkskonfiguration besteht aus zwei Gasturbinen/Abhitzekesseln und einer einzigen Dampfturbine. Die Leistungen verteilen sich ungefähr zu 2/3 auf die Gasturbine und zu 1/3 auf die Dampfturbine. Bei Ausfall einer Gasturbine fällt so ca. 1/3 der Leistung aus. Auf diese Weise gelten 2/3 der Leistung als gesichert. Neue hocheffiziente GuD-Kraftwerke ohne Zusatzfeuerung erreichen Nettowirkungsgrade um 56% (Steinkohlekraftwerke ca. 44%). Sie haben höhere Dampfparameter und eine oder zwei Zwischenüberhitzungen. Anlagen mit Zusatzfeuerung erzielen einen Wirkungsgrad zwischen den beiden oben angegebenen Werten. 7.2.4 Verbrennungsmotor-Kraftwerke

Bei Verbrennungsmotorkraftwerken treibt ein Verbrennungsmotor den Generator an. In Deutschland sind solche Kraftwerke selten und haben bei der Allgemeinen Stromversorgung kaum Bedeutung. Es sind dagegen eine große Anzahl von KWK-Anlagen, sogenannte Blockheizkraftwerke, zur Versorgung kleinerer und mittlerer Fernwärmenetze im Betrieb. Sie werden im Kapitel 8, Kraft-Wärme-Kopplung, behandelt.

232


7.2.5 Anschaffungs- u. Betriebskosten fossilthermischer Kraftwerke

7.2.5.1 Anschaffungskosten

Der Bau von Steinkohle- Großkraftwerken in Europa liegt bereits 20 Jahre zurück. In den neunziger Jahren des letzten Jahrhunderts wurden zwar die neuen Braunkohlekraftwerke in den Neuen Bundesländern gebaut, allerdings können die Baukosten aufgrund staatlicher Unterstützung nicht unbedingt als typisch angesehen werden. Aktuelle Werte für Investitionsausgaben von ausgeführten Anlagen liegen z.Z. kaum vor. Wegen des hohen Ersatzbedarfs sind allerdings mehrere Projekte für Steinkohle- und GuDKraftwerke angemeldet, für welche Kostenschätzungen teilweise bekannt sind. Die Investitionen für Kraftwerksprojekte setzen sich im allgemeinen wie folgt zusammen: x x x x

Anschaffungskosten für die Anlage Bauherren- und Ingenieurleistungen Bauzinsen Stillegungskosten

Anhaltswerte für spezifische Anschaffungskosten für Kraftwerke in Abhängigkeit von der el. Bruttoleistung sind aus der Abb. 7.9 zu ersehen. Die tatsächlichen Kosten können jedoch je nach Standort und Marktlage stark davon abweichen. Investitionsausgaben für Kraftwerke Anhaltswerte für Einblockanlagen mit Standort Mitteleuropa

Spez. Investitionsausgaben € / kW

1.500 1.400 1.300

Braunkohle-Dampfkraftwerk

1.200 1.100 Steinkohle-Dampfkraftwerk

1.000

Naturzugkühlturm 900 800

Kostenstand 2005 Wechselkurs € / US$ 1,24 EPC-Preise zuzügl.: Bauherrenleistungen Bauzinsen, Unvorhergesehenes

Erdgas-Dampfkraftwerk

700 600

Erdgas-GuD-Kraftwerk

500 400

Erdgas-Gasturbinenkraftwerk

300 Quelle: eigene Schätzungen aus verschiedenen Projekten 200 100

200

300

400

500

600

700

800

Installierte Leistung MW

Abb. 7.9: Spez. Anschaffungskosten von Kraftwerken

900

1000

1100

1200


233

Für die in der Konzeptstudie für das Referenzkraftwerk NordrheinWestfallen >RK-NRW@ untersuchten Kraftwerke werden Anlagenpreise wie in der Tabelle 7.8 angegeben: Tabelle 7.8: Spez. Anschaffungskosten für Kraftwerke Kraftwerkstyp

Bruttoleistung MW 600 1.100 2 x 400

Steinkohle-Dampfkraftwerk Braunkohle-Dampfkraftwerk GuD-Kraftwerk Quelle: >RK-NRW@

Anlagenpreis *) € / kW 798 980 410

*)2004, zuzügl. Bauherrenleistungen, Unvorhergesehenes

Bei Gasturbinen- und GuD-Kraftwerken ist der Anteil der Gasturbinenpreise beträchtlich. Da Gasturbinen in US$ angeboten werden, spielt der jeweilige Wechselkurs eine wesentliche Rolle. Richtpreise werden jährlich in >GTW Handbook@ veröffentlicht. Die Schwankungsbreite der angegebenen Preise ist relativ groß – Abb. 7.10. Leistungsbereich > 50 MW

Spezifischer Preis US$ / kW

240

Lieferumfang: Gasturbine, Generator Brennstoff Erdgas Lufteinlass mit Filter und Lärmschutz Abgasschornstein Starter und Steuerung, Grundausstattung konventionelles Brennersystem fertigmontiert auf Gestell, FOB US$ 2004, 1 US$ = 1,2 €

220

200

180

160

140

120 Quelle: Gas Turbine World - 2004-05 GTW Handbook 100 50

100

150

200

250

300

350

Leistung MW nach ISO-Bedingungen

Abb. 7.10: Richtpreise für Gasturbinen-Generator-Sätze

Durch den sogenannten Skaleneffekt (economy of scale) nehmen die spezifischen Investitionen mit zunehmender Anlagengröße ab. Dieser Effekt wird allerdings bei höheren Leistungen zunehmend kleiner. Bei steigender Nachfrage können die Investitionen beträchtlich ansteigen.

234


7.2.5.2 Stromeigenbedarf von Kraftwerken

Die Stromgestehungskosten werden auf die Nettoleistung und Nettoarbeit bezogen, die für den Verkauf zur Verfügung stehen. Sie ergeben sich nach Abzug des Eigenbedarfs des Kraftwerkes. Der Eigenbedarf hängt vom Kraftwerkstyp, der Art des Brennstoffes und der Größe des Kraftwerkes ab. Richtwerte für den Eigenbedarf sind in der Tabelle 7.9 angegeben. Tabelle 7.9: Richtwerte für Stromeigenbedarf von Kraftwerken in Prozent Installierte elektrische Leistung MW 150 250 400 600 1.000 Braunkohle, Staubfeuerung 5,5 4,5 Steinkohle, Staubfeuerung 8,0 7,5 Steinkohle, Wirbelschicht 14,0 12,0 Erdgas, Dampfkraftwerk 4,0 3,5 3,0 Erdgas, GuD-Kraftwerk 2,5 2,0 1,5 Erdgas, Gasturbinenkraftwerk 1,0 1,0 Prozentsätze bezogen auf die elektrische Bruttoleistung Kraftwerkstyp

7.2.5.3 Kosten für Hilfsstoffe und Entsorgungsprodukte

Im Kapitel 6, Tabellen 6.6 und 6.8, wurden spezifische Verbräuche und Kosten für Rauchgasentschwefelung und Entstickung sowie für die Entsorgungsprodukte berechnet. Die Ansätze für die Berechnung sind in der nachstehenden Tabelle 7.10 angegeben. Tabelle 7.10: Spezifische Kosten für Hilfsstoffe/Entsorgungsprodukte BK-KW REA+ Asche Entstickung Sonstiges, geschätzt Summe

1,06 0,60 1,66

SK-KW GuD-KW € / MWh 0,55 0,25 0,50 0,50 1,30 0,50

GT-KW 0,50 0,50

7.2.6 Stromgestehungskosten fossilthermischer Kraftwerke

7.2.6.1 Technisch/wirtschaftliche Eckdaten

Im Folgenden werden die Stromgestehungskosten für vier ausgewählte typische fossilthermische Kraftwerke ermittelt: x Ein 1100 MW-Braunkohlekraftwerk als typische Grundlastanlage x Ein 600 MW-Steinkohle-Dampfkraftwerk als typische Anlage für den unteren Mittellastbereich


x x

235

Ein 400 MW-GuD-Kraftwerk als typische Anlage für den Mittellastbereich Ein 150 MW-Gasturbinen-Kraftwerk als typische Spitzenlastanlage

Die Ermittlung der Stromgestehungskosten erfolgt nach der Annuitätenmethode auf realer Basis, d.h. alle Kostenreihen werden inflationsbereinigt) dargestellt. Als Basisjahr für Kosten und Preise wird 2005 zugrundegelegt. Die Ansätze für die Brennstoffpreise sind in der Tabelle 7.11 zusammengestellt. Tabelle 7.11: Ansätze für Brennstoffpreise, Basisjahr 2005

Heizwert MWh / kg Handelseinheit typische Benutzungsdauer h/a € / Handelseinheit: Grenzübergang 2005 Inlandtransport frei Kraftwerk Handelsmarge 5% € / MWh in Hu frei Kraftwerk

Braunkohle 2,9 t 7.500

Steinkohle 8,14 t SKE 5.500

ErdgasGuD 11,5 MWh in Ho 5.000

Erdgas GT 11,5 MWh in Ho 1.250

11,50 3,97

65,02 6,00 71,02 3,25 9,12

16,13 65 € / (m3 a) 17,26 0,81 20,01

16,13 65 € / (m3 a) 20,65 0,81 23,76

Anmerkungen: Braunkohle: nach Angaben von Kraftwerksbetreibern, Studie /RK-NRW/ Steinkohle: CIF-Preis Überseehafen aus Statistik + 2 € Umschlaggebühr + 4 € Fracht Binnenschiff Erdgas: Grenzübergangspreis aus Statistik BAFA + Kapazitätsentgelt für Transportnetz

Alle sonstigen technisch/wirtschaftlichen Eckdaten sind in der detaillierten Berechnung der Kosten in der Tabelle 7.15 enthalten. Sie stimmen weitgehend mit den Ansätzen in der Konzeptstudie Referenzkraftwerk Nordrhein-Westfalen >RK-NRW) überein. 7.2.6.2 Stromgestehungskosten - Ergebnisdiskussion

Bei der Ermittlung der Stromgestehungskosten werden zuerst die jährlichen Kosten für den Basisfall mit der zugrungegelegten typischen Benutzungsdauer für die einzelnen Kraftwerke ermittelt. Daraus werden anschließend spezifische Kosten als Leistungskosten in € /(kWxa) und Arbeitskosten in €/MWh ausgewiesen. Die komplette Rechnung ist in Tabelle 7.15 zu ersehen. Als Endergebnis werden in der Tabelle 7.12 die ermittelten spezifischen Stromgestehungskosten für den Basisfall gezeigt.

236


Tabelle 7.12: Spez. Stromgestehungskosten, fixe und variable Anteile Position

Einheit

Kraftwerkstyp BK-KW

SK-KW

GuD-KW

GT-KW

el. Leistung, brutto

MW

1.100

600

400

150

typische Benutzungsdauer

h/a

7.500

5.500

5.000

1.250 103,69

€ / MWh

35,55

47,26

52,48

€ / (kW*a)

146,11

125,34

59,52

36,54

€ / MWh

16,07

24,47

40,57

74,46

spezifische Durchschnittskosten davon:

Leistungskosten Arbeitskosten

Tabelle 7.13 zeigt die einzelnen Kostenbestandteile, wie sie für die zugrundegelegte „typische Benutzungsdauer“ für die jeweilige Anlage ermittelt wurden. Tabelle 7.13: Kostenbestandteile an den spez. Stromgestehungskosten Position

Kraftwerkstyp

Einheit BK-KW

Technische Parameter el. Leistung, brutto Benutzungsdauer

SK-KW

GuD-KW

GT-KW

MW h/a

1.100 7.500

600 5.500

400 5.000

150 1.250

Spez. Stromgestehungskosten

€ / MWh

35,55

47,26

52,48

103,69

fixe Kosten, Summe Kapitalkosten Instandhaltung Personal Versicherungen/Overheads variable Kosten, Summe Brennstoff Mineralölsteuer (befreit) Instandhaltung Hilfs- und Betriebstoffe/Reststoffe CO2-Zertifikatskosten

€ / MWh € / MWh € / MWh € / MWh € / MWh € / MWh € / MWh € / MWh € / MWh € / MWh € / MWh

19,48 14,92 2,76 1,03 0,78 16,07 9,76 1,65 4,66

22,79 16,66 2,95 2,29 0,88 24,47 21,90 1,30 1,27

11,90 9,26 0,70 1,49 0,46 40,57 36,93 3,00 0,50 0,14

29,23 24,06 1,32 2,64 1,21 74,46 70,60 3,00 0,50 0,36

In der Tabelle 7.14 sind die Stromgestehungskosten der untersuchten Kraftwerke für 7.500 Vollbenutzungsstunden pro Jahr mit Brennstoffpreis wie 2005 gezeigt. Tabelle 7.14: Spez. Stromgestehungskosten bei 7.500 h/a Stromgestehungkosten € / MWh h/a

BK-KW

SK-KW

GuD-KW

GT-KW

7500

35,55

41,18

48,51

79,33

Nach der geplanten Stillegung der Kernkraftwerke ist es nämlich durchaus denkbar, dass auch Steinkohle- und GuD-Kraftwerke zur Deckung der Grundlast eingesetzt werden, wenn die Kapazität der Braunkohlekraftwerke dazu nicht ausreichend ist.


237

Die detaillierte Ermittlung der Stromgestehungskosten wird in der Tabelle 7.15 gezeigt. Tabelle 7.15: Stromgestehungskosten fossilthermischer Kraftwerke Position

Einheit

Technische Parameter el. Leistung, brutto el. Leistung, netto Feuerungswärmeleistung el. Wirkungsgrad, brutto el. Wirkungsgrad, netto

MW MW MW % %

Kraftwerkstyp BK-KW

SK-KW

GuD-KW

GT-KW

1.100 1040 2.558 43,0% 40,6%

600 556 1.333 45,0% 41,7%

400 394 727 55,0% 54,2%

150 149 441 34,0% 33,7%

Emissionen pro MWh Brennstoff

kg / MWhBr

410

342

202

202

Emissionen pro MWh elektrisch

kg / MWhel

1009

821

373

600

Monate a %

48 35 7,5%

36 35 7,5%

24 25 7,5%

12 25 7,5%

Technisch-wirtschaftliche Eckdaten Bauzeit kalkulatorische Lebensdauer kalkulatorischer Zinssatz, inkl. Ertragsteuern, real

€ / MWh

3,97

9,12

20,01

23,76

ct / kWh HU

0,00

0,00

0,00

0,00

Personen T€ / (Pers. a) %/a

80 90 1,6%

70 90 1,5%

30 90 0,7%

5 90 0,5%

Instandhaltung variabel

€ / MWhel

0,00

0,00

3,00

3,00

Hilfs- und Betriebsstoffe / Reststoffentsorgung

€ / MWhel

1,65

1,30

0,50

0,50

%/a

0,5%

0,5%

0,5%

0,5%

Brennstoffpreis in Hu Mineralölsteuer (befreit nach dem neuen MinölStG) Bedienungspersonal Personalkosten Instandhaltung fix (bez. auf Investition)

Versicherungen / Overheads Zuteilung CO2-Emissionen pro MWhel: Zertifikatskosten pro t CO2 (2005)

t / MWhel €/t

Investitionsausgaben Mio € Anschaffungspreis, (EPC-Preis) Mio € Bauherren-, Ingenieurleistungen, Sonstiges Mio € Stillegungskosten Mio € Bauzinsen auf EPC-Preis Mio € Energie- und Emissionsbilanz für typische Benutzungsdauer typische Benutzungsdauer, Volllaststunden h/a Stromerzeugung, netto GWh / a Brennstoffverbrauch GWh / a

750

750

365

580

18,00

18,00

18,00

18,00

1.427,2 1.210,0 90,8 6,1 120,4

624,9 540,0 40,5 2,7 41,7

203,3 180,0 13,5 0,9 8,9

49,8 45,0 3,4 0,2 1,2

7.500 7.796 19.186

5.500 3.056 7.333

5.000 1.970 3.636

1.250 186 551

CO2-Emissionen, gesamt

kt /a

7.866

2.508

735

111

CO2-Emissionen für Zertifikat

kt /a

2.019

216

15

4

Mio € / a Mio € / a Mio € / a Mio € / a Mio € / a Mio € / a Mio € / a Mio € / a Mio € / a Mio € / a Mio € / a Mio € / a € / MWh € / (kW*a) € / MWh

151,9 116,3 21,5 8,0 6,1 125,3 76,1 0,0 0,0 12,9 36,3 277,2 35,55 146,11 16,07

69,6 50,9 9,0 7,0 2,7 74,8 66,9 0,0 0,0 4,0 3,9 144,4 47,26 125,34 24,47

23,5 18,2 1,4 2,9 0,9 79,9 72,8 0,0 5,9 1,0 0,3 103,4 52,48 59,52 40,57

5,4 4,5 0,2 0,5 0,2 13,8 13,1 0,0 0,6 0,1 0,1 19,2 103,69 36,54 74,46

Stromgestehungskosten fixe Kosten Kapitalkosten Instandhaltung Personal (1% / a Steigerungsrate, real) Versicherungen/Overheads variable Kosten für typische Benutzungsdauer Brennstoff Mineralölsteuer Instandhaltungsvertrag GT Hilfs- und Betriebstoffe/Reststoffentsorgung CO2-Zertifikatkosten Summe Jahreskosten spez. Kosten, für typische Benutzungsdauer Leistungskosten Arbeitskosten

238


Stromgestehungskosten € / MWh

160 140 120 100 80 60 40 20 0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Vollbenutzungsstunden pro Jahr

Braunkohle-KW

Steinkohle_KW

GuD-KW

Gasturbinen-KW

Abb. 7.11: Stromgestehungskosten als Funktion der Benutzungsdauer

In der Abb. 7.11 sind die „durchschnittlichen spezifischen Stromgestehungskosten in €/MWh“ als Funktion der Benutzungsdauer dargestellt. Daraus wird erkennbar, in welchem Lastbereich (Benutzungsstunden) die Stromgestehungskosten der einzelnen Kraftwerke günstiger sind. Hier sind allerdings die Durchschnittskosten, zusammengesetzt aus fixen und variablen Kosten, angegeben. Anzumerken ist, dass die kostenoptimale Einsatzreihenfolge (merit order) der Kraftwerke bei steigender Last erfolgt nach der Höhe ihrer Grenzkosten (marginal cost). Diese sind praktisch identisch mit den Arbeitskosten, siehe Tabelle 7.12. 7.2.6.3 Sensitivitätsanalyse der Stromgestehungskosten

Aus der Tabelle 7.13 wird ersichtlich, dass die Kapitalkosten und die Brennstoffkosten den größten Anteil an den spezifischen Durchschnittskosten haben. Einen wesentliche Kostenbestandteil bilden, insbesondere im Hinblick auf künftige Belastungen, auch die Zertifikatskosten für CO2-Emissionen. Folglich muss sich die Sensitivitätsanalyse auf diese Kostenbestandteile konzentrieren. Die Kapitalkosten wurden mit dem realen Zinssatz ermittelt. Dieser wurde im Kapitel 4, Beispiel 4.4 unter Berücksichtigung des Eigen- und Fremdkapitalanteils sowie der zugehörigen Rendite, Zinsen und Ertragsteuern festgelegt. In Tabelle 4.1 wurde ferner nachgewiesen, dass der Zinssatz direkt von der Inflationsrate abhängt und nach der Inflationsbereinigung real


239

konstant bleibt. Die angesetzten Werte für die Eigenkapitalrendite (9% Prozent nominal, 7% real), und für den Zinssatz für Fremdkapital (6% nominal, 4% real), beides nach Steuern, werden als angemessen für den Energiesektor betrachtet. Deswegen wird eine Rechnung mit höheren oder niedrigeren Zinssätzen als nicht notwendig angesehen. Große Unsicherheiten bestehen dagegen bei der künftigen Entwicklung der Brennstoffkosten. Der Anteil der Brennstoffkosten ist bei Kraftwerken mit fossilen Brennstoffen beträchtlich, und die Unsicherheit bei ihrer Prognostizierbarkeit ist groß. Bei Wirtschaftlichkeitsberechnungen wird gewöhnlich mit einer jährlichen konstanten Steigerungsrate der Brennstoffpreise gerechnet. In Kapitel 1 wurde die Entwicklung der Primärenergiepreise im Zeitraum von 1970 bis 2005 dargestellt und analysiert. Dabei war festzustellen, dass zu keiner Zeit im betrachtetem Zeitraum eine Preisentwicklung nach jährlichen Steigerungsraten zu beobachten war. Im Gegenteil, es waren größere Preissprünge sowohl nach oben als auch nach unten festzustellen. Es wurde ferner festgestellt, dass Rohöl der Preisführer ist und alle anderen Primärenergien, die auf dem Weltmarkt gehandelt werden, der Preisentwicklung von Rohöl zeitnah folgen. Als Konsequenz daraus wird hier ein differenzierterer Ansatz hinsichtlich der Brennstoffpreisänderungen vorgeschlagen. In der Sensitivitätsuntersuchung werden nur Preissprünge, wie es in der Vergangenheit der Fall war, angenommen und ihr Einfluss auf die Stromgestehungskosten untersucht. Im Einzelnen wird folgendes Preisszenario durchgespielt: 1. Es wird ein Preissprung bei Rohöl angenommen. 2. Steinkohle, Erdgas und Heizöl stehen auf dem Markt im Wettbewerb zueinander und ihr Preis wird maßgeblich vom Rohölpreis bestimmt. 3. Der Grenzübergangspreis von Erdgas folgt dem Rohölpreis und erhöht sich entsprechend mit einem festen Verhältnis zum Rohölwärmepreis. 4. Steinkohlekraftwerke stehen künftig im Mittellastbereich im Wettbewerb zu Erdgas-GuD-Kraftwerken. Die Anbieter von Importsteinkohle werden ihre Preise dem Erdgaspreis entsprechend anpassen, so dass die Einsatzreihenfolge der Kraftwerke auf Basis ihrer Grenzkosten (merit order) gleich bleibt und beide Energieträger ihren Marktanteil bei der Stromerzeugung beibehalten. Rechnerisch würde dies bedeuten, dass die variablen Stromgestehungskosten beider Kraftwerkstypen um den gleichen Betrag steigen. 5. Rohbraunkohle wird nicht auf dem Markt gehandelt; sie wird an Ort und Stelle verstromt und ihr Preis ist ein reiner Kostenpreis. Es wird deshalb davon ausgegangen, dass der Braunkohlepreis (besser die spezifischen Kosten) praktisch real konstant bleibt bzw. die spezifischen Kosten mit der Inflationsrate steigen.

240


Die Logik bei diesem Preisszenario besteht darin, dass, solange keine Verknappung bei einzelnen Brennstoffen auftritt, sich auf dem Wettbewerbsmarkt Gleichgewichtspreise einstellen, so dass die verschiedenen Lastbereiche der Stromnetze mit den selben Brennstoffen versorgt werden wie vor einem Preissprung und ihr Marktanteil sich nicht wesentlich ändert. Nachstehend wird in Tabelle 7.16 ein Preisszenario mit einem Preissprung des Rohöls um 50% gegenüber 2005 und den entsprechenden Gleichgewichtspreisen gezeigt. Tabelle 7.16: Brennstoff-Gleichgewichtspreise Einheit

Basisjahr 2005

Rohöl OPEC-basket CIF deutsche Grenze Wärmepreis

Preissprung +50%

US$ / barrel

50,64

75,96

€/t

222,00

333,00

€ / MWh

18,85

28,27

Erdgas, Grenzübergang in Ho *)

€ / MWh

16,13

24,20

Erdgas, Grenzübergang inkl. NNE in Hu

€ / MWh

20,01

31,09

Steinkohle (inkl. 6 € / t SKE Transport) **)

€ / MWh

9,12

17,65

Braunkohle, real unverändert

€ / MWh

3,97

3,97

*) Verhältnis der Wärmepreise Erdgas zu Rohöl = 0,63 bleibt auch in Zukunft konstant **) Gleichgewichtspreis von Steinkohle anlegbar zum Erdgaspreis

In der Tabelle 7.17 werden die spezifischen Stromgestehungskosten im Basisjahr und nach dem angenommenen Preissprung gezeigt. Tabelle 7.17: Stromgestehungskosten nach Brennstoffpreissprung in €/MWh Position Brennstoff-Wärmepreis, Basisjahr Stromarbeitspreis, Basisjahr Brennstoff-Wärmepreis, nach Preissprung Leistungskosten, unverändert Stromarbeitspreis nach Preissprung Arbeitspreisdifferenz zum Basisjahr

BK-KW 3,97 16,16 3,97 146,11 16,16 -

Kraftwerkstyp SK-KW GuD-KW 9,12 20,01 24,56 40,57 17,65 31,09 125,34 59,52 45,01 61,03 20,45 20,45

Es ist offensichtlich, dass Braunkohle bei steigenden Brennstoffpreisen auf dem Weltmarkt beachtliche Preisvorteile hat, weil ihre Förderkosten


241

davon kaum beeinflusst werden. Inwieweit dieser Kostenvorteil von den Betreibern von Braunkohlekraftwerken an die Verbraucher weitergegeben wird, ist eine andere Frage. Unsicherheiten bestehen auch hinsichtlich der künftigen Belastungen durch CO2 -Zertifikate. Im Basisfall wurde der durchschnittliche Preis für CO2-Zertifikate in 2005 an der EEX von 18 €/t CO2 angesetzt und eine Zuteilung nach Benchmark für neue Kraftwerke nach dem geltenden Zuteilungsgesetz für die Zuteilungsperiode 2005 bis 2007 angenommen. Auf längere Sicht besteht keinerlei Sicherheit im Hinblick sowohl auf die Zuteilungsmengen als auch die Kosten für Zertifikate. Nachstehend werden deshalb die Auswirkungen der CO2-Belastung auf die Stromgestehungskosten in Form einer Sensitivitätsanalyse gezeigt. Bei Brennstoffpreisen wie im Basisjahr 2005 und Zuteilung nach Benchmark wie bisher wird ein Gleichstand der Stromerzeugungskosten für Braun- und Steinkohlekraftwerke bei ca. 47 €/t CO2 – Abb. 7.12 – im Grundlast-Bereich erreicht. Das GuD-Kraftwerk kommt mit der zugeteilten CO2-Menge aus und ist von den höheren Zertifikatskosten nicht betroffen. Am stärksten betroffen bleibt weiterhin das Braunkohlekraftwerk.

Stromgestehungskosten € / MWh

55

50

45

40

35

Brennstoffwärmepreise 2005: BK: 3,77 € / MWh SK: 9,12 € / MWh Erdgas: 20,01 € / MWh

7.500 Vollbenutzungsstunden CO2-Zuteilung pro MWh elektrisch: Kohle: 750 t / MWhel Erdgas: 365 t / MWhel

30

SK-KW

BK-KW

GuD-KW

25 10

15

20

25

30

35

40

45

Zertifikatskosten € / t Kohlendioxid

Abb. 7.12: Stromgestehungskosten und CO2-Belastung

50

55

60

242

7.3


Kernkraftwerke

7.3.1 Typen und Funktionsweise von Kernreaktoren

Kernkraftwerke „KKW“ (nuclear power stations) sind wie Kohlekraftwerke thermische Kraftwerke mit dem wesentlichen Unterschied, dass die Wärme nicht durch Verbrennung von fossilen Brennstoffen sondern durch die freiwerdende Energie der Kernspaltung im Kernreaktor erzeugt wird (weiterführende Literatur, siehe auch >Karl Strauß@ >atw/@). Als Brennstoff (siehe auch Kapitel 1.3.4, Herkunft und Preise von Kernbrennstoff) wird schwach mit dem Isotop U-235 angereichertes (ca. 3% bis 4%) Urandioxid (U2O) verwendet, das in gasdicht verschlossenen Metallrohren eingeschlossen ist und zusammen mit diesen die sogenannten Brennstäbe bildet. Diese werden zu einem Brennelement gebündelt (fuel assembly) und in das Reaktordruckgefäß (pressure vessel) eingebracht. In den Brennelementen wird durch Kernspaltung Wärme freigesetzt. Das Reaktordruckgefäß ist durch Betonwände -biologisches Schild- vom übrigen Teil des Kraftwerkes isoliert. Die Brennstäbe sind im Reaktorkern (Core) von einem „Moderator“ umgeben. Dieser hat die Aufgabe, die Neutronen, die durch Kernspaltung frei werden, zu bremsen, damit die Kern-Kettenreaktion (chain fission) ermöglicht wird. Als Moderatoren werden Wasser (H2O-Leichtwasser), schweres Wasser (H2O2) und Graphit verwendet. Wasser und schweres Wasser dienen gleichzeitig als Kühlmittel für den Wärmetransport vom Reaktorkern zum Dampferzeugungsprozess. Bei Reaktoren mit Graphit als Moderator wird meistens CO2 als Kühlmittel verwendet. Der Reaktor selbst ist durch eine meterdicke Betonabschirmung (concrete containment) geschützt. Von den 439 Reaktoren, die 2005 weltweit zur kommerziellen Stromerzeugung in Betrieb waren, sind 355 Leichtwasser-Reaktoren. Davon gibt es zwei Typen: x x

den Druckwasserreaktor (pressurized water reactor), Anzahl: 263 und den Siedewasserreaktor (boiling water reactor), Anzahl: 92

In Deutschland waren 2005 insgesamt 18 Reaktoren zur kommerziellen Stromerzeugung in Betrieb, davon sind 12 Druckwasser- und 6 Siedewasserreaktoren. Der Druckwasserreaktor umfasst drei getrennte Kreisläufe. Im geschlossenen Primärkreislauf wird Wasser von ca. 155 bar im Kernreaktor auf eine Temperatur von ca. 320 °C aufgeheizt. Der hohe Druck des Wassers verhindert, dass Dampf im Primärkreislauf erzeugt wird. Das aufgeheizte Primär-Wasser gibt seine thermische Energie im Dampferzeuger an den Sekundärkreislauf ab, an den die Dampfturbine angeschlossen ist. Der

7.3 Kernkraftwerke

243

im Sekundärkreislauf erzeugte Dampf hat einen Druck von ca. 65 bar und treibt, wie bei jedem konventionellen thermischen Kraftwerk, die Dampfturbine an. Am Kondensator schließt sich der dritte Kreislauf an, der die Abwärme des Dampfprozesses über den Kühlturm oder durch direkte Fluss- oder Meerwasserkühlung ins Freie abführt. Druckwasserreaktor 65 bar /280°C

Siedewasserreaktor 70 bar / 270°C

Dampferzeuger Sekundärkreislauf

Reaktor

Primärkreislauf 155 bar /320°C

Turbine

Turbine Reaktor

Dampfleitung Wasserleitung Betonabschirmung

Abb. 7.13: Schemata, Kernkraftwerk

Beim Siedewasserreaktor wird der Dampf zum Antrieb der Dampfturbine direkt im Reaktordruckgefäß erzeugt. Im oberen Drittel des Druckgefäßes befindet sich Dampf, der durch die Wärme aus der Kernspaltung in den Brennelementen entsteht. Der Dampf wird zu der Dampfturbine geleitet, wo seine thermische Energie in mechanische Arbeit umgewandelt wird. Die Kondensationswärme wird über den Kühlturm oder direkt durch Fluss- oder Meerwasserkühlung ins Freie abgeführt. Bedingt durch die niedrigen Dampfparameter liegt der Wirkungsgrad der in Betrieb befindlichen Kernkraftwerke bei ca. 35%. Die 18 in Deutschland kommerziell betriebenen Kernkraftwerke mit einer Leistung von insgesamt 21,3 GW (ca. 18% der gesamten Kraftwerksleistung von ca. 121 GW) werden als Grundlastanlagen mit ca. 7.250 Vollbenutzungsstunden pro Jahr betrieben und decken ca. 29% des Strombedarfs in Deutschland. Sie wurden in den 70er und 80er Jahren gebaut. Die Leistung der neueren Anlagen beträgt ca.1300 MW (z.B. Neckarwestheim II mit 1.316 MW). 7.3.2 Kernenergieausstieg oder Ausbau

Kernenergie ist die am kontroversesten diskutierte Form der Energieerzeugung. Das Gefahrenpotential der Kernkraftnutzung bei schwerwiegenden

244


Unfällen ist beträchtlich, und die Frage der Endlagerung radioaktiver Abfälle an vorgesehenen oder geplanten Endlagerstätten wird weiterhin untersucht. Nach einer anfänglichen Euphorie in den 50er und 60er Jahren hat sich die Akzeptanz bei der Bevölkerung durch die stattgefundenen Nuklearunfälle (vor allem „Three Mile Island, USA 1979“, „Tschernobyl, Ukraine 1986“) drastisch verschlechtert. Einige Regierungen sahen sich durch Proteste von Kernkraftgegnern veranlasst, Atomausstiegsbeschlüsse zu fassen. So wurde auch in Deutschland durch die Novelle des Atomgesetzes (AtG) vom April 2002 der Kernenergieausstieg (phase out) beschlossen Außer in Deutschland gibt es Ausstiegsbeschlüsse in Schweden und in Belgien. In Österreich und Italien ist der Ausstieg praktisch bereits vollzogen. Die schwedische Regierung hat jedoch 1995 beschlossen, den Atomausstieg nochmals zu überdenken und die Pläne zum Ausstieg vorerst gestoppt. Viele Länder halten allerdings an einem Ausbau der Kernenergie fest (siehe Tabelle 7.18). Im Bau sind bereits 27 KKW, weitere 37 KKW sind in Planung und der Bau von weiteren 74 KKW ist beschlossen. Tabelle 7.18: Kernkraftwerke weltweit, Bestand und in Planung, 2004 Land

Anzahl 439

in Betrieb GWel 365,4

El. % 16,0

im Bau Anzahl GWel 27 21,3

Gesamt davon: USA 103 97,5 19,9 1 Frankreich 59 63,5 78,0 Japan 53 45,3 25,0 3 Russland 31 21,7 17,0 4 Deutschland 18 21,3 29,0 China *) 15 11,5 **) 4 Indien 14 2,5 3,3 9 Finnland 4 2,7 21,8 1 Quelle: World Nuclear Association *) einschl. Taiwan **) Festland 2,2% Taiwan 22%

1,0 3,3 3,6 4,5 4,1 1,6

in Planung Anzahl GWel 37 38,5 13 1 6 -

14,7 1,0 6,0 -

in Vorbereitung Anzahl GWel 74 60,0 1 8 20 24 -

1,6 9,4 17,0 13,2 -

Insbesondere Russland, China und Indien planen einen starken Ausbau ihrer Kernenergiekapazitäten. In Europa hat Finnland mit dem Bau eines Reaktors der neuen Generation vom Typ EPR (European Pressurized Water Reactor) begonnen, und Frankreich hat sich für den Bau einer Anlage desselben Typs entschieden. In Frankreich sollen außerdem die bestehenden Reaktoren ab 2018 nach und nach durch den neuen EPR ersetzt werden.

7.3 Kernkraftwerke

245

7.3.3 Der neue European Pressurized Reactor EPR

Das Deutsch-Französische Gemeinschaftsunternehmen Areva und Siemens „Framatome ANP“ hat mit dem Reaktortyp EPR die Kerntechnik für den Kraftwerksbereich weiterentwickelt. Der EPR hat eine elektrische Leistung von 1.600 MW, die thermische Reaktorleistung beträgt 4.300 MW. Beim EPR ist der Sicherheitsstandard gegenüber den Vorgängertypen beträchtlich erhöht. Im Vergleich zum Vorgängertypen wurde auch die Energieeffizienz wesentlich verbessert. Durch Erhöhung des Frischdampfdruckes von 65 bar auf 78 bar wird ein Wirkungsgrad von 37% (35,4%) erreicht. Der Abbrand wurde ebenfalls von ca. 43 MWd/kg auf über 60 MWd/kg U2O erhöht. Damit verbessert sich auch die Brennstoffausnutzung pro MWh Strom um ca. 15%. Eine Anlage dieses Typs wird z.Z. in Finnland – Olkiluoto 3 -gebaut. Der kommerzielle Betrieb soll 2009 aufgenommen werden. 7.3.4 Stilllegung von Kernenergieanlagen

Die Stilllegung (decommissioning) kerntechnischer Anlagen nach Ende ihrer Betriebszeit ist ein langandauernder und kostspieliger Prozess. Er wird unter strenger behördlicher Aufsicht durchgeführt, Priorität hat dabei ein nachhaltiger Schutz der Bevölkerung und der Umwelt vor Radioaktivität. Die Stilllegung beinhaltet u.a.: x x x x x

Das endgültige Abschalten. Ein sicheres und sorgfältiges Behandeln der gesamten innerhalb der Anlage befindlichen radioaktiven Materialien. Gründliche Dekontamination, Konditionieren und sicheres Verpacken aller radioaktiven Abfälle. Demontage und Abriss der Anlage Sanierung des Standortes, bis sämtliche Radioaktivität entfernt ist und Rückführung des Geländes in den Zustand einer „grünen Wiese“.

Weltweit haben sich zwei Optionen zur Stilllegung herausgebildet: x x

Der unmittelbare Abbau der Anlage (green field oder DECON). Der sichere Einschluss (Safestore) d.h. Abbau in einem längeren Zeitraum.

Bei Kernkraftwerken ist ca. 99% der Radioaktivität in den abgebrannten Brennelementen enthalten, die nach dem Abschalten in Wasserbecken

246


zum Abklingen zwischengelagert und dann entfernt werden können, bevor der eigentliche Stilllegungsprozess gestartet werden kann. Die verbleibende Radioaktivität ist hauptsächlich in Stahl und Betonteilen enthalten, die durch langen Kontakt mit radioaktiven Stoffen selbst radioaktiv geworden sind. Sie können zum Teil zwar hochradioaktiv sein, die Halbwertszeit mit bis ca. zu 50 Jahren ist allerdings relativ kurz. Sie werden nach und nach durch Dekontamination bzw. Abbau von Komponenten entfernt, als radioaktive Abfälle konditioniert und verpackt und sind für die Endlagerung bestimmt. Strahlungsfreies Metall oder Beton kann in den normalen Schrottkreislauf kommen. Der unmittelbare Abbau hat den Vorteil, dass ein Teil des Bedienungspersonals weiterbeschäftigt wird und deren Erfahrung beim Stilllegungsprozess genutzt werden kann. Unmittelbar ist aber auch relativ, da der gesamte Prozess je nach Komplexität der Anlage zwischen 10 und 20 Jahren dauert, weil vor dem endgültigen Abriss und der Freigabe des Geländes ein Abbau der Radioaktivität und die Dekontamination des gesamten radioaktiven Inventars notwendig ist. Beim sicheren Einschluss werden die Brennelemente und die radioaktiven Betriebsabfälle entfernt und das verbleibende radioaktive Inventar im Gebäude sicher eingeschlossen. Die gesamte Anlage muss dann in einem Zeitraum von mehreren Jahrzehnten überwacht werden, bevor mit dem Abriss begonnen werden kann, was auch mehrere Jahre in Anspruch nimmt. Diese Variante ist sinnvoll, wenn sich ein anderer Reaktor im Gelände während der Stilllegungsphase in Betrieb befindet und Bedienungspersonal auch für die Beaufsichtigung des stillgelegten Reaktors abgestellt werden kann. Die Entscheidung, welche Variante zur Stilllegung gewählt wird, liegt beim Betreiber, in den meisten Fällen ist jedoch der unmittelbare Abbau die Vorzugsvariante. In Deutschland wurden bis jetzt zwei Prototyp-Kernreaktoren (KKN und HDR) vollständig rückgebaut, weitere 17 Kernkraftwerke und Prototypanlagen befinden sich in verschiedenen Stadien der Stilllegung. Das größte Vorhaben ist dabei die Stilllegung der 5 Reaktoren mit einer elektrischen Leistung von je 400 MW in Greifswald. Im Stilllegungsprozess befinden sich außerdem die Kernkraftwerke Mülheim-Kärlich (1987) mit 1.200 MW, Würgassen (1971) mit 670 MW, Stade (1972) mit 672 MW und Obrigheim (1969) mit 300 MW. Das Kraftwerk Mülheim-Kärlich, Inbetriebnahme 1987, musste aufgrund von formalen Mängeln bei der Genehmigung stillgelegt werden. Die Reststrommenge wurde aber im Einvernehmen zwischen Betreiber und Bundesregierung auf andere Kernkraftwerke übertragen und hiermit deren Restlaufzeit verlängert.

7.3 Kernkraftwerke

247

7.3.5 Stromgestehungskosten von Kernkraftwerken

7.3.5.1 Investitionsausgaben und Betriebskosten

Bedingt durch die hohen Anforderungen für Sicherheitsmaßnahmen sind die spezifischen Investitionsausgaben von Kernkraftwerken mehr als doppelt so hoch wie die von großen Braunkohlekraftwerken. Da das letzte Kernkraftwerk in Deutschland 1989 in Betrieb gegangen ist, sind keine aktuellen Kostenangaben für neue Anlagen in Deutschland vorhanden. Die Baukosten des Finnischen EPR werden mit 3,2 Milliarden € bzw. (rund 2.000 €/kW) angegeben. Der Reaktor ist für eine technische Lebensdauer von 60 Jahren konzipiert. Die Bauzeit wird mit 48 Monaten angegeben und liegt in derselben Größenordnung wie die von Braunkohlekraftwerken. Kosten für die Stilllegung und Außerdienststellung (Decommissioning) müssen zusätzlich berücksichtigt werden. Die Kosten hierfür sind je nach Quelle sehr unterschiedlich. Nach >WNA@ 1 betragen sie zwischen 9% und 15% der Baukosten der Anlage nach dem Geldwert zum Inbetriebnahmezeitpunkt. Die Betreiber von Kernkraftwerken in Deutschland haben die Kosten >BMU@ für die Stilllegung eines 1.200 MW-Druckwasserreaktors mit 300 Mio. € und die eines 800 MW-Siedewasserreaktors mit 350 Mio. € nach Kostenstand 1999 angegeben. Im Vergleich zu den anderen Kosten sind die Brennstoffkosten relativ niedrig (siehe Tabelle 7.20). Zu den Brennstoffkosten müssen aber auch noch die Kosten für die Entsorgung und Endlagerung von radioaktiven Brennstoffabfällen hinzugerechnet werden. Hierzu gibt es nur ganz grobe Anhaltswerte. Nach >WNA@ wird in den USA ein Zuschlag von 0,1 cent/kWh auf den Strompreis erhoben, um diese Kosten abzudecken. Bis jetzt (Anfang 2005) wurde hierfür eine Summe von 18 Milliarden US$ akkumuliert. In Schweden wird für denselben Zweck ein Zuschlag von 0,3 cent/kWh erhoben. In Deutschland dürfen die Kraftwerksbetreiber in den ersten 20 Betriebsjahren Rücklagen zu diesem Zweck bilden, die steuerfrei sind. Es sind bereits beträchtliche Summen angesammelt worden. 7.3.5.2 Stromgestehungskosten

In der Tabelle 7.20 werden die Stromgestehungskosten für ein bestehendes abgeschriebenes und für ein neues Kernkraftwerk detailliert ermittelt. Die Kostenermittlung basiert allerdings auf Annahmen für bestimmte Kosten1 )

www.world-nuclear.org/info/printable_information_papers/inf02print.htm

248


komponenten, da keine zuverlässigen Informationen von Betreibern oder Verbänden erhältlich sind. Die Größenordnung der ermittelten Stromgestehungskosten kann trotzdem als realistisch angesehen werden, da für die wesentlichen Kostenbestandteile Informationsmaterial beschafft werden konnte. Nachstehende Tabelle 7.19 zeigt zuerst die spezifischen Kosten nach Hauptkostenkomponenten. Tabelle 7.19: Spezifische Stromgestehungskosten von Kernkraftwerken Position

Einheit

Spez. Stromgestehungskosten

€ / MWh

davon: Kapitaldienst Brennstoffkosten Personalkosten O&M-Kosten Kernbrennstoffentsorgung Versicherungen/Overheads

€ / MWh € / MWh € / MWh € / MWh € / MWh € / MWh

Kernkraftwerk bestehend *) 19,38 3,49 1,82 7,90 3,00 3,16

Kernkraftwerk neu 39,16 24,65 2,38 1,13 4,80 3,00 3,20

*) abgeschrieben

Die ermittelten Stromgestehungskosten für das neue KKW liegen über den Stromgestehungskosten von Braunkohlekraftwerken, jedoch unter denen von Steinkohlekraftwerken mit Brennstoffpreisen von 2005. Die Kapitalkosten haben bei neuen Anlagen den größten Anteil obwohl die kalkulatorische Lebensdauer mit 50 Jahren angesetzt wurde. Der Brennstoffkostenanteil ist dagegen klein. Bei steigenden Brennstoffpreisen für fossile Brennstoffe oder/und steigender CO2 -Belastung bleiben allerdings die Stromgestehungskosten von Kernkraftwerken praktisch unverändert, während die der fossilen Kraftwerke steigen. Die angesetzten Kosten für die Stillegung und Rückbau sind als Rücklage zu verstehen, die bei Inbetriebnahme angelegt werden. Bei einem realen Zinssatz von 4% erreichen sie am Ende der technischen Lebensdauer den 7fachen Wert bezogen auf den derzeitigen Geldwert.

7.4 Solarthermische Kraftwerke

249

Tabelle 7.20: Stromgestehungskosten der Kernenergie Position Technische Parameter Installierte Leistung, brutto Eigenbedarf Netto-Leistung Thermische Reaktor-Leistung Benutzungsdauer el. Wirkungsgrad, brutto Abbrand pro kg U2O*) Energiebilanz Stromerzeugung, netto Wärmeverbrauch Entladeabbrand Verbrauch Kernbrennstoff (U2O) Technisch/wirtschaftliche Eckdaten Inbetriebnahmejahr Wechselkurs € / US$ kalkulatorische Lebensdauer kalkulatorischer Zinssatz, real Personal Personalkosten Preis Kernbrennstoff pro kg U2O, in 2005 *) O & M Kosten bez. auf Anschaffungswert ***) Entsorgungskosten für Kernbrennstoff Versicherungen/Overheads Investitionsausgaben Anschaffungspreis Rücklagen für Stilllegung bei Inbetriebnahme 9,95% Bauzinsen **) Jahreskosten Kapitaldienst Brennstoffkosten Personalkosten O&M-Kosten Kernbrennstoffentsorgung Versicherungen/Overheads Spez. Stromgestehungskosten

Einheit

Kernkraftwerk bestehend

Kernkraftwerk neu

MW % MW MW h/a % MWd / kg

1.316 4,50% 1.257 4.300 7.500 35% 43

1.600 4,50% 1.528 4.300 7.500 37% 60

GWh / a GWh / a GWd / a t/a

9.870 27.881 1.162 27,0

12.000 32.250 1.344 22,4

a %/a Personen € / (Pers. a) US$ / kg %/a € / MWh %/a Mio. € Mio. € Mio. € Mio. € 1000 € /a 1000 € /a 1000 € /a 1000 € /a 1000 € /a 1000 € /a 1000 € /a € / MWh

1980 1,25 32 7,5% 200 90.000 1.595 2,5% 3,00 1,0% 3.119 2.600 260 259 191.238 0 34.473 18.000 77.968 29.610 31.187 19,38

2004 1,25 50 7,5% 150 90.000 1.595 1,5% 3,00 1,0% 3.838 3.200 320 318 469.872 295.835 28.577 13.500 57.576 36.000 38.384 39,16

*) siehe Kapitel 1.3.4 "Herkunft und Preise von Kernbrennstoff" und Beispiel 1.4 **) wie Braunkohlekraftwerk ***) Annahme

7.4 Solarthermische Kraftwerke 7.4.1 Das Energieangebot der Sonne

Die Sonne strahlt mit einer Intensität von 1.367 W/m2 (Solarkonstante) auf den äußeren Rand der Erdatmosphäre ein. Ein Teil dieser Energie geht durch Reflektion und Absorption an den oberen Atmosphärenschichten für die Nutzung auf der Erde verloren, ein Teil erreicht die Erde direkt und ein

250


anderer Teil wird an Wolken, Staub und Wassertröpfchen gestreut und erreicht die Erde als diffuse Strahlung. Die auf die Erde eintreffende Sonneneinstrahlung besteht damit, je etwa zur Hälfte, aus zwei Komponenten: x x

der direkten Strahlung (direct radiation or beam radiation) der diffusen Strahlung (diffuse radiation)

Beide Komponenten zusammen heißen Globalstrahlung (global radiation). Die maximale Sonnenstrahlung an der Erdoberfläche beträgt ca. 1.000 W/m2. Sie ist abhängig vom Breitengrad, der Tageszeit und den Wetterverhältnissen; in unseren Breiten besteht weiterhin eine saisonale Abhängigkeit. Im Jahresmittel beträgt z.B. die Sonneneinstrahlung im Süden Deutschlands ca. 1000 kWh/(m2a) und in der Sahara zum Vergleich ca. 2.500 kWh/(m2a). Die gesamte von der Sonne eingestrahlte Energiemenge entspricht etwa dem 10.000fachen jährlichen Primärenergiebedarf der Welt. Die Sonnenenergie kann auf folgende Weise genutzt werden: x x x

zur Wärmebereitstellung für Heizzwecke und Brauchwarmwasser zur Umwandlung in elektrische Energie in solarthermischen Kraftwerken zur Umwandlung in elektrische Energie durch Photovoltaikanlagen

Im Folgenden werden die beiden zuletzt genannten Nutzungsmöglichkeiten behandelt. 7.4.2 Kollektorsysteme für Solarthermische Kraftwerke

Solarthermische Kraftwerke arbeiten wie konventionelle Anlagen mit dem Unterschied, dass die Wärme nicht von fossilen Brennstoffen bereitgestellt, sondern von der Sonne gewonnen wird. Zur Stromerzeugung kann nur die direkte Sonneneinstrahlung (Direct Normal Irradiation „DNI“) genutzt werden. Geeignete Standorte müssen ein jährliches Angebot an direkter Strahlung von mindestens 2.000 kWh/m2 erreichen, während beste Standorte bis zu 2.800 kWh/m2 aufweisen. Vielversprechende Regionen für Standorte liegen im sonnenreichen Erdgürtel zwischen dem 40. Breitengrad Nord und Süd und beinhalten meistens Steppen, Buschlandschaften, Savannen und Wüstenregionen >Concentrated Solar Power@. Bei solarthermischen Kraftwerken werden im Wesentlichen drei Typen von Kollektoren verwendet: x x x

Parabolrinnenkollektoren (parabolic through collectors) Solarturmkollektoren (solar tower or central receiver) Parabolschüsselkollektoren (parbolic dish collector)


251

Parabolrinnenkollektoren sind das am weitesten entwickelte System. Sie konzentrieren die Sonnenstrahlung, die von den Parabolspiegeln aufgefangen wird, in Absorberrohren in der Brennlinie des Kollektors, – Abb. 7.14- in denen ein Wärmeträgerfluid, zumeist synthetisches Thermoöl, fließt. Die Absorberrohre sind mit dem Solarfeldrohrleitungssystem verbunden, welches die Wärme zum Kraftwerk transportiert. Das Thermoöl erreicht Temperaturen von ca. 400°C. Moderne Parabolrinnenkollektoren haben eine Länge von 150 m und sind mit einem technisch aufwändigen Sonnennachführungssystem (sun tracking system) ausgerüstet. Bei besten Standorten liegt der thermische Wirkungsgrad des Solarfeldes im Jahresmittel bei ca. 50% und der elektrische Wirkungsgrad von Parabolrinnenkraftwerken bei ca. 15%, beides bezogen auf die normaler direkte Sonneneinstrahlung. So werden bei maximaler Direkteinstrahlung von 1.000 W/m2 etwa 7 m2 Kollektorfläche pro kW installierter elektrischer Leistung benötigt. Der Landverbrauch ist um den Faktor 3 bis 5 höher. Absorberrohr

Parabolspiegel

Sonnenstandnachführungssystem Quelle: Concentrated Solar Power

SolarfeldRohrleitungssystem

Quelle: Fichtner Solar

Abb. 7.14: Parabolrinnenkollektor

Beim Solarturmsystem -Abb. 7.15 -wird ein im Kreis installiertes System von sogenannten Heliostaten verwendet. Diese reflektieren die Sonnenstrahlen zu einem Zentralreceiver, der auf dem Solarturm installiert ist. Ein Wärmeträgerfluid absorbiert die hochkonzentrierte Strahlung und wandelt sie in thermische Energie um. Die heute verwendeten Wärmeträger sind Wasser/Dampf, verflüssigte Salze, flüssiges Sodium, oder Luft. So können wesentlich höhere Mediumtemperaturen erreicht werden. Wenn Druckluft als Wärmeträger benutzt wird, kann sie auf Temperaturen über 1.000°C erhitzt werden und so direkt in Gasturbinen anstatt von Erdgas verwendet werden. So können in GuD-Anlagen Wirkungsgrade bis zu 60% erreicht werden.

252


Zentralreceiver

Heliostaten

Abb. 7.15: Solarturm-Kollektor

Ein Parbolschüsselkollektor – Abb. 7.16 – wird verwendet um die Sonnenstrahlen auf einen Receiver zu konzentrieren, der im Brennpunkt der Schüssel installiert ist. Die konzentrierte Sonnenstrahlung wird von einem Absorberfluid oder -gas aufgenommen, welches auf ca. 750 °C erhitzt wird. Dieses Fluid wird dann zur Stromerzeugung in einem kleinen Stirlingmotor oder einer Mikro-Gasturbine verwendet. Dieses System ist vor allem für dezentrale Anlagen besonders geeignet.

Receiver

Reflektor

Quelle: Concentrated Solar Power

Abb. 7.16: Parabolschüsselkollektor 7.4.3 Typen von solarthermischen Kraftwerken

Nach der Anordnung der Komponenten unterteilt man die Anlagen in Turm- und in Parabolrinnenkraftwerke. Sie unterscheiden sich im Wesentlichen durch den Aufbau der Kollektor-Absorbersysteme. Solarthermische


253

Kraftwerke werden außerdem als Hybridanlagen in Kombination mit einer GuD-Anlage als sogenannte Integrated Solar Combined Cycle „ISCC“ Anlagen konzipiert. 7.4.3.1 Parabolrinnenkraftwerke

Solarthermische Parabolrinnenkraftwerke (Solar Parabolic Through Power Plants) werden als Solarfarmen gebaut. Sie werden oft mit einem Wärmespeicher ausgerüstet – Abb. 7.17 –, um eine bessere Anpassung der Stromerzeugung an den Bedarf zu erreichen. Zur Speicherung wird meistens eine Salzschmelze (molten salt) verwendet.

395°C MW Dampferzeuger

Dampfturbine

Wärme Spei cher

295°C Parabolspiegelfeld

Solar Wärmetauscher

Quelle: Fichtner Solar

Kondensator-Kühlturm

Abb. 7.17: Solarthermisches Parabolrinnenkraftwerk

Es handelt sich um die am besten entwickelte Solartechnologie im Kraftwerkssektor. Zwischen 1984 und 1991 wurden in der Mojave-Wüste in Kalifornien neun solche Anlagen (genannt: Solar Electricity Generating Systems „SEGS“) -Abb. 7.18 – mit einer installierten Leistung von insgesamt 354 MW >Concentrated Solar Power@ gebaut. Sie wurden mit Privatkapital von insgesamt 1,2 Mrd. US$ finanziert. Die elektrische Leistung der einzelnen Anlagen liegt zwischen 14 MW bei der ersten und 80 MW bei der zuletzt errichteten Anlage. Die gesamte Kollektorfläche beträgt 2 Mio. m2 (5,65 m2/kWel). Diese Anlagen sind an das kalifornische Netz angeschlossen und haben bis Ende 2003 ca. 924 GWh Strom in das Netz eingespeist. Alle neun Anlagen sind weiterhin im kommerziellen Betrieb.

254


Quelle: photo courtesy of DOE/NREL, Warren Gretz

Abb. 7.18: Solarthermisches Kraftwerk, Kramer Junction, Kalifornien

Die jährliche Sonneneinstrahlung beträgt in der Mojave-Wüste 2.700 kWh/m2. Alle neun Anlagen nutzen einen Dampf-Rankine-Prozess zur Stromerzeugung und erreichen in den Sommermonaten einen elektrischen Wirkungsgrad von bis zu 21,5% – bezogen auf die direkte Einstrahlung. Wegen der gesetzlichen Rahmenbedingungen in Kalifornien sind sie auch mit einer Erdgas-Zusatzfeuerung für Zeiten niedriger Sonneneinstrahlung und hohen Strombedarfs, meistens verursacht durch Klimaanlagen, ausgerüstet. Ein Meilenstein für die Weiterentwicklung der Solarenergie in Europa ist das AndaSol Projekt in der Provinz Granada in Spanien. Es handelt sich hierbei vorerst um zwei solarthermische Kraftwerksprojekte mit einer elektrischen Leistung von je 50 MW, deren Entwicklungsstadium weit fortgeschritten ist. Am gleichen Standort sind weitere Solarkraftwerke geplant. Die wesentlichen technischen Daten des Projektes sind in der Tabelle 7.21 zusammengefasst. Die hohe Benutzungsdauer wird durch den Speicherbetrieb erreicht. Das Kraftwerk kann durch Speicherentladung bis in die Nacht hinein betrieben werden. Die spezifischen Investitionen für die Anlage betragen ca. 6.000 €/kW installierter Leistung. Dabei ist allerdings zu berücksichtigen, dass für eine Anlage mit Speicher das Solarfeld erheblich größer ist, damit der Speicher aufgeladen werden kann. Der Vorteil von Anlagen mit Speicher ist neben der höheren Benutzungsdauer auch, dass deren Einsatz planbar ist (dispatchable). So kann eine Anlage mit Speicher in der Einsatzplanung eines


255

Kraftwerksparks berücksichtigt werden. Ohne Speicher kann Strom nur nach „Können und Vermögen“ geliefert werden und wird entsprechend niedriger vergütet. Die SEGS-Anlagen in Kalifornien haben eine Zusatzfeuerung von bis zu 25% anstatt eines Speichers. Im Hinblick auf die Investitionen ist diese Lösung die preiswertere Alternative. Tabelle 7.21: AndaSol-Projekt I & II, Technisch/wirtschaftliche Daten Projektname Standort Bauträger Sonneneinstrahlung DNI Installierte el. Leistung Solartechnologie Kollektorfläche Fläche des gesamten Areals Wärmespeicher Speicherkapazität Solarenergie-Nutzungsgrad Stromerzeugung, netto Benutzungsdauer, solar Zusatzfeuerung Projektstart Geplante Inbetriebnahme Geschätzte Investitionssumme

AndaSol I & II Spanien, Provinz Granada Millennium AG, Erlangen, Cobra-Gruppe 2.136 kWh/m2/a 2 x 49,9 MW Solar only, Parabolrinnen Typ SKAL-ET 2 x 510.120 m2 (ca. 10,2 m2/kW) je Anlage 1500m x 1300m, 1,95 Mio m2 je 2 Tanks mit 25.000 t Salzschmelze 7,7 Vollaststunden, solar 16% im Jahresmittel 2 x 179,1 GWh/a 3.589 Vollaststunden pro Jahr 15% maximal 2004 2007 2 x 300 Mio. €

Quellen: >Concentrated Solar Power@ und >Solar Millennium AG@

7.4.3.2 Turmkraftwerke

Solarthermische Turmkraftwerke (solar tower thermal power plants) – Abb. 7.19 können wegen der großen Strahlungskonzentration mit hohen Prozesstemperaturen arbeiten. Die Konzentrationsdichte der Sonnenstrahlung im Zentralreceiver beträgt ca. das 500fache. Für Rankine-Prozesse können Dampftemperaturen von 540°C erreicht werden. Bei Luft als Wärmeträger können bei 1000facher Konzentration der Sonnenstrahlung 1000°C erreicht werden. Die vorher komprimierte und erhitzte Luft kann dann in Gasturbinen von GuD-Anlagen direkt als Arbeitsmedium genutzt werden. Die technische Durchführbarkeit der Turmtechnologie wurde 1980 in sechs Demonstrationsanlagen mit einer elektrischen Leistung zwischen 1 bis 5 MW und bei einer Anlage mit 10 MW in Süd-Kalifornien bestätigt. Die Gesamtleistung dieser Anlagen beträgt 21,5 MW und die Kollektorflä-

256


che 160.000 m2. (7,4 m2/kWel). Bei Verwendung von Luft als Arbeitsmedium für GuD-Anlagen kann diese Fläche um 30% reduziert werden.

65bar/460°C 680°C

Turbine Generator

Heliostaten

Verdampfer

Receiver

Sonnenstrahlen Luft Wasserkreislauf Dampfkreislauf

Kondensator-Kühlturm Quelle:Fichtner Solar

Quelle: Dr. Manuel Romero/CIEMAT

Abb. 7.19: Solarthermisches Turmkraftwerk mit Rankine-Prozess

Die kommerzielle Nutzung der Turmtechnologie muss noch erprobt werden. Entwickler dieses Systems sind allerdings zuversichtlich, dass mit dieser Technologie kommerzielle Anlagen mit elektrischen Leistungen von mehr als 200 MW errichtet werden können. 7.4.3.3 Integriertes Solarthermisches-GuD-Kraftwerk (ISCC)

Der Anstieg der Brennstoffpreise und die Stromknappheit während der Tages-Lastspitzen in der Sommerzeit in den USA, aber auch im südlichen Europa, hatten einen drastischen Anstieg der Preise von Spitzenlaststrom zu Folge. Dadurch wird die Wettbewerbsfähigkeit für Solarstrom in diesen Regionen zunehmend besser. Ein vielversprechendes System ist die Integration von Solarsystemen in konventionellen GuD-Kraftwerken – Abb. 7.20-, sogenannten ISCCKraftwerken (Integrated Solar Combined Cycle). Solche Kraftwerke nutzen die Solarkomponente zur Erzeugung von zusätzlichem Dampf im Abhitzekessel während der Sommerspitzen. Dadurch wird ein flexibler Einsatz solcher Anlagen sowohl in Mittellast als auch zur preiswerteren Deckung der Sommerspitzen ermöglicht. Obwohl solche Anlagen noch nicht realisiert wurden, haben mehrere Durchführbarkeitsstudien gezeigt, dass mit diesem Konzept die Kosten für die solare Stromerzeugung (Solarteil plus anteilige Kosten des konventionellen Teils) um ca. 22% niedriger sind verglichen mit den Kosten für reine Solaranlagen gleicher Größenordung >Concentrated Solar Power@ und >Fichtner Solar@.


395°C

100 bar/ 550°C 55 MW

Solar Wärmetauscher Dampfturbine

WärmeSpeicher

Dampferzeuger

295°C 220.000 m² Parabolspiegelfeld

257

EG

Abgas 550°C Kondensator-Kühlturm 60 MW Quelle: Fichtner Solar G

Gasturbine-Generator-Satz Luft

Abb. 7.20: Integriertes Solar-GuD-Kraftwerk 7.4.4 Investitionsausgaben und Stromgestehungskosten

Die Entwicklung der Solartechnologie im Kraftwerkssektor befindet sich noch in einem frühen Stadium. Die in Betrieb befindlichen Anlagen waren entweder Prototypen oder kommerzielle Anlagen in einem frühen Stadium der Entwicklung. Das Optimierungspotenzial und mögliche Kostenreduzierung durch Massenfertigung von Komponenten sind deshalb beträchtlich. Deswegen können hinsichtlich der Höhe der Investitionen lediglich Trends angegeben werden. In der Studie der Weltbank „Cost Reduction Study for Solar Thermal Power Plants“ von 1999 werden mittelfristig spezifische Investitionsausgaben für solarthermische Parabolrinnenkraftwerke (für künftige Kraftwerke - next plant built), wie in der Tabelle 7.22 angegeben, erwartet. Die Angaben in der Tabelle sind für Anlagen ohne Wärmespeicher. Die spezifischen Investitionsausgaben der beiden AldaSol-Anlagen in Spanien mit Speicher betragen ca. 6.000 €/kW installierter elektrischer Leistung. Das Solarfeld ist allerdings dort, bedingt durch den Speicherbetrieb, spezifisch fast doppelt so groß (10,2 m2/kW).

258


Tabelle 7.22: Techn./wirtschaftliche Daten von Parabolrinnenkraftwerken Position Prozess Solarfeld, Parabolrinnen Spez. Kollektorfläche Speicherkapazität El. Leistung, solar El. Leistung, gesamt Kapazitätsfaktor, solar*) Solarnutzungsgrad**) Spez. Investitionen***) davon nur Solarteil***) O&M Kosten

Einheit 1000 m2 m2/kW h MW MW % US$/kW US$/kW US$/kWh

Art der Anlage Rankine Rankine 193 1.210 6,4 6,05 0 0 30 200 30 200 25% 25% 12,5 13,3 3.865 2.640 3.865 2.640 0,023 0,011

ISCC 183 6,1 0 30 130 25% 13,7 1.210 3.400 0,009

*) entspricht 2.190 Vollbenutzungsstunden pro Jahr **) mittlerer Jahreswirkungsgrad ***) Originalwerte „für US-plant“aus der Weltbankstudie + Inflation 2,0% / a Quelle: >Concentrated Solar Power@

In der Tabelle 7.23 wird eine Vergleichsrechnung zwischen den Stromgestehungskosten eines Solar-Parabolrinnenkraftwerkes und eines Gasturbinenkraftwerkes vorgenommen. In beiden Fällen wird von einem Standort im südlichen Mittelmeerraum ausgegangen. Lastspitzen treten dort während der Sommermonate auf. Als typische Spitzenlastanlage werden Gasturbinenkraftwerke mit Heizöl L als Brennstoff angenommen. Dem Vergleich liegt folgender Gedanke zugrunde: x x x

Solarstrom wird nach „Können und Vermögen“ in Spitzenlastzeiten erzeugt. Solarstrom verdrängt die Erzeugung von ohnehin existierenden Spitzenlast-Gasturbinenkraftwerken, die zurückgefahren werden, wenn Solarstrom in das Netz eingespeist wird. Durch Solarstrom werden Brennstoffkosten bei den Spitzenlastkraftwerken eingespart.

Folglich werden bei diesem Vergleich die Vollkosten des Solarkraftwerkes den Brennstoffkosten des Gasturbinenkraftwerkes gegenübergestellt. Das Ergebnis zeigt, dass die Stromgestehungskosten des Solarkraftwerkes beträchtlich höher sind als die Grenzkosten von Gasturbinenkraftwerken, auch bei den gegenwärtig hohen Rohölpreisen. In der Abb. 7.21 wird nun die Entwicklung der Stromgestehungskosten von Gasturbinenkraftwerken bei weiter steigenden Rohölpreisen untersucht und dargestellt, bei welchem Rohölpreis ein Kostengleichstand (break-even-point) mit dem Solarkraftwerk erreicht wird. Der Wärmepreis


259

von Heizöl L wird mit dem 1,22fachen des Rohölpreises angesetzt. Das entspricht dem durchschnittlichen Preisverhältnis im Jahrzehnt 19952004. Eine Formel zur Berechnung des Wärmepreises von Heizöl in Abhängigkeit vom Barrelpreis von Rohöl wurde vom Autor entwickelt und ist in der Abbildung angegeben. Tabelle 7.23: Vergleich Vollkosten - Brennstoffkosten Solar- u. GT-KW Position

Technische Parameter Installierte Leistung, brutto Eigenbedarf Nettoleistung Benutzungsdauer Solar Zusatzfeuerung (Heizöl L) el. Wirkungsgrad (bei Feuerung) Umgebungstemperatur Energiebillanz Stromerzeugung, gesamt davon solar Brennstoffverbrauch (Heizöl L) Technisch/wirtschaftliche Eckdaten Basisjahr kalkulatorische Lebensdauer kalkulatorischer Zinsatz, real Brennstoffwärmepreis *) Betriebskosten Versicherungen/Overheads/Stilllegung Investitionsausgaben Jahreskosten Kapitaldienst Brennstoffkosten O&M Kosten Versicherungen/Overheads Summe Spez. Stromgestehungskosten

Einheit

MW % MW h/a h/a % °C MWh / a MWh / a MWh / a a % US$ / MWhBr US$ / MWhel % Mio. US$ 1000 US$ /a 1000 US$ /a 1000 US$ /a 1000 US$ /a 1000 US$ /a US$ / MWh

Solar Parabolrinnenkraftwerk Vollkosten 30,0 2,0% 29,4 2.350 2.000 350 32% 25 69.090 60.000 32.813 2004 25 7,5% 27,66 25,00 1,5% 116,0 10.402 908 1.727 1.739 14.776 213,9

GT-Kraftwerk nur Brennstoffkosten 50,0 2,0% 49,0 2.350 28% 25 115.150 419.643 2004 0,0% 27,66 11.607 11.607 100,8

*) Quelle: OPEC Statistical Bulletin 2004, gasoil Rotterdam, umgerechnet als Wärmepreis

Der Kostengleichstand (break-even point) ergibt sich in der Abb. 7.21 bei einem Rohölpreis nach dem OPEC basket, der höher ist als 80 US$/barrel. Im Jahresdurchschnitt 2005 betrug er 50,64 US$/barrel. Falls die Rohölpreise, wie in den letzten drei Jahren, weiter ansteigen, können thermische Solarkraftwerke (ohne Speicher) zur Deckung von Stromspitzen im Sommer für den Mittelmeerraum die Wirtschaftlichkeitsschwelle in der näheren Zukunft erreichen.

260


Stromgestehungskosten US$ / MWh

300

Wärmepreis HEL (gasoil) = 1,22 x OPEC basket Preis / 1,59 OPEC-Basket -Preis 2005 : 50,64 US$ / barrel

US$ /MWh

250

200

Solarkraftwerk Vollkosten 150

Randbedingungen Solarkraftwerk 30 MW Investition 3.865 US$ / kW el Benutzungsstunden: Solar 2.000 h/a Zusatzfeuerung HEL 350 h/a Gasturbinenkraftwerk HEL

Gasturbinenkraftwerk nur Brennstoffkosten

100

50

Solar

Gasturbine

40

45

50

55

60

65

70

75

80

85

OPEC basket price US$ / barrel

Abb. 7.21: Stromgestehungskosten Solar- Gasturbine und Rohölpreise

Bei derselben Untersuchung für ein Solar-Parabolrinnen-Kraftwerk mit Speicher, wie AndaSol, ergeben sich Stromgestehungskosten (real) von ca. 148 €/MWh. Ein solches Kraftwerk wird im Mittellastbereich eingesetzt werden, weil sein Einsatz durch das Vorhandensein von Speicher und Zusatzfeuerung planbar ist. In den wärmeren Regionen würde es in Wettbewerb mit Dampfkraftwerken stehen, die mit Heizöl S befeuert werden. Ein Kostengleichstand der beiden Kraftwerkstypen ergäbe sich erst bei einem Rohölpreis von ca. 125 US$/barrel. Damit liegen solche Kraftwerke von der Wirtschaftlichkeitsschwelle noch weit entfernt.

7.5 Wasserkraftwerke 7.5.1 Physikalische Grundlagen

Bei Wasserkraftwerken (hydro power stations) wird die kinetische und potentielle Energie einer bestimmten Wassermenge in mechanische und anschließend in elektrische Energie umgewandelt. Die Leistung des Wasserkraftwerkes errechnet sich aus dem Massenstrom des Wassers und der nutzbaren Fallhöhe nach folgender Gleichung: P = Ktot u U u g u Q u h >W@

(7.6)

7.5 Wasserkraftwerke

Ktot: U:

g: Q: h:

261

Gesamtwirkungsgrad Dichte des Wassers (kg/m3) Erdbeschleunigung (9,81 m/s2) Wasserdurchfluss (m3/s) Fallhöhe (m)

Der Gesamtwirkungsgrad Ktot setzt sich aus dem Wirkungsgrad der Wasserzuleitung, dem Turbinen- und dem Generatorwirkungsgrad zusammen. Unter Annahme mittlerer Verhältnisse für den Wirkungsgrad und multipliziert mit der Dichte des Wassers und der Erdbeschleunigung ergibt sich die vereinfachte Formel: P = 8 u Q u h >kW@

(7.7)

Die Jahresarbeit von Wasserkraftwerken ist stark abhängig vom Wasseraufkommen im betreffenden Jahr. Vor dem Bau eines Wasserkraftwerkes müssen umfangreiche hydrologische Untersuchungen für mehrere Jahre, mindestens für einen Zeitraum von zehn, oft von zwanzig Jahren, durchgeführt werden, um das Abflussverhalten am betreffenden Standort zu analysieren. Ein Regeljahr ist ein fiktives Jahr, dessen wasserwirtschaftliche Größen das arithmetische Mittel in der langjährigen Messperiode darstellen. Das Regelarbeitsvermögen ist die elektrische Arbeit, die im Regeljahr erzeugt werden kann. Dies ist ein wichtiger Parameter für die Auslegung und die Ermittlung der Wirtschaftlichkeit von Wasserkraftwerken. 7.5.2 Typen von Wasserkraftwerken

Im Allgemeinen kann zwischen folgenden Typen von Wasserkraftwerken unterschieden werden: x x x x x x

Niederdruckkraftwerke Laufwasserkraftwerke Stau- oder Schwellenkraftwerke Hochdruckkraftwerke Speicherkraftwerke Pumpspeicherkraftwerke

Bei Laufwasserkraftwerken (run-of-river power stations) – Abb. 7.22.wird die Energie des strömenden Wassers eines Flusses zur Stromerzeugung genutzt. Dabei wird der jeweils anfallende nutzbare Wasserzufluss unverzögert genutzt. Laufwasserkraftwerke werden entweder direkt am Fluss oder an einem Ausleitungskanal gebaut. Charakteristisch ist eine niedrige Fallhöhe zwischen Ober- und Unterlauf und ein relativ großer jah-

262


Quelle: /Landesgewerbeamt Baden-Württemberg, Informationszentrum

Abb. 7.22: Laufwasserkraftwerk

reszeitlich schwankender Wasserdurchfluss. Bei schiffbaren Flüssen werden Wasserkraftwerke oft in Verbindung mit Schiffsschleusen gebaut. Laufwasserkraftwerke werden als Grundlastanlagen mit einer durchschnittlichen Benutzungsdauer von 4.000 bis 6.000 Vollbenutzungsstunden pro Jahr eingesetzt. Bei schwellbetriebsfähigen Laufwasserkraftwerken (pondage power stations) wird die Leistung durch Aufstauen und Abstauen des Wasserzuflusses dem Bedarf angepasst. Zu Schwachlastzeiten wird für wenige Stunden der gesamte Zufluss im Stauraum zurückgehalten (Aufstau). Zu Starklastzeiten kann dann durch Abstau eine entsprechend höhere Leistung bereitgestellt werden. Solche Kraftwerke erzeugen überwiegend Mittellaststrom. Im freien Energiemarkt werden sie zur Bandlieferung während des Tages eingesetzt. Speicherkraftwerke (storage power stations) – Abb. 7.23 – nutzen die Fallhöhen des Wassers aus Talsperren oder Bergspeichern, die durch einen natürlichen Zufluss gespeist werden. Das Wasser wird bei niedrigem Strombedarf gespeichert und bei steigendem Bedarf mit hohem Druck dem tiefer liegenden Kraftwerk zugeführt. Je nach Größe und geodätischen Gegebenheiten erzeugen sie Mittellast- oder Spitzenlaststrom.

Quelle: /Landesgewerbeamt Baden-Württemberg, Informationszentrum

Abb. 7.23: Speicherkraftwerk


263

Pumpspeicherkraftwerke (pump storage power stations) bestehen aus einem hochgelegenen Oberbecken, in welches bei Stromüberangebot Wasser von einem niedriger gelegenen Unterbecken hochgepumpt wird. Bei Stromspitzen wird das Wasser dem tiefer liegenden Kraftwerk zugeführt und Spitzenlaststrom erzeugt. Der Pumpstrom wird als Überschussstrom meistens in thermischen Kraftwerken erzeugt, die aus verschiedenen Gründen bei Schwachlast in Betrieb bleiben müssen. Die Leistung aller Laufwasser- und Speicherkraftwerke in Deutschland beträgt derzeit ca 3.700 MW, das Regelarbeitsvermögen ca. 19 TWh/a >Wagner, Energiefakten 2003@. Die größten Anlagen sind: x x x

Jochenstein/Donau, Grenzkraftwerk mit Österreich 132 MW Ryburg-Schwörstadt, Grenzkraftwerk mit der Schweiz 120 MW Iltezheim, Grenzkraftwerk mit Frankreich 108 MW

Die Leistung der 33 Pumpspeicher-Kraftwerke beträgt 6.610 MW. Die größten sind: x x x x

Goldisthal Waldeck Wehr Markersbach

4 u 265 MW (Inbetriebnahme 2003) 2 u 240 MW 4 u 225 MW 6 u 175 MW

7.5.3 Bauarten von Wasserturbinen

Von einer Vielzahl von Turbinentypen, die im Laufe der Jahre entwickelt wurden, haben sich vier Typen durchgesetzt – Abb. 7.24. Durchström turbine

Kleinwasserkraftwerke Fallhöhe: 1 bis 200 m 1 kW bis 2 MW

Francisturbine

Universell einsetzbar 20 bis 850 m 100 kW bis 1000 MW

Kaplanturbine

Peltonturbine

Laufwasserkraftwerke Speicherkraftwerke 2 bis 70 m 100 bis 2000 m 100 kW bis 50 MW 100 kW bis 400 MW

Abb. 7.24: Eigenschaften und Einsatzbereiche von Wasserturbinen

264


Die Wahl des Turbinentyps hängt im Wesentlichen von der Wassermenge und der Fallhöhe ab. Ein weiteres wichtiges Kriterium bei der Auswahl der Turbine ist das Teillastverhalten, da Wasserkraftwerke im Laufe des Jahres mit unterschiedlichen Wassermengen betrieben werden. Wasserturbinen sind einfache, robuste Konstruktionen, sie sind beständig gegen mechanische Beanspruchungen durch Verunreinigungen, Hochwasser und Frost, ihre technische Nutzungsdauer beträgt mehr als 50 Jahre. 7.5.4 Anlagenbestand, Stromerzeugung, Ausbauperspektiven

Das Regelarbeitsvermögen der in Deutschland betriebenen Laufwasserund Speicherkraftwerke ohne Pumpspeicher beträgt z.Z. ca. 19 TWh/a, das entspricht einem Deckungsbeitrag bei der Stromerzeugung von ca. 4,5%. Die bisher beobachtete Schwankungsbreite des Regelarbeitsvermögens liegt zwischen 82% (tiefster Wert 1976) und 124% (höchster Wert 2002) >Wagner, Energiefakten, 2003@. Der Betrieb von bestehenden Wasserkraftwerken ist praktisch emissionsfrei und hat kaum negative Auswirkungen auf die Umwelt, sofern eine Stauhaltung für die Schifffahrt ohnehin erforderlich ist. Probleme entstehen jedoch beim Bau von neuen Anlagen. Das empfindliche ökologische Gleichgewicht von Flusslandschaften wird durch Überschwemmungen großer Gebiete erheblich beeinträchtigt, und die Lebensräume von Tieren und Pflanzen sowie oft auch von Menschen in der Umgebung können vernichtet werden. Deswegen wird der Bau von neuen Anlagen durch eine Reihe von Gesetzen sehr restriktiv behandelt. Andererseits soll die Wasserkraft einen besonderen Beitrag bei der Erreichung der angestrebten Klimaschutzziele leisten. Eine Möglichkeit hierzu wäre die Ertüchtigung und Erweiterung bestehender Laufwasserkraftwerke. Im Forschungsvorhaben des Bundesministeriums für Wirtschaft und Arbeit in 2003 wurden in diesem Zusammenhang >BMWA - Fichtner, 2003@ die Ausbaumöglichkeiten der Wasserkraft durch folgende Maßnahmen untersucht: x x x

Modernisierung:Technische Komponenten des Kraftwerkes werden ersetzt oder erneuert, wobei der Ausbaudurchfluss und die Fallhöhe sich nicht verändern. Erweiterung:Erhöhung des Ausbaudurchflusses durch Nutzung zusätzlich verfügbarer Wassermengen, die bisher nicht genutzt werden. Neubau: Es wird die gesamte Anlage --Wehr- und Maschinentechnik neu errichtet, wobei dies sowohl an einem bereits bestehenden Standort als auch an einem vollständig neuen Standort möglich ist.


265

Gegenstand des Forschungsvorhabens waren Laufwasserkraftwerke mit Leistungen über 5 MW. Das Ergebnis der Untersuchung ist in der Tabelle 7.24 wiedergegeben. Tabelle 7.24: Wirtschaftliche Ausbaupotentiale der Wasserkraft >5 MW Engpassleistung Potenzialkategorie

Bestand 2003 Ausbaupotentiale Neubau, neuer Standort Neubau, vorhandene Stauhaltung Erweiterungspotenziale Modernisierungspotenziale Summe, gesamt Quelle: /BMWA-Fichtner, 2003/

genehmigungsfähig MW 2.548 660 121 85 141 313 3.209

Regelarbeitsvermögen

wirtschaftlich aktuell

mittelfristig

MW 2.548 16 16 2.564

MW 2.548 179 47 69 63 2.727

wirtschaftlich

genehmigungsfähig

aktuell

mittelfristig

TWh/a 14,3 3,1 0,7 0,4 0,5 1,5 17,4

TWh/a 14,3 0,1 0,1 14,4

TWh/a 14,3 0,7 0,2 0,2 0,3 15

aktuell: Strommarktpreise 2003; mittelfristig: künftige Strompreise

7.5.5 Investitionsausgaben und Betriebskosten

Die Investitionsausgaben für Wasserkraftwerke sind stark abhängig von topographischen und geologischen Gegebenheiten, vom Wasserangebot und der Fallhöhe am Standort sowie in geringerem Umfang auch von der gewählten Turbinenart. Die Schwankungsbreite der Investitionsausgaben ist deshalb beträchtlich und muss für jeden Einzelfall gesondert ermittelt werden. Tatsache ist, dass der Neubau von Wasserkraftwerken i.d.R. wesentlich höhere spezifische Investitionen als Kohlekraftwerke und auch als Kernkraftwerke erfordert. In der Tabelle 7.25 sind die Investitionsausgaben, die bei der Wirtschaftlichkeitsuntersuchung für Laufwasserkraftwerke in dem BMWAForschungsvorhaben angesetzt wurden, zu ersehen. Bei schwellfähigen Kraftwerken ist mit etwas niedrigeren als spezifischen Investitionen zu rechnen, da dieser Anlagentyp im Prinzip „Überausbau“ eines Fließgewässers zu beurteilen ist. Der Anteil des maschinenund elektrotechnischen Teils liegt in der Größenordnung von 25% bis 30% der Gesamtinvestition. Wasserkraftwerke sind langlebig, die technische Nutzungsdauer des maschinentechnischen und elektrischen Teils der Anlage kann bei Wirtschaftlichkeitsrechnungen mit 40 Jahren, die Stauhaltung mit 80 Jahren angesetzt werden. Meistens wird von einer mittleren Lebensdauer von 50 Jahren für die Gesamtanlage ausgegangen.

266


Tabelle 7.25: Investitionen für große Laufwasserkraftwerke in €/kW Fallhöhe >> Massnahme

Turbinentyp >> Leistung >>

Neubau, neuer Standort Neubau, vorhandene Stauhaltung Erweiterung Modernisierung

günstig erschwert günstig erschwert günstig erschwert günstig erschwert

30 m

8m

Francis

Kaplan

20 - 80 MW

50 MW 2.690 3.720 1.890 2.520 1.780 2.400 890 1.120

Quelle: /BMWA-Fichtner, 2003/

Die fixen Betriebskosten für Wartung und Reparatur, bezogen auf den betreffenden Teil der Investition, wurden in der Studie wie folgt angesetzt: x x

Für die Turbine zwischen 0,15 %/a und 0,30 %/a Für den übrigen Teil zwischen 0,8 %/a und 1 %/a

Ein nicht unbeträchtlicher Bestandteil der Betriebskosten sind auch die Wassernutzungsgebühren, die sich allerdings je nach Bundesland und sogar Regierungsbezirk unterscheiden. Sie wurden in der o.g. Studie mit 8 €/MWh angesetzt. Die Ermittlung der Stromgestehungskosten ist wegen der großen Bandbreite bei den Investitionen und der Abhängigkeit von den örtlichen Gegebenheiten nur für den konkreten Fall möglich. Das Erneuerbare -Energien-Gesetz (EEG) von 21.07 2004 schreibt eine Abnahme - (§ 4) und Vergütungspflicht (§ 5 Abs. 1) für Strom aus Wasserkraft durch die Netzbetreiber vor. Die Vergütungssätze, die im §6 EEG geregelt sind, sind in Abschnitt 3.2.4, Tabelle 3.3 zu ersehen.

7.6

Windkraftanlagen

7.6.1 Physikalische Grundlagen

Windkraftanlagen (WKA) nutzen die kinetische Energie des Windes zur Erzeugung von mechanischer Energie bzw. zur Stromerzeugung (weiterführende Literatur siehe >Hau@). Die Leistung des Windes ist direkt proportional zur dritten Potenz der Windgeschwindigkeit und zum Quadrat des Durchmessers der senkrechten Anströmfläche nach der Formel: P = S xU xd2 xw3 / 8000 >kW@

(7.8)

7.6 Windkraftanlagen

U: d: w:

267

Dichte der Luft >kg/m3@ Durchmesser der senkrechten Anströmfläche (Rotordurchmesser) >m@ Windgeschwindigkeit >m/s@

Allerdings kann nach Betz auch bei verlustloser Umwandlung nur bis maximal 59,3% (Betz’scher Leistungsbeiwert „cp,Betz“) der Luftenergie in mechanische Energie umgewandelt werden. Das hängt damit zusammen, dass hinter dem Energiewandler derselbe Luftmassenstrom mit einer langsameren Geschwindigkeit weiterströmen muss. Die Windgeschwindigkeit hinter dem Energiewandler verringert sich bei maximaler Energienutzung auf 1/3 der Windgeschwindigkeit vor dem Energiewandler. Durch die Einführung des Leistungsbeiwertes cp lautet die obige Formel: P = cpxSxUx d2x w3 / 8000 >kW@

(7.9)

Eine Windkraftanlage mit einem Rotordurchmesser von 60 m kann z.B. bei einer Windgeschwindigkeit von 10 m/s „maximal“ ca. 1.000 kW erzeugen (cp= cp,Betz, ULuft=1,2 kg/m3). P=0,593xSx1,2x602x103/(8000) = 1.006 kW Moderne WKA erreichen bei Nennlast Leistungsbeiwerte zwischen 0,45 bis 0,5. Durch die starke Abhängigkeit der Leistung von der Windgeschwindigkeit ist diese die bestimmende Kenngröße für die Windenergienutzung. Für die wirtschaftliche Nutzung der Windenergie sollte die jahresmittlere Windgeschwindigkeit am Standort 4,5 m/s nicht unterschreiten. Dies ist vor allem in Küstennähe (6 bis 6,5 m/s) und in exponierten Lagen im Binnenland (4 bis 5 m/s) gewährleistet. Wesentlich günstigere Windverhältnisse herrschen auf dem offenen Meer, für sogenannte off-shore-Anlagen. Die mittlere Windgeschwindigkeit wird in Windatlanten für eine festgelegte Höhe über Grund in freien Lagen angegeben z.B. >http://www.windatlas.dk@. Die Windgeschwindigkeit steigt aber mit der Höhe nach einem logarithmischen Gesetz. Neben dem Durchmesser des Rotors ist deswegen auch die Nabenhöhe eine maßgebende Größe für die Leistung einer WKA. 7.6.2 Anlagentechnik

Das wichtigste Unterscheidungskriterium von Windkraftanlagen ist die Lage der Rotorachse. Die heute am weitesten verbreitete Bauart sind Anlagen mit horizontaler Rotorachse und Rotorblätter in Propellerbauart, wie in der Abb. 7.25 gezeigt. Die wichtigsten Systemkomponenten sind Rotor, Gondel mit Generator und ggf. Getriebe , der Turm, das Fundament und die Netzeinbindung.

268


Quelle: >Hau, Windkraftanlagen@

Abb. 7.25: Windkraftanlage mit horizontaler Achse

Der Rotor (rotor) ist die Systemkomponente, welche die kinetische Energie des Windes in eine Drehbewegung umsetzt. Er besteht aus den Rotorblättern und der Rotornabe. Die Rotorblätter sind wie Flugzeugflügel ausgebildet und entziehen dem Wind die Energie nach dem Prinzip des aerodynamischen Auftriebs. Die meisten modernen Windkraftanlagen haben Rotoren mit drei Rotorblättern. Es gibt aber auch Ausführungen mit zwei Rotorblättern und auch mit einem Rotorblatt. Als Werkstoff werden meistens mit Glas- oder Kohlefaser verstärkte Verbundwerkstoffe verwendet. Da die Leistung proportional zum Quadrat des Rotordurchmessers ist, werden mit zunehmender Leistung Anlagen mit immer größeren Rotoren gebaut. In der Gondel (condola) befindet sich das elektrische System zur Wandlung der Drehbewegung des Rotors in elektrischen Strom. Bei einer Netzfrequenz von 50 Hz haben handelsübliche Generatoren eine Drehzahl von 1.000 oder 1.500 U/min. Bei Anlagen bis ca. 500 kW wird meistens ein Getriebe zwischengeschaltet, und der Generator ist dann mit dem Netz direkt gekoppelt. Bei höheren Leistungen werden auch getriebelose Generatoren eingesetzt. Ausgangsspannung und -frequenz variieren dann mit


269

der Drehzahl des Rotors; sie werden über einen Gleichstromzwischenkreis mit nachgeschalteten Umrichtern für die Abgabe an das Netz umgerichtet. Die Windgeschwindigkeit in Bodennähe ist relativ niedrig und steigt mit zunehmender Höhe logarithmisch an. Eine Hauptaufgabe des Turmes ist deshalb, eine optimale Windnutzung in ausreichender Höhe zu ermöglichen sowie die mechanischen Belastungen durch Rotor und Maschinenhaus sicher aufzunehmen und über das Fundament ins Erdreich abzugeben. Das Turmmaterial ist aus Stahl oder Spannbeton-Fertigteilen. Die Leistung von Windkraftanlagen ist abhängig von der jeweiligen Windgeschwindigkeit. Diese Abhängigkeit wird durch die Leistungskennlinie, wie in der Abb. 7.26 gezeigt wiedergegeben. Vor Erreichen der Einschaltwindgeschwindigkeit (cut-in wind speed), hier ca. 3 m/s, läuft die Anlage nicht an. Bis zu dieser Geschwindigkeit reicht die nutzbare Windenergie noch nicht aus, um die Trägheits- und Leistungsverluste zu überwinden. Bei zunehmender Windgeschwindigkeit fängt die Anlage an, elektrische Energie zu liefern. Die Leistung steigt dabei mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit an, bis die Anlage bei Nennwindgeschwindigkeit (rated wind speed), hier ca. 16 m/s, die Nennleistung des Generators erreicht hat. Anschließend setzt die Regelung ein und die Leistung bleibt konstant. Sobald die Abschaltwindgeschwindigkeit (cut-out wind speed), hier ca. 26 m/s, erreicht ist, muss die Anlage abgeschaltet werden, um eine Zerstörung durch Überschreitung der zulässigen Festigkeitsgrenze zu vermeiden. 2200

0,60

2000

Leistung kW

1600 0,40

1400 1200

0,30 1000 800

0,20

600 400

0,10

200 0

0,00 1

3

5

7

9

11

13

15

17

19

Windgeschwindigkeit m/s

Leistung

Leistungsbeiwert

Abb. 7.26: Leistungskennlinie einer WKA

21

23

25

Leistungsbeiwert

0,50

1800

270


Die Leistungsregelung (power control) hat die Aufgabe, die Energieaufnahme durch den Rotor bei höherer Windgeschwindigkeit als der Nennwindgeschwindigkeit zu begrenzen, um die Festigkeitsgrenzen der Anlagenteile nicht zu überschreiten. Dies erfolgt bei den meisten modernen Anlagen durch eine Verstellung des Einstellwinkels der Rotorblätter (Pitch-control). Bei Erreichen der Abschaltwindgeschwindigkeit werden die Rotorblätter in die sogenannte Fahnenposition gestellt. Sie sind dann wie eine Fahne am Wind ausgerichtet und erzeugen keine Drehbewegung mehr. Eine andere Regelungsart mit nicht verstellbaren Rotorblättern ist die sogenannte Stallregelung (stall control). Dabei wird der aerodynamische Effekt der Strömungsablösung (stall) an den Rotorblättern bei höheren Geschwindigkeiten genutzt. Diese Regelungsart findet jedoch bei größeren Anlagen immer weniger Anwendung. In der Tabelle 7.26 sind die technischen Daten von großen Windkraftanlagen eines namhaften Herstellers zu ersehen. Tabelle 7.26: Technische Daten von Windkraftanlagen Merkmal Typ Nennleistung Rotordurchmesser Nabenhöhe Anlagenkonzept Rotor: Blattanzahl: Überstrichene Fläche Blattmaterial Drehzahl variabel Tipgeschwindigkeit Blattverstellung Generator Netzeinspeisung Bremssysteme Windnachführung: Einschaltwindgeschwindigkeit Nennwindgeschwindigkeit: Abschaltwindgeschwindigkeit

Einheit

Technische Daten

kW m m

E - 33 330 33 49 - 50

2 m

3 3 3 3 876 1.810 3.959 10.207 GFK (Epoxidharz); integrierter Blitzschutz 18 - 45 16 - 32 6 - 21,5 8 - 13 31 - 78 40 - 80 22 - 80 48 - 78 Einzelblattverstellsystem direktgetriebener Synchron-Ringgenerator Wechselrichter 3 autarke Blattverstellsysteme mit Notversorgung aktiv über Stellgetriebe, lastabhängige Dämpfung 2,5 3,0 2,5 2,5 12 13 13,5 28 - 34 28 - 34 28 - 34 28 - 34

U / min m/s

m/s m/s m/s

E - 48 E - 70 E - 112 800 2.000 4.500 48 71 114 50 - 76 64 - 113 124 getriebelos, variable Drehzahl Einzelblattverstellung

Quelle: /Enercon 2005/

Wenn ein günstiger Standort gefunden ist, wird dort nicht nur eine Windkraftanlage gebaut, sondern ein ganzer Windpark (wind farm) aus mehreren WKA errichtet.


271

7.6.3 Ermittlung des Energieertrages

Die jährliche Energieerzeugung einer Energieumwandlungsanlage wird gewöhnlich aus dem Produkt der Leistung und der Benutzungsdauer in Vollbenutzungsstunden pro Jahr ermittelt. Mit Ausnahme von Gasturbinen ist die Leistung i.d.R. relativ wenig von den Wetterbedingungen abhängig, und die Benutzungsdauer kann aus dem prognostizierten Energiebedarf und der Einsatzweise der Anlage ermittelt werden. Die Leistung einer WKA ist dagegen stark abhängig von der Windgeschwindigkeit, wie aus der Leistungskennlinie erkennbar ist, und diese wiederum variiert sehr stark während der Betriebszeit der Anlage. Zur Ermittlung des Energieertrages einer WKA muss deshalb bekannt sein, welche Windgeschwindigkeit wie lange am betreffenden Standort vorherrscht. Für die jährliche Energieerzeugung einer WKA hat sich der Begriff Energieertrag eingebürgert. Der Energieertrag muss für jeden Standort und für jede Anlage individuell ermittelt werden. Zur Berechnung des Energieertrages werden folgende Parameter benötigt: x x x

die Leistungskennlinie der WKA in digitaler Form oder als Tabelle die jahresmittlere Windgeschwindigkeit am Standort in Nabenhöhe die Windgeschwindigkeitsverteilung

Die Leistungskennlinie ist in der technischen Beschreibung des Anlagentyps des Herstellers meistens enthalten oder kann angefragt werden. In den meisten Fällen ist zunächst nur die mittlere Windgeschwindigkeit für eine festgelegte Höhe über Grund am potenziellen Standort einer WKA angegeben. Anhaltswerte hierfür können im Rahmen einer ersten Standortsuche aus Windatlanten (in den meisten Fällen für 10 m Höhe über Grund) entnommen werden. Für konkrete Planungen sind aber Windgutachten für den potenziellen Standort, basierend auf Windgeschwindigkeitsmessungen, erforderlich. Neben Messungen bieten verschiedene Firmen auch Windpotentialermittlungen an >GEO-NET@. Für die Ertragsberechnung ist die mittlere Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe erforderlich. Die Umrechnung auf Nabenhöhe der jeweiligen Anlage kann bei ebenem Gelände nach der im Diagramm – Abb. 7.27 – angegebenen Formel erfolgen. Bei der Ertragsberechnung geht man von einer statistischen Windgeschwindigkeitsverteilung, der sogenannten „Rayleigh-Verteilung“1, aus. In der Verteilungsfunktion – Abb. 7.28 – ist nur die jahresmittlere Windgeschwindigkeit als Eingabe notwendig. 1

Die Rayleigh-Verteilung ist ein Spezialfall der Weibull-Verteilung mit k=2

272

7 Kraftwerke, Technik und Kosten 7,5

Windgeschwindigkeit m / s

7,0

6,5

HN z0 wB u HB ln z0 ln

6,0

wN 5,5

>m / s@

W N : jahresmittlere Windgeschwindigkeit an der Nabe m/s w B: Jahresmittlere Windgeschwindigkeit an der Bezugshöhe m/s H B: Bezugshöhe m HN: Nabenhöhe m z 0: mittlere Rauhigkeitslänge am Standort

5,0

4,5

4,0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

Höhe über Grund m

Abb. 7.27: Windgeschwindigkeit - Höhenprofil

Die statistische Rayleigh-Windgeschwindigkeitsverteilung errechnet sich nach der in der Abb. 7.28 angegebenen Formel. Die Originalformel wurde dabei vom Verfasser mit dem Faktor Stundenzahl eines Jahres (8.760) ergänzt; damit ergibt sich die Stundenzahl pro Jahr für die jeweilige Windgeschwindigkeit, wie für die Ertragsberechnung erforderlich. Rayleigh-Windgeschwindigkeitsverteilung 1100

Höhe über Grund 30 m jahresmittlere Windgeschwindigkeit 5,5 m / s

1000 900

Stunden pro Jahr

800

t v R 8.760 u

700

S 2

600 500

u

w u e S / 4 u w / wN wN2

w : Windgeschwindigkeit im Zeitintervall wN : jahresmittlere Windgeschwindigkeit an der Nabe

400 300 200 100 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Windgeschwindigkeit m / s

Abb. 7.28: Statistische Windgeschwindigkeitsverteilung


273

Die Ertragsberechnung erfolgt dann durch Multiplikation der zugehörigen Werte der Leistung (kW) aus der Leistungskennlinie – Abb. 7.26 – und der zugehörigen Dauer der Windgeschwindigkeit (h/a) aus der Geschwindigkeitsverteilung -Abb. 7.28-. So ergeben sich Teilerträge (kWh/a) bei der einzelnen Windgeschwindigkeit, wie aus der Tabelle 7.27 und aus Abb. 7.29 zu ersehen. Durch Aufsummierung der einzelnen Teilerträge ergibt sich der Jahresertrag. In Abb. 7.29 wird für den Referenzstandort nach dem ErneuerbarenEnergien-Gesetz >EEG@ die Ertragsberechnung in graphischer Form gezeigt. Tabelle 7.27: Ertragsberechnung mittlere Windgeschwindigkeit in 30 m Höhe:

5,5 m/s

Verfügbarkeit Nabenhöhe: mittlere Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe: wN m/s 0 1 2 3 4 P el kW 0 0 2 18 56 h/a 0 325 614 838 979 t W el MWh 0 0 1 15 53

0,97 80 m 6,45 m/s 5 6 127 240 1032 1006 127 234

7 400 918 356

8 626 790 480

9 10 11 12 Zwischen892 1223 1590 1830 summe 645 500 370 261,5 3.453 558 594 571 464

Fortsetzung wN P el t W el

m/s kW h/a MWh

13 14 15 16 17 1950 2050 2050 2050 2050 177 114 71 42 24 334 227 141 84 48

18 19 20 21 22 23 24 2050 2050 2050 2050 2050 2050 2050 13 7 3 2 1 0 0 26 14 7 3 2 1 0

25 Zwischen2050 summe 0 0 886

Summe, Jahresertrag MWh Vollbenutzungsstunden h/a

2.200

4.339 2.116

700

2.000 600 1.800 500

1.400

Referenzstandort nach EEG mittlere Windgeschwindigkeit, 30 m üG 5,5 m/s Nabenhöhe 80 m mittlere Windgeschwindigkeit, Nabenhöhe 6,45 m/s Verfügbarkeit 0,97 Rayleigh-Verteilung

1.200 1.000 800

400

300

200

600

Jahresenergieertrag 4.339 MWh/a Benutzungsdauer der Nennlast 2.116 h/a Lastfaktor 0,24

400 200 0

100

0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe m/s Leistung

Energieertrag

Abb. 7.29: Leistung und Energieertrag einer WKA

Energieertrag MWh

Leistung in kW

1.600

274


Zum Zwecke der Festlegung der Vergütungsdauer wurde im EEG ein fiktiver Referenzstandort festgelegt, dessen Windprofil wie folgt definiert ist: x x x

Mittlere Jahreswindgeschwindigkeit in 30 m Höhe: 5,5 m/s 0,1 m Mittlere Rauhigkeitslänge z0 am Standort: Windverteilung: Rayleigh-Verteilung

Zu bemerken ist an dieser Stelle allerdings, dass es sich bei dem ermittelten Ertrag nicht um den „amtlichen Referenzertrag nach EEG“ handelt. Dieser darf nach dem EEG nur von dazu akkreditierten Institutionen ermittelt werden Der Jahresertrag ist stark abhängig von der mittleren Jahreswindgeschwindigkeit. Eine höhere Windgeschwindigkeit kann durch die Auswahl eines günstigen Standortes erreicht werden, aber auch durch die Höhe des Turmes, da die Windgeschwindigkeit mit der Höhe zunimmt. In der nachstehenden Abb. 7.30 ist der Zusammenhang zwischen Nabenhöhe und Benutzungsdauer sowie jahresmittlerer Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe für den EEG-Referenzstandort dargestellt. 7,0

EEG-Referenzstandort Nennleistung WKA 2050 kW Verfügbarkeit 0,97 Rayleigh-Verteilung der Windgeschwindigkeit

Vollbenutzungsstunden h/a

2.400

2.300

6,8

6,6

2.200

6,4

2.100

6,2

2.000

6,0

1.900

5,8

1.800

5,6

1.700 50

55

60

65

70

75

80

85

90

95

100

105

110

115

mittlere Windgeschwindigkeit m/s

2.500

5,4 120

Nabenhöhe m Vollbenutzungsstunden h / a Jahresmittlere Windgeschwindigkeit m /s

Abb. 7.30: Benutzungsdauer in Abhängigkeit von der Nabenhöhe

Aus der Abbildung kann man erkennen, dass eine Jahresertragsberechnung über Vollbenutzungsstunden nicht sinnvoll ist. Der Jahresertrag muss für jeden Standort und jede Anlage individuell ermittelt werden. Im Sonderdruck >Windkraftanlagenmarkt 2005@ in Tabelle 1 werden die ermittelten Vollbenutzungsstunden für den Referenzstandort EEG von


275

90 im Jahr 2005 getesteten Anlagen angegeben. Der Durchschnittswert liegt bei 2.377 h/a. 7.6.4 Investitionsausgaben und Stromgestehungskosten

Spezifische Investitionsaufwendungen für Kraftwerke werden gewöhnlich in €/kW Leistung an der Generatorklemme angegeben. Bei Windkraftanlagen kann dieser Bezug jedoch nicht immer zutreffend sein. Die Generatorleistung kann nämlich für dieselbe Anlage unterschiedlich ausgelegt sein, je nachdem, ob es sich um einen Stark- oder Schwachwindstandort handelt. Deswegen werden in der Windenergiebranche spezifische Investitionen oft pro m2 Rotorfläche oder sogar pro kWh Jahresertrag angegeben. Für den Vergleich von WKA ist ein solcher Bezug zwar sinnvoll, erschwert aber den Vergleich mit anderen Kraftwerkstypen. Deswegen wird im weiteren der Bezug auf kW Generatorleistung bevorzugt. Die Investitionen werden generell getrennt für die WKA und für Nebenanlagen angegeben. Aus der Auswertung von Hersteller-Preisangaben – Tabelle 7.28. – ist kaum eine Kostendegression mit steigender Leistung festzustellen. Die Preisangaben, auch bei derselben Leistungsklasse, steigen allerdings mit der Nabenhöhe und dem Rotordurchmesser. Tabelle 7.28: Richtpreise für Windkraftanlagen (2005)

Leistungsklasse kW 600 1000 1300 2000 2500

Nabenhöhe m 40 -60 50 -70 70 - 90 60 - 90 80 - 90

Preis WKA ab Werk € / kW € / m2 800 - 850 300 - 340 830 - 900 360 - 390 900 - 1050 390 - 450 830 - 950 370 - 400 800 - 900 360 - 380

Zur Kostensituation von Windkraftanlagen in Deutschland wurden von >DEWI@ in 1999 und 2002 zwei Gutachten erstellt. Dabei wurden drei Zielgruppen über folgende Kostenarten befragt. x x x

Betreiber von Anlagen; Investitionen und bisherige Betriebskosten Technische Sachverständige; Prognose der Reparaturkosten während der Betriebsdauer von 20 Jahren Versicherungen und Hersteller; Kosten für Schäden, Ersatzteile und Montage

276


Die durchschnittlichen Investitionen für eine WKA nach dem Preisstand von 2001 betrugen 895 €/kW. Zu vermerken ist dabei, dass im betrachteten Zeitraum Anlagen mit Leistungen von 2.000 kW und höher, wie sie heute angeboten werden, nicht in Betrieb waren. Investitionen für Windkraftanlagen werden in der Literatur meistens in zwei Hauptgruppen unterteilt: x x

Kosten der Windkraftanlage (100%) und Nebenkosten als prozentualer Aufschlag auf die WKA-Kosten ab Werk.

Die spezifischen Kosten für Windparks liegen im gleichen Bereich wie bei Einzelanlagen >Erich Hau, 2002@. Aus einer detaillierten Aufstellung für zwei Binnenland-Windparks ergibt sich folgende Zusammensetzung der Investitionen: Tabelle 7.29: Investitionsausgaben für zwei Binnenland-Windparks Position

Einheit

Anlage

Technische Parameter Windpark Anzahl WKA el. Leistung je WKA Rotordurchmesser Anschluss an Spannungsebene Trafo, im WKA-Preis enthalten Transport, Errichtung und Inbetriebnahme Investitionen Preis Windkraftanlagen Aufstellungsbezogene Kosten Gesamtinvestitionausgaben spezifisch In Prozent Preis Windkraftanlagen Aufstellungsbezogene Kosten Gesamtinvestitionsausgaben Quelle: Erich Hau, Windkraftanlagen, 2002

MW MW m kV -

13,0 13 1,0 60 20 ja ja

48,0 32 1,5 64 110 nein ja

Mio € Mio € Mio € € / kW

12,10 3,63 15,73 1.210

41,60 16,93 58,53 1.219

% % %

100% 30% 130%

100% 41% 141%

Die interne Verkabelung verursacht zusätzliche Kosten bei Windparks; andere Kosten steigen aber nicht proportional mit der Anzahl der WKA, so dass die spezifischen Investitionen etwa auf dem gleichen Niveau bleiben wie bei Einzelanlagen. Ein entscheidender Kostenpunkt, neben dem Preis der WKA, sind die Netzanschlusskosten. Sie können, abhängig vom Aufstellungsort und der Spannungsebene, etwa 20% des Ab-Werk-Preises der WKA betragen.


277

In der Tabelle 7.30 ist die Investitionsschätzung für einen Binnenland (onshore) Windpark aus 45 WKA mit jeweils 2 MW zu ersehen. Tabelle 7.30: Investitionsschätzung, Onshore-Windpark 45x2 MW Windpark-Komponente

Investitionsaufwendungen Mio. € Prozent €/kW

WKA ab Werk, 45 à 2 MW Fundamente Netzanbindung, 110 kV

850

76,5

100,0%

55

5,0

6,5% 12,0%

102

9,2

Erschließung, Transport, Montage

26

2,3

3,0%

Planung, Genehmigung

43

3,8

5,0%

Finanzierung, Sonstiges

Summe

77

6,9

9,0%

1.152

103,7

135,5%

Quelle: Fichtner-interne Quellen

Die Umfrageergebnisse der DEWI-Kostenstudie von 2002 bei den Sachverständigen hinsichtlich des Erhaltungsaufwands für den Ersatz oder größere Reparaturen von Anlagenkomponenten für eine Betriebsdauer von 20 Jahren wiesen eine große Bandbreite zwischen 14% und 94%, bezogen auf die Erstinvestition auf. Als realistisch wird ein Wert von 490 €/kW bzw. 54 %, auf Basis einer Erstinvestition von 895 €/kW genannt. Im Gutachten wird angenommen, dass davon 18% in der ersten und 36% in der zweiten Dekade der Betriebsdauer anfallen. Dies kann aber von Anlage zu Anlage stark schwanken. In der Literatur wird folgende Bandbreite – Tabelle 7.31 für die Betriebskosten angegeben: Tabelle 7.31: Betriebskostenansätze für WKA

Position Routinewartung (Wartungsverträge) Reparaturrücklagen Versicherungen Landpacht Technische Überwachung, Verwaltung Summe

Bandbreite % *) 0,5 - 0,8 1,0 - 2,0 0,5 - 0,8 0,5 - 1,0 0,5 - 1,0 3,0 - 5,6

*) bezogen auf den Ab-Werk-Preis der WKA Quelle: Erich Hau, 2002

In der Tabelle 7.32 werden die Stromgestehungskosten eines 90 MWOnshore-Windparks ermittelt.

278


Tabelle 7.32: Stromgestehungskosten 90 MW Onshore-Windpark Position

Einheit

Zahlenwert

Technische Randbedingungen Elektrische Leistung der WKA Anzahl der WKA Energieertrag pro WKA Gesamtleistung des Windparks Parkwirkungsgrad Stromerzeugung Stromeigenbedarf Stromeinspeisung ins Netz Vollaststunden

kW Stck. MWh/a MW % MWh/a % MWh/a h/a

2.050 45 4.431 92,25 96% 191.419 0,15% 191.132 2.075

Wirtschaftliche Randbedingungen Kalkulatorische Lebensdauer Bauzeit Kalkulat. Mischzinssatz (real) *) Wartung und Instandhaltung: Wartungsvertrag, fix variabel Reparatur und Erhaltungsaufwand **) Versicherungen Rücklagen Entsorgung ***) Personalbedarf (0,25 Pers / WKA) Personalkosten Pachtkosten

Position

Einheit

Investitionsausgaben

Mio. € € € € € € €

76,5 5,0 9,2 2,3 3,8 6,9

€ / kW

1.124

1.000 €

5.602

1.000 € 1.000 € 1.000 € 1.000 € 1.000 € 1.000 € 1.000 €

519 670 1.348 726 830 840 670

Kapitaldienst

1.000 €

10.172

Gesamtjahreskosten

1.000 €

15.774

€ / MWh

82,53

WKA ab Werk Fundament Netzanbindung Erschließung, Transport, Montage Sonstiges, Unvorhergesehenes Planung, Genehmigung

3,5% 3,0%

spezifische Investition Betriebskosten

a a %

20 1,0 7,5%

% Invest / a Cent / kWh % Invest / a % Invest / a % Invest / a Pers/a T€/(Pers. a) Cent / kWh

0,5% 0,35 1,3% 0,7% 0,8% 12 70 0,35

Zahlenwert 103,7

Wartung und Instandhaltung, fix Wartung und Instandhaltung, variabel Reparatur und Erhaltungsaufwand **) Versicherungen Rücklagen Entsorgung Personalkosten Pachtkosten

Spez. Stromgestehungkosten *) inkl. Körperschaft- und Gewerbesteuer, Kapitalgesellschaft, Eigenkapital 35%, **) entpricht 40% der Erstinvestition verteilt über die letzen 10Jahre ***) über 20 Jahre, oder 1,4 % die ersten 10 Jahre

Mio. Mio. Mio. Mio. Mio. Mio.

In der Tabelle 7.34 wird eine Erfolgsvorschaurechnung für denselben Windpark durchgeführt. Bei der Erfolgsvorschaurechnung werden die Prämissen für eine Kapitalgesellschaft angenommen und sowohl Gewerbeals auch Körperschaftsteuer berücksichtigt. Nach dem EEG wird für Onshore-Anlagen, die in 2004 in Betrieb gehen, eine Anfangsvergütung von 8,7 ct/kWh für mindestens die ersten 5 Betriebsjahre gewährt. Für jede 0,75% des Referenzertrages, um die der Ertrag unter 150% des Referenzertrages liegt, wird die Anfangsvergütung um weitere 2 Monate verlängert. Nach Ablauf auch der Verlängerung wird die Mindestvergütung gewährt. Sie beträgt für Anlagen, die 2004 in Betrieb genommen werden, 5,5 ct/kWh. Die Länge der Vergütungsdauer für obige Anlage wird in Tabelle 7.33 ermittelt. Der Ertrag der einzelnen WKA entspricht etwa dem Referenzertrag. Sowohl die Anfangs- als auch die Mindestvergütung nimmt aber ab 1.1.2005 und für jedes nachfolgende Inbetriebnahmejahr um 2% pro Jahr ab. Die jährliche Abnahme der Vergütung wird mit der erwarteten Kostendegression beim weiteren verstärkten Ausbau der Windenergie begründet. Das Ergebnis nach Steuer ist in den ersten 17 Jahren der Nutzungsdauer nach der Erfolgsvorausschau positiv – Tabelle 7.34 -. In den letzten 3 Jahren wird nur die Mindestvergütung gewährt, die nicht auskömmlich ist, was zu einer Unterdeckung führt und das Betriebsergebnis wird d negativ.


279

Tabelle 7.33: Dauer der Anfangsvergütung Position

Einheit

Wert

Anzahl WKA Referenzertrag, pro Anlage Referenzertrag Windpark 0,75 % Referenzertrag 150% Referenzertrag tatsächlicher Ertrag Differenz (150%- Ertrag - tatsächlicher Ertrag) Differenzertrag / 0,75% x Referenzertrag Anzahl Monate der Verlängerung Anzahl Jahre der Verlängerung Gesamtdauer der Anfangsvergütung

MWh / a MWh / a MWh / a MWh / a MWh / a MWh / a Monate Jahre Jahre

45 4.431 199.395 1.495 299.093 191.132 107.960 72 144 12 17

7.6.5 Ausbauperspektiven der Windenergie

Bislang wurden Windparks auf dem Festland errichtet. Günstige Standorte zur Realisierung neuer Projekte sind auf dem Festland kaum mehr vorhanden. Für die zukünftige Windenergienutzung auf dem Festland kommt vor allem der Ersatz älterer Anlagen durch moderne leistungsstarke Anlagen (Repowering) in Betracht. Zum weiteren Ausbau der Windenergie ist die Erschließung geeigneter Standorte auf See in sogenannten OffshoreWindparks notwendig und geplant. Wegen der hohen Investitionen für die Infrastruktur von Offshore-Windparks, insbesondere für die Netzeinbindung und Fundamentierung, werden sie überwiegend mit Windkraftanlagen der 5 MW-Leistungsklasse geplant. Anlagen in dieser Leistungsklasse sind bereits in Deutschland entwickelt worden, erste Pilotanlagen der Hersteller Enercon, Repower Systems und Multibrid sind bereits seit 2005 in Betrieb. Gemäß den Zielsetzungen der Bundesregierung soll der Anteil der erneuerbaren Energien am Stromverbrauch in Deutschland von ca. 4,1% in 2004 auf mindestens 12,5 % bis 2010 und auf mindestens 20% bis 2020 ansteigen. Da die Ausbaumöglichkeiten anderer erneuerbarer Energieträger nur eingeschränkt möglich sind, soll die Windenergienutzung in Offshore-Windparks den größten Anteil des Zuwachses einnehmen. Die Umsetzung dieser Strategie würde eine starke räumliche Konzentration von Einspeisung aus Windkraft in Norddeutschland zur Folge haben. Vor diesem Hintergrund wurden in der >dena Netzstudie@ die Erfordernisse an das Gesamtsystem zur Erzeugung und Übertragung elektrischer Energie und die daraus resultierenden wirtschaftlichen Auswirkungen untersucht.

280


Tabelle 7.34: Erfolgsvorschaurechnung Jahr

3

4

Stromverkauf Stromvergütung nach EEG (Inbetriebnahme 2004)

MWh €/MWh

0

191.132 87,00

191.132 87,00

191.132 87,00

191.132 87,00

191.132 87,00

191.132 87,00

191.132 87,00

Erlöse aus Stromverkauf

T€/a

16.628

16.628

16.628

16.628

16.628

16.628

16.628

Betriebsausgaben Wartung und Instandhaltung, fix 0,5% Wartung und Instandhaltung, variabe 0,35 C/kWh Reparatur und Erhaltungsaufwand *) 41,5 Mio € Versicherungen 0,7% Rücklagen Entsorgung 1,4% Personalkosten 840 Pachtkosten 0,35 C/kWh

T€/ T€/ T€/ T€/ T€/ T€/ T€/ T€/

a a a a a a a a

4.254 519 670 0 726 830 840 670

4.254 519 670 0 726 830 840 670

4.254 519 670 0 726 830 840 670

4.254 519 670 0 726 830 840 670

4.254 519 670 0 726 830 840 670

4.254 519 670 0 726 830 840 670

4.254 519 670 0 726 830 840 670

Operatives Ergebnis (EBIDA)

T€/a

12.375

12.375

12.375

12.375

12.375

12.375

12.375

€/ €/ €/ €/ €/ €/

5.185 4.044 3.145 840 576 1.729

5.185 3.934 3.255 849 602 1.805

5.185 3.818 3.372 858 628 1.885

5.185 3.694 3.495 868 657 1.970

5.185 3.563 3.626 879 687 2.061

5.185 3.425 3.765 890 719 2.156

5.185 3.277 3.912 902 753 2.258

./. Abschreibungen ./. Fremdkapitalzinsen Ergebnis vor Steuern ./: Gewerbesteuer ./. Körperschaftsteuer Ergebnis nach Steuern

103,7 Mio € Investition 67,4 Mio € Investition 388 % Hebesatz 25% KSt-Satz

T T T T T T

1

a a a a a a

2

5

6

7

Die Studie basiert auf folgender Prognose des Windenergieausbaus (Stand 2004, 16.543 WKA, 16.628 MW): Tabelle 7.35: Prognose des Windenergieausbaus, dena-Studie 2005 Onshore Jahr MW

Repowering (Zuwachs) MW

Offshore

Summe

MW

MW

-

-

2004

16.628

2007

21.264

504

651

22.419

16.628

2010

23.264

1.083

5.439

29.786

2015

24.386

1.799

9.793

35.978

2020

24.386

3.468

20.358

48.212

Quelle:/dena-Studie 2005/ gemäß Szenario "Beschluss dena-Fachbeirat"

Die Ergebnisse der Studie können in verkürzter Form wie folgt zusammengefasst werden. x x

x

Die Integration der Windkraft in der vorgesehenen Größenordung in das Stromerzeugungs- und Übertragungssystem ist technisch möglich. Für die Übertragung der Leistung aus WKA in die Verbrauchszentren ist bis 2015 ein 380-kV-Trassenneubaubedarf von ca. 850 km erforderlich. Außerdem sind Netzverstärkungen an einer Trasse von ca. 400 km sowie eine Blindleistungsbereitstellung von ca 7,35 GVar notwendig. Ein Teil dieser Maßnahmen ist aber auch aus anderen Gründen, z. B. in Zusammenhang mit dem Stromhandel, notwendig. Die Investitionen hierfür betragen ca. 1,1 Mrd. € bis 2015 bzw. ca. 57 €/kW WKA-Leistung.


281

Fortsetzung Tabelle 7.34 9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

191.132 87,00

8

191.132 87,00

191.132 87,00

191.132 87,00

191.132 87,00

191.132 87,00

191.132 87,00

191.132 87,00

191.132 87,00

191.132 87,00

191.132 55,00

191.132 55,00

191.132 55,00

16.628

16.628

16.628

16.628

16.628

16.628

16.628

16.628

16.628

16.628

10.512

10.512

10.512

4.254 519 670 0 726 830 840 670

4.254 519 670 0 726 830 840 670

4.254 519 670 0 726 830 840 670

7.572 519 670 4.148 726 0 840 670

7.572 519 670 4.148 726 0 840 670

7.572 519 670 4.148 726 0 840 670

7.572 519 670 4.148 726 0 840 670

7.572 519 670 4.148 726 0 840 670

7.572 519 670 4.148 726 0 840 670

7.572 519 670 4.148 726 0 840 670

7.572 519 670 4.148 726 0 840 670

7.572 519 670 4.148 726 0 840 670

7.572 519 670 4.148 726 0 840 670

12.375

12.375

12.375

9.056

9.056

9.056

9.056

9.056

9.056

9.056

2.940

2.940

2.940

5.185 3.121 4.068 915 788 2.365

5.185 2.956 4.233 928 826 2.479

5.185 2.781 4.409 942 867 2.600

5.185 2.595 1.276 418 214 643

5.185 2.398 1.473 434 260 779

5.185 2.190 1.682 451 308 923

5.185 1.968 1.903 469 358 1.075

5.185 1.734 2.137 488 412 1.237

5.185 1.485 2.386 508 469 1.408

5.185 1.222 2.649 530 530 1.590

5.185 943 -3.188 0 0 -3.188

5.185 646 -2.892 0 0 -2.892

5.185 333 -2.578 0 0 -2.578

x x x x

x

x

Bedenken bestehen, ob der Bau dieser Trassen mit der derzeitigen Genehmigungspraxis realisierbar ist. Entsprechende Gesetzesänderungen zur Vereinfachung der Genehmigungspraxis sind jedoch im Gange. Für den sicheren Betrieb des Übertragungsnetzes nach den Regeln der UCTE sind noch verschiedene technische Probleme zu lösen. Der Zugewinn an gesicherter Leistung aus WKA beträgt, je nach Jahreszeit, zwischen 5 und 6% bei einer installierten Leistung von ca. 36 GW in 2015. Bis 2015 müssen zusätzlich maximal ca. 7 GW an positiver und 5.5 GW an negativer Regel- und Reserveleistung vorgehalten werden. Davon ist jeweils ca. die Hälfte als „day ahead“ zu kontrahieren. Durch eine bessere Prognosesicherheit der Einspeisung aus Windkraft ist eine Reduzierung dieser Reserven möglich. Die erhöhte Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energien vermeidet variable Brennstoffkosten in konventionellen Kraftwerken. Zusätzlich führt sie zu einer Veränderung des Kraftwerksparks und verändert dadurch die fixen Instandhaltungskosten und die Kapitalkosten. Die wirtschaftlichen Auswirkungen wurden umfangreich in verschiedenen Szenarien untersucht, können aber hier nicht wiedergegeben werden.

282


Literaturverzeichnis >AtG@ Gesetz zur geordneten Beendigung der Kernenergienutzung zur gewerblichen Erzeugung von Elektrizität, 22.04.2002 >Begriffe der Versorgungswirtschaft@ Teil B Elektrizität und Fernwärme, VDEW, VGB 1999 >BMU@ Bundesministerium für Umwelt Naturschutz und Reaktorsicherheit, http://www.bmu.de/ >BMWA-Fichtner@ Die Wettbewerbsfähigkeit von großen Laufwasserkraftwerken im liberalisierten deutschen Strommarkt, 2003, Projekt Nr. 45/02 >Concentrated Solar Power@ Concentrated Solar Thermal Power, Georg Brakmann, Rainer Aringhoff, Dr. Michael Geyer, November 2005 >dena-Netzstudie@ Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis zum Jahr 2020-, Deutsche Energie Agentur GmbH (dena), Feb. 2005 >DEWI Kostenstudie 2002@ Studie zur aktuellen Kostensituation der Windenergienutzung in Deutschland von 2002, DEWI – Deutsches WindenergieInstitut GmbH >EEG@ Gesetz für den Vorrang erneuerbarer Energien – .Erneuerbare-EnergienGesetz – EEG >Energie & Management@ Zeitung für den Energiemarkt >GEO-NET@ Umweltconsulting GmbH, /www.geo-net.de/ >GTW-Handbook@ Gas Turbine World, 2004-05 GTW Handbook, Pequot Publishing, Inc. Southport, CT 06890, USA >Hau, Windkraftanlagen@ Erich Hau, Windkraftanlagen, Springer 2003 >Strauß@ Karl Strauß Kraftwerkstechnik zur Nutzung fossiler, regenerativer und nuklearer Energiequellen, Springer 2002 >KPRO@Kreisprozesssimulationsprogramm, Fichtner GmbH &Co KG, Stuttgart >LGA-BW@ Landesgewerbeamt Baden-Würtemberg, Informationszentrum für Energiefragen, Stuttgart >Nava, Flagsol@ Paul Nava, Präsentation AndaSol-Projekt >RK.NRW@ Konzeptstudie Referenzkraftwerk Nordrhein-Westfallen, VGBPowerTech, Februar 2004 >Solar Millenium@ Solar Millenium AG, Erlangen, Germany, www.solarmillenium.de >STEAG@ virtuelles Kraftwerk/ www.steag.de/steagde/kraftwerk/ >WADAEXL@ Wasserdampfstoffdaten -Software für EXCEL. Prof. Dr.-Ing.habil. J.-J. Kretschmar, Dr. -Ing. I. Stöcker, Hochschule Zittau/Görlitz (FH) >Wagner, Energiefakten 2003@ Eberhard.Wagner@energie-fakten .de >Windpower@ Danish Wind Industry Association, wwe.windpower.org >WNA@ World Nuclear Association, www.world-nuclear.org >www.Windatlas@ Windatlas, www.etec-owl.de/wind/windatlas.htm /www.geo-net.de/

8. Kraft-Wärme-Kopplung, Technik, Kostenaufteilung

8.1 Thermodynamisch-technische Grundlagen 8.1.1 Das Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung

Bei den thermischen Energieumwandlungsanlagen werden grundsätzlich drei Arten von Prozessen unterschieden: x x x

Der Wärmeprozess Der Wärmekraftprozess Der gekoppelte Kraft- und Wärmeprozess (KWK)

Sie werden in Abb. 8.1 als vereinfachtes Wärmeschaltbild und in Abb. 8.2 in Form von Energieflussdiagrammen gezeigt

Kraftprozess

Wärmeprozess

Kraft-Wärme-Kopplungs Prozess

12%

12%

HD-Dampf

ND-Dampf

Wärme

12% HD-Dampf

G

88% 100% Kessel

40%

100%

Kessel

32% G

48%

100% 100% Kessel

56% Wärme

• 88% Nutzenergie Wärme • 12% Kaminverluste

•40% Nutzenergie, Strom • 12 % Kaminverluste • 48% Kondensatverluste

• 32 % Nutzenergie Strom + • 56 % Nutzenergie Wärme • 12 % Kaminverluste

Abb. 8.1: Energieumwandlungsprozesse, Prinzipschaltbilder

284

8 Kraft-Wärme-Kopplung, Technik, Kostenaufteilung

Beim reinen Wärmeprozess (heat-only-process „HOP“) wird in einem Kessel aus Primärenergie Prozessdampf oder Heißwasser erzeugt. Der Energienutzungsgrad ist relativ hoch und liegt im Jahresmittel bei ca. 88%; den Rest stellen überwiegend Rauchgasverluste dar, die über den Kamin in die Umgebung entweichen. Die erzeugte Nutzenergie ist Wärme in Form von Heißwasser oder Niederdruckdampf und kann lediglich zum Heizen von Räumen oder als Prozesswärme bei Industrieprozessen Verwendung finden. Aus thermodynamischer Sicht hat sie eine niedrige Wertigkeit, oder anders ausgedrückt, ihr Exergiegehalt ist gering. Beim reinen Kraftprozess (power-only-process) wird im Kessel aus der Primärenergie Hochdruckdampf erzeugt, in der Turbine entspannt und zuerst in mechanische Energie und anschließend im Generator in elektrische Energie umgewandelt. Der Dampf tritt mit einem Druck unterhalb des atmosphärischen Drucks und mit Umgebungstemperatur aus der Turbine aus. Er wird anschließend im Kondensator kondensiert und gibt seine latente Wärme an das Kühlwasser ab. Der Energienutzungsgrad ist, verglichen mit dem des reinen Wärmeprozesses niedriger, bei Großkraftwerken liegt er um die 40%. Die erzeugte Nutzenergie hat aber eine hohe Wertigkeit. Sie besteht aus 100% Exergie und kann in jede andere Energieform umgewandelt werden. Zusätzlich zu den Kaminverlusten gehen allerdings große Mengen Energie mit dem Kondensatorkühlwasser an die Umgebung verloren. Getrennte Erzeugung Gas 1,14 MWh

Kohle 1,50 MWh Kondensationskraftwerk

Kessel

K = 88 %

K = 40 %

Verluste 12 % 0,14 MWh

Verluste 60% 0,90 MWh Wärme

Strom

1,00 MWh

0,60 MWh

Energienutzungsgrad 60,6 % Gekoppelte Erzeugung - KWK Brennstoff 1,82 MWh

Energieeinsparung 31% 0,82 MWh

KWK - Anlage

Verluste 12 % 0,22 MWh Wärme

Strom

1,00 MWh

0,60 MWh

Energienutzungsgrad 88,0%

Abb. 8.2: Energieflussdiagramm, getrennte - gekoppelte Erzeugung.

8.1 Thermodynamisch-technische Grundlagen

285

Bei der gekoppelten Erzeugung von Strom und Wärme oder KraftWärme-Kopplung „KWK-Prozess“ (combined heat and power process „CHP” or co-generation) wird der Hochdruckdampf aus der Turbine nicht bis zum Kondensatordruck entspannt, sondern bei einem etwas höheren Druck aus der Turbine ausgekoppelt. Seine fühlbare und latente Wärme wird als Nutzwärme in Form von Prozessdampf oder Heißwasser genutzt und geht nicht an die Umgebung verloren. Durch den höheren Druck der Auskopplung im Vergleich zum Kondensationsdruck wird allerdings eine entsprechende Stromeinbuße verursacht. Die Brennstoffenergie wird sowohl in Energie mit höherer (Strom) als auch mit niedriger (Wärme) Wertigkeit umgewandelt. Der Energienutzungsgrad liegt wie beim Wärmeprozess bei 88 % bzw. ist geringfügig niedriger.

8.1.2 Bauarten von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen

Neben dem traditionellen Dampfturbinen-Heizkraftwerk wurden in den letzten drei Jahrzehnten weitere Bauarten von KWK-Anlagen entwickelt. Ihre Prinzipschaltbilder werden in der Abb. 8.3 dargestellt und anschließend kurz beschrieben. Verbrennungsmotor-BHKW Brennstoff

Dampfturbinen-HKW

KWK-Strom

M

Hochdruckdampf

G

Brennstoff HochdruckKessel

KWK-Strom

Turbine

G

450°C AGW

KWW

Wärme

95 °C

WV WV

Abgas

M: G: KWW : AGW : WV : ND : AHK :

70°C

Gasturbinen-HKW Brennstoff

Motor Generator Kühlwasserwärmetauscher Abgaswärmetauscher Wärmeverbraucher Niederdruckdampf Abhitzekessel

Gas- und Dampfturbinen-HKW Hochdruckdampf

KWK-Strom 500°C Brennstoff

AbhitzeKessel

Abgas KWK-Strom

Verdichter

Gasturbosatz Luft

KWK-Strom

G

Turbine

500°C

AHK

ND-Dampf

Turbine Verdichter

Turbine

G

Gasturbosatz Abgas

WV

Luft WV

Abb. 8.3: Bauarten von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen

G

286


8.1.3 Aufbau und Fahrweise von Heizkraftwerken

Anlagen zur gekoppelten Strom- und Wärmeerzeugung werden als Heizkraftwerke „HKW“ (combined Heat and Power Station „CHP“) bezeichnet. Kleinere Motor-Heizkraftwerke werden als Blockheizkraftwerke „BHKW“ (Packaged CHP) bezeichnet. Die KWK-Anlage ist zwar der Hauptbestandteil eines Heizkraftwerkes, allerdings kann diese auch andere Anlagenteile beinhalten wie Spitzenlastkessel, Wärmespeicher und Hilfskondensatoren. Die Gründe hierfür hängen mit der Wirtschaftlichkeit und der Versorgungssicherheit zusammen. Die KWK-Anlage ist in der Anschaffung zwar teuerer als übliche reine Kesselanlagen, durch die gekoppelte Erzeugung von Strom und Wärme sind aber die variablen Energieerzeugungskosten wesentlich günstiger. Sie muss jedoch eine hohe Benutzungsdauer erreichen, um die vergleichsweise hohen Kapitalkosten auf eine große Energiemenge zu verteilen und so günstige Gesamtkosten zu erreichen. Um ein Kostenoptimum zu erzielen, wird deshalb bei Heizkraftwerken die KWK-Anlage zur Grundlastdeckung konzipiert und eingesetzt, und die billigeren Kessel übernehmen die Spitzenlastdeckung in den Wintermonaten. Dies wird beispielhaft in der nachstehenden Abb. 8.4 für ein Blockheizkraftwerk mit drei BHKW-Modulen und Spitzenlastkesseln gezeigt.

Normierte Wärmelast Q / Qmax

1.0

0.8

Spitzenlastkessel

0.6

0.4 BHKW-Modul 3

0.2

BHKW- Modul 2 BHKW-Modul 1

0 1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000 8760

h/a

Abb. 8.4: Jahresdauerlinie der Wärmelast mit Einsatz der Module

Bei einer reinen KWK–Anlage sind Strom- und Wärmeerzeugung starr aneinander gekoppelt. In der Regel werden KWK-Anlagen wärmeorientiert betrieben und erzeugen dabei eine entsprechende Menge an gekoppel-

8.1 Thermodynamisch-technische Grundlagen

287

tem Strom. Ein Heizkraftwerk kann aber auch Anlagenteile umfassen, in denen ungekoppelter Strom (z.B. in einer Kondensationsturbine oder im Bypassbetrieb zum Abhitzekessel beim Gasturbinen-HKW) bereitgestellt werden kann. Die Erzeugung von ungekoppeltem Strom ist aus Kostengründen dann sinnvoll, um kurzzeitige Stromspitzen bei niedrigem Wärmebedarf abzufahren und dadurch Leistungskosten für Strombezug aus dem öffentlichen Netz einzusparen. Hoher Wärmebedarf und Wärmespitzen in den Wintermonaten werden in der Regel durch die Spitzenlastkessel des Heizkraftwerkes abgedeckt. Eine energetisch bessere technische Möglichkeit, Stromspitzen bei niedrigem Wärmebedarf abzufahren, ist der Einsatz eines Wärmespeichers. Wenn ein solcher Lastfall auftritt, wird der Speicher mit der überschüssigen Wärme aufgeladen und, sobald der Wärmebedarf steigt, wird wieder entladen. Der Vorteil ist dabei, dass auch bei Stromspitzen KWK-Strom erzeugt wird.

8.1.4 Anwendungsmöglichkeiten und Betreiber

Die Voraussetzung für den wirtschaftlichen Einsatz der Kraft-WärmeKopplung ist ein möglichst gleichzeitiger Strom- und Wärmebedarf, damit die Anlage eine möglichst lange Benutzungsdauer erreichen kann. Betreiber von KWK-Anlagen sind meist kommunale Versorgungsunternehmen oder Industriebetriebe, aber auch die Öffentliche Hand. Günstige Anwendungsobjekte sind: x x x x x

Fern- und Nahwärmenetze Öffentliche Einrichtungen wie große Schwimmhallen, Krankenhäuser Kläranlagen mit Nutzung von Klärgas als Brennstoff Industriebetriebe, insbesondere Papierfabriken und Chemiekomplexe Stahlwerke mit Nutzung von Hüttengasen als Brennstoff

In der Vergangenheit ist eine sinnvolle Investition in die Kraft-WärmeKopplung oft aus Gründen der Finanzierung gescheitert. Insbesondere Industriebetriebe betrachten die Energieversorgung nicht als ihr Kerngeschäft und investieren vorzugsweise in Produktionsanlagen. In den letzten Jahren werden jedoch zunehmend Anlagen von Contracting-Unternehmen gebaut und betrieben, wodurch das Finanzierungshemmnis bei den Nutzern gemindert wird. Auch große Energieversorgungsunternehmen betreiben eigene Contracting-Unternehmen, die solche Anlagen bauen und betreiben.

288


8.2 Heizkraftwerke 8.2.1 Verbrennungsmotor-Blockheizkraftwerke


Bei Verbrennungsmotor-Blockheizkraftwerken „BHKW“ (combustion engine CHP- unit, oft auch packaged CHP-unit) treibt ein Verbrennungsmotor den Generator an und aus den heißen Motorabgasen und dem Kühlwasser wird gleichzeitig Nutzwärme erzeugt. Sie werden überwiegend zur Versorgung kleiner und mittlerer Fernwärmenetze, in öffentlichen Einrichtungen und in Kläranlagen eingesetzt. Das Wärmemedium ist i.d.R. Wasser mit einer Vorlauftemperatur von 85 bis 90°C. BHKW's haben im Durchschnitt eine elektrische Leistung um die 500 kW, größere Anlagen erreichen eine Leistung von bis zu 10 MW. Brennstoffe sind in erster Linie Erdgas, Biogase, Klärgas oder Diesel. Die BHKWs werden in der Fabrik als komplette Einheiten - Modulemit Motor, Generator, Wärmetauscher und Schaltschrank schlüsselfertig hergestellt – Abb. 8.5. Ebenfalls werden schlüsselfertige Komplettanlagen in Containerbauweise angeboten. Prinzipschaltbild Prinzipschaltbild VerbrennungsmotorVerbrennungsmotorBlockheizkraftwerk Blockheizkraftwerk Brennstoff Motor Generator

Luft

AbgasWärmetauscher 120 °C Katalysator 470-580 °C

70 °C

90 °C

85 °C

78 °C

KühlwasserWärmetauscher

Jenbacher Vorgefertigtes Vorgefertigtes BHKW-Modul BHKW-Modul

Nahwärmenetz 65 °C

Quelle: IZE

Abb. 8.5: BHKW-Prinzipschaltbild und vorgefertigtes Modul

Die Motoren sind meistens Otto-Motoren oder für den Gasbetrieb weiterentwickelte Dieselmotoren. Gas-Diesel-Motoren werden mit Erdgas betrieben, benötigen aber ca. 5 bis 10% Diesel als Zündstrahl. Zur Einhaltung der Emissionsgrenzwerte nach TA-Luft sind Gasmotoren mit einer mechanischen Leistung von bis ca. 1000 kW mit sogenannten Drei-Wege-Katalysatoren mit Lambda-Sonde, wie Fahrzeugmotoren, ausgerüstet. Größere

8.2 Heizkraftwerke

289

Motoren arbeiten stattdessen mit einem Brennstoff-Luft-Magergemisch, d.h. mit hohem Verbrennungsluftanteil. Dadurch sinkt die Verbrennungstemperatur und die Bildung von thermischem NOX wird verhindert. Bei Dieselmotoren oder Zweitaktmotoren sind meistens nachgeschaltete DeNOX-Anlagen nach dem SCR-Verfahren notwendig. Zur besseren Anpassung an die Last bestehen Blockheizkraftwerke i.d.R. aus mehreren Modulen Sie werden mit Spitzenlastkesseln und oft auch mit Wärmespeichern oder Hilfskondensatoren ausgerüstet. 8.2.1.2 Investitionen und Betriebskosten

Die Arbeitsgemeinschaft für Sparsamen und Umweltfreundlichen Energieverbraucht e.V. „ASUE“ hat eine Richtpreisanfrage auf Basis einer detaillierten Spezifikation für Erdgas-, Biogas-, Heizöl- und Rapsölanlagen an Hersteller und Anbieter von Wartungsverträgen zuerst für 2001 durchgeführt und für 2005 aktualisiert. Die Ergebnisse der aktuellen Erhebung werden in der Broschüre >BHKW-Kenndaten 2005@ veröffentlicht. In den beiden nachstehenden Abbildungen – Abb. 8.6.- und – Abb. 8.7 – sind die Daten für Erdgas-BHKW zu ersehen. Ähnliche Abbildungen sind in der Broschüre auch für die anderen Brennstoffe enthalten. Die Vertragslaufzeit beträgt 10 Jahre und schließt auch eine Generalüberholung ein. Der Schmierölverbrauch während des Betriebes ist ein wesentlicher Kostenfaktor und ist in den Vollwartungsverträgen ebenfalls enthalten. Er ist bei den technischen Unterlagen der Motoren angegeben. Als typischer Schmierölverbrauch kann angesetzt werden x x

ca. 0,2 kg / MWhel für Erdgasmotoren ca. 1,0 kg/ MWhel für Dieselmotoren

Der Preis für synthetisches Schmieröl liegt bei ca. 2,0 bis 2,4 €/kg. Die angegebenen spezifischen Preise und Betriebskosten gelten nur für die BHKW-Module. Die Kosten für die anderen Komponenten wie Spitzenlastkessel, Speicher etc. sind darin nicht enthalten. Instandhaltungskosten für diese Anlageteile werden wie üblich mit Prozentsätzen, bezogen auf den Anschaffungswert, zusätzlich in der Berechnung berücksichtigt. Blockheizkraftwerke werden i.d.R. ohne ständiges Bedienungspersonal betrieben, sofern ein Instandhaltungsvertrag abgeschlossen wurde. Bei größeren Anlagen ist allerdings mindestens ein Mitarbeiter für die laufenden kleineren Instandhaltungsarbeiten notwendig.

290


Lieferumfang Lieferumfang (genaue (genaue Spezifikation, Spezifikation, siehe siehe Quelle): Quelle): BHKW-Modul, Schalldämpfung, Katalysator, BHKW-Modul, Schalldämpfung, Katalysator, Schmierölversorgung, Schmierölversorgung, Schaltschrank, Schaltschrank, Be-und Be-und Entlüftung, Entlüftung, Transport und Montage, Inbetriebnahme Transport und Montage, Inbetriebnahme Quelle: BHKW-Kenndaten 2005

Abb. 8.6: Spezifische Preise für Erdgas-BHKW-Anlagen

Entsprechend Entsprechend BHKW-Servicevertrag BHKW-Servicevertrag und und Leistungsverzeichnis, Leistungsverzeichnis, VDMA 1998; VDI-Richtlinie 4680 VDMA 1998; VDI-Richtlinie 4680 Quelle: BHKW-Kenndaten 2005

Abb. 8.7: Preise für Instandhaltungsvertrag für Erdgas-BHKW

8.2 Heizkraftwerke

291

8.2.2 Gasturbinen-Heizkraftwerke


Gasturbinen-Heizkraftwerke „GT-HKW“ (gas-turbine-CHP) werden überwiegend zur Versorgung von Industriebetrieben mit Grundlaststrom und Dampf eingesetzt. Bei Anwendungen in der Industrie haben sie meistens eine Leistung von 1 bis 10 MW elektrisch. Der Brennstoff ist in der Regel Erdgas. Bei speziellen Anwendungsfällen wie z.B. bei Kläranlagen werden auch Biogase eingesetzt. Aus den heißen Abgasen wird im Abhitzekessel Nutzwärme, meistens in Form von Niederdruckdampf, erzeugt.

Erdgas ErdgasKompressor

Luft

Bypass

140°C

Dampf 15 bar / 280°C

MW Turbine

Verdichter

Fabrik-Netz

2 Gasturbinensätze

HEL

G

Kessel

75 °C

AHK Erdgas

ca. 500 °C

Zusatzfeuerung Frischlüfter

AHK : Abhitzekessel Luft

Abb. 8.8: Vereinfachtes Wärmeschaltbild, Gasturbinen-Heizkraftwerk

Um Stromspitzen bei niedrigem Wärmebedarf abfahren zu können, sind die Anlagen oft mit einem Bypasskanal ausgerüstet, damit die heißen Turbinenabgase während der Stromspitze direkt zum Kamin geleitet werden können, um ungekoppelten Strom zu erzeugen. Durch einen zusatzbefeuerten Abhitzekessel können auch in der Übergangszeit kleinere Wärmespitzen abgefahren werden, ohne den Spitzenlastkessel ständig betreiben zu müssen. 8.2.2.2 Investitionen und Betriebskosten

Richtpreise von Gasturbinen-Generator-Modulen werden jährlich in >GTW handbook@ veröffentlicht. Sie sind die Hauptkomponente von GasturbinenHeizkraftwerken. Hinzu kommt noch der Abhitzekessel mit Zubehör als weitere Hauptkomponente. In der Abb. 8.9 sind Preise für Module für den

292


Leistungsbereich 0,5 bis 50 MW für Geschäfte, die weltweit in der Periode 2004/2005 abgewickelt wurden, zu ersehen Die Schwankungsbreite ist, insbesondere für Industrie-Gasturbinen im Bereich um die 10 MW der beträchtlich. 1.000

Lieferumfang: Gasturbine, Generator Lufteinlass mit Filter und Lärmschutz Abgasschornstein Starter und Steuerung, Grundausstattung konventionelles Brennersystem fertigmontiert auf Gestell, FOB Brennstoff Erdgas US$ 2004 1 2 US$ 1 €


900 800 700 600 500 400 300 200 100

Quelle: Gas Turbine World - 2004-05 GTW Handbook

-

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

Leistung MW

Abb. 8.9: Spezifische Investitionen von Gasturbinen

Die Kosten für Wartungsverträge für Gasturbinen in diesem Leistungsbereich liegen zwischen 1 und 3 US$ / MWh. Für die übrigen Anlagenkomponenten sind Preise und Instandhaltungsaufwand getrennt zu berücksichtigen.

8.2.3 Dampfturbinen-Heizkraftwerke


Dampfturbinen-Heizkraftwerke (steam turbine CHPs) werden für größere Leistungen zur Versorgung von Fernwärmenetzen in Kommunen und großen Industriebetrieben eingesetzt. Als Brennstoff werden Steinkohle, schweres Heizöl oder Erdgas eingesetzt. Oft werden auch Reststoffe aus Produktionsprozessen in industriellen Anlagen mitverfeuert. Es gibt zwei Ausführungen von Dampfturbinen-Heizkraftwerken: x x

Gegendruckanlagen Entnahme-Kondensationsanlagen

8.2 Heizkraftwerke Gegendruckanlage

Entnahme-Kondensationsanlage

Hochdruckdampf

Hochdruckdampf

HDKessel

Kond.Turbine

Brennstoff

HD-

G

MW Turbine

GD-

Turbine

MW

HDKessel

293

G

Geregelte Entnahme Wärmeverbraucher

Wärmeverbraucher KondensatorKühlturm

Abb. 8.10: Wärmeschaltbilder von Dampfturbinen-HKW

Bei einer Gegendruckanlage (back pressure turbine plant) sind die Strom- und Wärmeerzeugung starr aneinander gekoppelt. Um Stromspitzen bei niedrigem Wärmebedarf abfahren zu können, ist deshalb entweder ein Wärmespeicher oder ein Hilfskondensator notwendig. Bei einer Entnahme-Kondensationsanlage (extraction-condensing turbine plant) wird ein Teil des Dampfes aus der geregelten Entnahme der Turbine ausgekoppelt und zum Wärmeverbraucher geführt. Der Rest wird zum Kondensationsteil der Turbine oder zu einer eigenständigen Kondensationsturbine geleitet. Bei einer solcher Anlage kann gleichzeitig gekoppelter und ungekoppelter Strom erzeugt werden, wobei je nach Lastzustand die Mengen variiert werden können. Meistens ist sowohl ein reiner Kondensationsbetrieb als auch ein reiner Gegendruckbetrieb dabei möglich. Damit ist eine solche Anlage im Einsatz sehr flexibel. In der Industrie wird die mechanische Energie der Turbinen statt zur Stromerzeugung vielfach auch zum Antrieb von Druckluft- und Kältekompressoren verwendet. 8.2.3.2 Heizkraftwerke für Biomasse und Ersatzbrennstoffe

Dampfkraftwerke mit Biomasse als Brennstoff wurden in Deutschland nur in Ausnahmefällen gebaut. In den letzten Jahren hat diese Technologie jedoch durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) an Bedeutung gewonnen. Anlagen mit Biomasse als Brennstoff bis zu einer elektrischen Leistung von 20 MW erhalten nach dem EEG eine auskömmliche Vergütung für den erzeugten Strom (siehe Abschnitt 3.2.4 „Gesetze zur Förderung erneuerbarer Energien“ Tabelle 3.4). Dadurch wurden mehrere Biomasseanlagen, meistens mit Holz als Brennstoff, gebaut. Hauptproblem von Biomassekraftwerken im Leistungsbereich bis 20 MW ist die langfristige Versorgung

294


mit Holz (Ausführliche Behandlung der Thematik siehe >Leitfaden Bioenergie@). Die Investitionen für Biomassekraftwerke mit einer elektrischen Leistung von 20 MW liegen zwischen 2.500 und 3.000 €/kW installierter Leistung. Eine Entsorgung der Asche auf Sonderdeponien kann notwendig werden, wenn sie mit Schwermetallen belastet ist (z.B. bei Altholz der Altholzkategorie AIV). Beispiel 8.1: Biomasse-Heizkraftwerk für eine Papierfabrik Für eine Papierfabrik soll von einem Contractor ein Biomasse-HKW gebaut werden. Die Biomasse besteht aus Fremdholz und teilweise aus Baumrinde von der Fabrik. Die Baumrinde wird kostenlos zur Verfügung gestellt. Der Strom wird in das Netz der allgemeinen Versorgung, der Dampf an die Fabrik geliefert. Zu ermitteln sind die spezifischen Dampfkosten. Position Technische Parameter Elektr. Leistung, Entnahme-Kond., brutto Stromeigenbedarf Betriebsdampf Brennstoffwärmeleistung Gesamtwirkungsgrad Benutzungsdauer Energiebilanz Stromerzeugung, netto Dampferzeugung Brennstoffverbrauch davon Fremdholz Reststoffmenge Investition Jahresbetriebskosten Kapitaldienst 7,5% Personal 20 Personen Wartung & Instandhaltung Versicherung, Verwaltung, Pacht Biomassekosten 3,8 € / MWh Kosten für Reststoffentsorgung Summe . / . Stromvergütung 84,0 € / MWh Restkosten, Dampf spezifische Kosten von Dampf

Einheit MW % MW MW % h/a

20 Jahre 70 T€ / a 2,0% / a 1,2% / a 30 € / t 150 € / t

Wert 20,0 8% 46,0 95,9 69% 7.500

MWh / a MWh / a MWh / a % t/a Mio €

138.000 345.000 701.975 85% 12.000 55,0

T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a € / MWh

5.395 1.400 1.100 660 4.711 1.800 15.066 11.592 3.474 10,07

Gemäß den gesetzlichen Vorgaben wie der „Abfallablagerungsverordnung -AbfAblV“, der Deponieverordnung und der TA Siedlungsabfall ist in Deutschland seit dem 01.06.2005 die Deponierung von unbehandelten Abfällen aus Haushalten und Gewerbe unzulässig. Abfall muss entweder thermisch (Abfallverbrennung) oder mechanisch-biologisch behandelt werden. Die Einhaltung der Ablagerungskriterien bei mechanisch-biologischer Abfallbehandlung (MBA) ist nur möglich, wenn erhöht Kohlenstoffhaltiges

8.2 Heizkraftwerke

295

Material abgeschieden wird. Dieses ist dann als Ersatzbrennstoff zu verwerten. Anlagen zur Verbrennung von Ersatzbrennstoffen erhalten einerseits eine Vergütung für deren Entsorgung, andererseits erwirtschaften sie zusätzliche Einnahmen durch die Erzeugung von Strom und Wärme. Aus diesem Grunde werden derzeit Ersatzbrennstoffanlagen (EBA) gebaut oder sind geplant.

8.2.4 Gas- und Dampfturbinen-Heizkraftwerke


Ein Gas-und Dampfturbinen Heizkraftwerk (GuD-HKW) ist ähnlich aufgebaut wie ein GuD-Kraftwerk, mit dem einzigen Unterschied, dass aus der Dampfturbine Dampf für Heizzwecke oder für Industrieprozesse ausgekoppelt wird. Es handelt sich meistens um größere Anlagen für ausgedehnte Fernwärmenetze in Kommunen oder in großen Industriebetriebe wie Papierfabriken oder Chemiekomplexe. Ein sinnvoller Anwendungsfall sind auch Stahlwerke, in denen als Brennstoff Hüttengase eingesetzt werden. Die verbreitete Ausführung sind Anlagen mit 2 Gasturbinensätzen, zwei Abhitzekesseln und einer Dampfturbine. Die Dampfturbine kann eine Entnahme-Kondensationsturbine oder auch eine Gegendruckturbine sein.

Erdgas Luft 15°C

95 °C

ErdgasKompressor HD-Dampf

MW

MW

G AHK AHK

2 Gasturbinen

500°C

Fernwärmenetz

Abb. 8.11: Vereinfachtes Wärmeschaltbild, GuD-Heizkraftwerk

Kond.Turbine

HD Turbine Turbine

Turbine

Verdichter

64 bar/490°C

G

296


8.2.4.2 Investitionen und Betriebskosten

Richtpreise für schlüsselfertige GuD-Anlagen aus weltweit getätigten Geschäften sind in der Abb. 8.12 zu ersehen. Die Preise gelten ab Werk für eine Grundausstattung. Als Leistung ist dabei, wie vielfach bei KWKAnlagen, die thermodynamische äquivalente Kondensations-Leistung anzusetzen. Die Bandbreite der Preise ist groß und je nach Ausstattung und Standort können die tatsächlichen Preise davon erheblich abweichen 1400

Schlüsselfertige GuD-Anlage Grundsaustattung mit Gasturbine-Generator-Satz Brennstoff Erdgas, Dry-NOx-Brenner Unbefeuerter Mehrdruck-Abhitzekessel, ohne Bypass Mehrdruck-Kondensationsturbine, Generator Transformator, Standard-Kontrolleinrichtungen Startsystem und Hilfseinrichtungen


1200

1000

800 US$ 2004: 1,2 US$ = 1 € 600

400

200 Quelle. Gasturbine World, Ausgabe 98 -99 Preise eskaliert mit 2%/a

0 0

50

100

150

200

250

300

350

400

Leistung MW nach ISO-Bedingungen

Abb. 8.12: Richtpreise von GuD-Anlagen

8.2.5 Wärmeauskopplung aus Großkraftwerken

Eine kostengünstige Möglichkeit zur Versorgung von großen Fernwärmenetzen oder Industriegebieten mit hohem Prozessdampfbedarf ist die Wärmeauskopplung aus naheliegenden Großkraftwerken der öffentlichen Stromversorgung, wie es auch in mehreren Fällen in Deutschland praktiziert wird (z.B. Mannheim, Lippendorf-Leipzig, Heilbronn u.a.). Die Wärmeauskopplung führt zu einer geringen Einbuße bei der Stromerzeugung. Wenn z.B. aus einem Kraftwerk mit 700 MW elektrischer Leistung 100 MW Wärme ausgekoppelt wird, beträgt die Stromeinbuße lediglich ca. 15 bis 20 MW. Diese Wärmemenge ist ausreichend, um ca. 30.000 Wohnungen mit Grundlastwärme zu versorgen. Die Spitzenlasten bei tiefen Außentemperaturen werden auch in diesem Fall aus Spitzenlastheizwerken vor Ort gedeckt (6 kW pro Wohnung angenommen, davon 3 kW Grundlastwärme).

8.3 Kennzahlen der gekoppelten Energieerzeugung

297

Tabelle 8.1 zeigt die Wärmegestehungskosten bei verschiedenen Dampfdrücken. Die Ermittlung erfolgt durch Multiplikation der Stromgestehungskosten mit der Stromverlust-Kennziffer. Tabelle 8.1: Spezifische Kosten der ausgekoppelten Wärme Wärmeauskopplung aus Steinkohle-Großkraftwerk Strom-Leistungskosten c L,el Strom-Arbeitskosten c A,el Dampfauskopplung Dampfdruck p bar 16,0 3,0 2,0 1,4 0,5

8.3

Sättigungstemperatur ts °C 201 134 120 109 81

€ / (kW a)

113,00

€ / MWh

21,00

Spezifische Wärmegestehungskosten

Stromverlustkennziffer ȕ

Leistungskosten ȕ x c L,el

Arbeitskosten ȕ x c A,el

Mischkosten 6.000 h /a

kW el/kW th 0,376 0,218 0,195 0,176 0,123

€ / (kW a) 42,50 24,63 22,04 19,89 13,93

€ / MWh 7,90 4,58 4,10 3,70 2,59

€ / MWh 14,98 8,68 7,77 7,01 4,91

Kennzahlen der gekoppelten Energieerzeugung

8.3.1 Thermodynamisches Modell KWK- und Kond.-Anlagen

In diesem Abschnitt werden Kennzahlen von KWK-Anlagen definiert und erläutert, sofern sie für die Kostenaufteilung zwischen den KWKProdukten relevant sind. In der Regel ist die Mehrzahl der KWK-Anlagen in Heizkraftwerken so konzipiert, dass sie bei Bedarf, bei größeren Anlagen sogar dauernd, auch ungekoppelten Strom produzieren können. Diese Betriebsweise wird im folgenden als Mischbetrieb bezeichnet. Zur thermodynamischen Bewertung solcher Anlagen ist es sinnvoll, den Mischprozess rechnerisch in zwei Teilprozesse aufzuteilen, einen Teilprozess für die gekoppelte und einen für die ungekoppelte Erzeugung – Abb. 8.13. Dadurch kann man die Produktmengen aus beiden Teilprozessen eindeutig ermitteln. Dies ist auch für die Vergütung von Strom nach dem KWK-ModG vorgeschrieben. Ein weiterer Grund für diese Trennung ist aus thermodynamischer Sicht auch, dass beim Mischprozess, je nach dem, wie viel Kondensationsstrom erzeugt wird, der Gesamtwirkungsgrad Werte zwischen 35% und 85% annehmen kann. Er hat damit keine Aussagekraft über die thermodynamische

298


Güte des Prozesses und ist für eine Bewertung sowohl aus thermodynamischer als auch aus kommerzieller Sicht ungeeignet. Wegen der Komplexität der Prozesse und Begriffe ist die Verwendung von vielen Symbolen und vor allem Indizes notwendig. Die Indizes werden in den meisten Fällen auch in Kombination miteinander verwendet. Nach der Festlegung und Erklärung der Begriffe werden am Schluss dieses Abschnittes, in der Tabelle 8.5, die verwendeten Symbole nochmals aufgelistet und erklärt. Aus Gründen der Klarstellung muss ferner von den ISOStandards für die Symbole und Einheiten teilweise abgewichen werden. So werden z.B. Einheiten in Klammern gesetzt und auch mit Indizes versehen. KWK-Anlage - Mischbetrieb Gekoppelte u. ungekoppelte Erzeugung von Strom und Wärme Leistungskennzahlen in Mischbetrieb El. Leistung im Mischbetrieb Wärmeauskopplung Brennstoffwärmeleistung Gesamtwirkungsgrad

Pel, M QKWK QBr

KTotal

KWK-Anlagenteil nur gekoppelte Erzeugung Strom und Wärme

Kondensations-Anlagenteil nur ungekoppelte Erzeugung von Strom

Kennzahlen in KWK-Modus

Kennzahlen in Kond.- Modus

El. Leistung gekoppelter Strom Wärmeauskopplung Brennstoffwärmeleistung, KWK KWK-Gesamtwirkungsgrad Stromkennzahl Stromverlust-Kennziffer

Pel,KWK QKWK QBr, KWK

Brennstoffwärmeleistung

Pel, Kond. QBr, Kond.

Kondensationswirkungsgrad

KKond.

El. Kondensationsleistung

Kg, KWK V P,KWK E P,KWK

Abb. 8.13: Rechnerische Trennung von KWK-Anlagen

8.3.2 Wirkungsgrad und Energienutzungsgrad

Auf Basis dieser Trennung des Prozesses in zwei Teilprozesse werden die Kennzahlen nachstehend definiert und erläutert.


299

Der Wirkungsgrad „K“ (efficiency) eines beliebigen Energieumwandlungsprozesses ist der Quotient aus der Summe der nutzbar abgegebenen Energiemengen und dem Brennstoffenergieeinsatz bei stationärem Vollastbetrieb unter Auslegungsbedingungen in einer festgelegten Messzeit (z.B. 1 Stunde). Dieser stimmt in den meisten Fällen mit den Herstellerangaben überein. Der Wirkungsgrad ist immer leistungsbezogen. Der Energienutzungsgrad „9“ eines Prozesses ist der Quotient aus der Summe der nutzbar abgegebenen Energien und dem Energieeinsatz in einer Berichtszeit (z.B. Tag, Monat, Jahr). Der Energienutzungsgrad ist immer arbeitsbezogen. Bei gekoppelter Strom- und Wärmeerzeugung sehen die entsprechenden Formeln wie folgt aus: KWK-Gesamtwirkungsgrad: K g , KWK

KWK- Energienutzungsgrad: 9 g , KWK

Pel , KWK Qth , KWK QBr , KWK Wel , KWK Wth , KWK WBr , KWK

>-@

(8.1)

>-@

(8.2)

Für den Teil des Stromes, der ungekoppelt produziert wird, z.B. im Kondensationsmodus in einer Entnahme-Kondensatiosanlage oder in Bypassbetrieb bei Gasturbinen-Heizkraftwerken, ist die Wärmeerzeugung gleich Null und die Formeln lauten entsprechend: Kondensationswirkungsgrad: K Kond

Kond.-Energienutzungsgrad:

9 Kond

Pel , Kond QBr , Kond Wel , Kond WBr , Kond

>-@

(8.3)

>-@

(8.4)

Durch Umformung ergibt sich die Formel für den gesamten Brennstoffverbrauch für die gekoppelte und die ungekoppelte Stromerzeugung:

QBr , ges

QBr , KWK QBr , Kond

Pel , KWK Qth, KWK

K g , KWK

Pel , Kond

K Kond

>kW@

(8.5)

bzw. über den Energienutzungsgrad für die Berichtszeit eines Jahres:

WBr , ges

WBr , KWK WBr ,Kond

Wel , KWK Wth, KWK

9 g , KWK

Wel , Kond

9 Kond

>kWh/a@ (8.6)

300


Übliche Werte für den KWK-Gesamtwirkungsgrad liegen zwischen 0,8 und 0,9. Falls sich bei Berechnungen ein niedrigerer Wert ergibt, ist dies ein Indiz dafür, dass auch ungekoppelter Strom produziert wird. Anmerkung: Nach dem Mineralölsteuergesetz >MinölStG@ müssen KWKAnlagen in Deutschland einen Energienutzungsgrad (im Mischbetrieb) von mindestens 70% erreichen, damit sie von der Mineralölsteuer befreit werden. Bis zu dieser Grenze kann je nach Anlagentyp eine unterschiedliche Menge ungekoppelten Stromes erzeugt werden, siehe Abb. 8.14. 1,00 0,90

Gesamtwirkungsgrad

0,80 0,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20

GT-HKW

GuD-HKW

Dampf-HKW

BHKW

0,10 0,00 0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Anteil ungekoppelter Strom

Abb. 8.14: Gesamtwirkungsgrad und Anteil ungekoppelten Stromes

8.3.3 Die Stromkennzahl

Die Stromkennzahl ı (electricity-to-heat-ratio) ist das Verhältnis des durch die ausgekoppelte Wärme erzeugten KWK-Stroms bezogen auf die ausgekoppelte Wärmemenge.

V P , KWK

Pel , KWK Qth , KWK

ª kWel º « » bzw. V W , KWK ¬ kWth ¼

Wel , KWK ª kWhel º « » Wth , KWK ¬ kWhthh ¼

(8.7)

Die Kennzahl V ist quasi eine Anlagenkennzahl und auch ein Maß für die thermodynamische Güte des Prozesses. Sie kann sich auch auf die Tonne ausgekoppelten Dampfes beziehen (kWhel/t). Der u.U. auch in rei-


301

nem Strombetrieb erzeugte ungekoppelte Strom darf nicht in die Berechnung der Stromkennzahl einbezogen werden. Die Größe der Stromkennzahl ist bei Dampfturbinen-HKW abhängig vom Druckniveau der Auskopplung und nimmt mit steigendem Auskopplungsdruck stark ab. Bei Gasturbinen oder Verbrennungsmotor-KWK-Anlagen kann die Stromkennzahl aus den Herstellerangaben abgeleitet werden. Bei Dampfturbinen- bzw. GuD-Anlagen muss die Stromkennzahl für jede Druckstufe des ausgekoppelten Dampfs in Kreisprozessrechnungen bestimmt werden. Vermerk: Die in KWK erzeugte Wärmemenge wird üblicherweise gemessen. In Deutschland ist nach dem KWK-ModG eine Zertifizierung von KWKAnlagen erforderlich. Dabei wird u.a. die Stromkennzahl nach den in >Arbeitsblatt FW 308@ beschriebenen Regeln bestimmt. Das vorgenannte Gesetz schreibt vor, dass die in KWK erzeugte Wärme separat gemessen werden muss. Daraus kann dann der KWK-Strom mit Hilfe der Stromkennzahl berechnet werden. Beispiel 8.2: Gekoppelter und ungekoppelter Stromerzeugung Ein Gasturbinen-HKW mit 9 MWel und 15 MWth wird teilweise auch in Bypass betrieben und erzeugt jährlich 90.000 MWh Wärme und 65.700 MWh Strom. Der Brennstoffverbrauch beträgt 219.000 MWh in Hu. Der KWK-Energienutzungsgrad beträgt 0,8. Wie viel KWK-Strom bzw. ungekoppelten Strom hat die Anlage erzeugt und welche Brennstoffmengen wurden für die gekoppelte und für die ungekoppelte Erzeugung verbraucht? Lösung: Stromkennzahl: V = 9/15 = 0,6 MWel/MWth KWK-Strom: Wel,KWK = 0,6 x 90.000 = 54.000 MWh/a Ungekoppelter Strom: Wel, Kond = 65.700 – 54.000 = 11.700 MWh/a Brennstoffverbrauch: WBr,KWK = (90.000+ 54.000)/0,8= 180.000 MWh/a in Hu WBr,Kond = 219.000 – 180.000 = 39.000 MWh/a in Hu

8.3.4 Die Stromverlust-Kennziffer

Die Stromverlust-Kennziffer ȕ (electricity-loss-ratio), auch als Arbeitswert bekannt, ist der Quotient aus der durch die Wärmeauskopplung verursachten Stromeinbuße gegenüber Kondensationsbetrieb bazogen auf die ausgekoppelte KWK-Wärmemenge.

302


EP

'Pel , Kond ª kWel º « » bzw. Qth , KWK ¬ kWth ¼

EW

Wel , Kond ª kWhel º « » Wth , KWK ¬ kWhth ¼

(8.8)

Die Stromverlust-Kennziffer ist nur für Dampfturbinen- und GuDAnlagen mit Entnahme-Kondensationsturbine relevant und ist stark vom Auskopplungsdruck abhängig. Mit steigendem Auskopplungsdruck und sinkendem Kondensationsdruck nimmt die Stromverlust-Kennziffer zu. Die Stromverlust-Kennziffer kann auch auf die Tonne ausgekoppelten Dampfes bezogen sein (kWhel/t). Bei GT-HKW und Motoren-BHKW ist die Stromverlust-Kennziffer Null. Aus dem Arbeitswert und dem Kondensationswirkungsgrad einer Entnahme-Kondensationsanlage kann eine sinnvolle Zuordnung des Brennstoffverbrauchs zu den beiden Koppelprodukten ermittelt werden. Spezifischer Brennstoffverbrauch der ausgekoppelten Wärme:

q Br

E P ª kWBr º « » K Kond ¬ kWth ¼

bzw. wBr

EW 9 Kond

ª kWhBr º « » ¬ kWhth ¼

(8.9)

Beispiel 8.3: Spezifischer Brennstoffverbrauch In einem Industriekraftwerk mit Entnahme-Kondensationsturbine wird Dampf bei 18 bar und bei 6 bar ausgekoppelt. Der elektrische Kondensationswirkungsgrad (im Kondensations-Modus) beträgt 30% die Stromverlust-Kennziffern 0,237 bzw. 0,205 kWhel/kWhth für den 18 bar- bzw. für den 6 bar Dampf. Zu ermitteln ist der jeweilige spezifische Brennstoffverbrauch. Lösung: Für Kondensationsstrom. Für den 18 bar-Dampf: Für den 6 bar-Dampf:

qBr = 1/0,30 = .3,33 kWhBr/kWhel qBr = 0,237/0,30 = 0,79 kWhBr/kWhth qBr = 0,205/0,30 = 0,68 kWhBr/kWhth

8.3.5 Äquivalente Kondensationsleistung

Eine wichtige Größe für die Kostenaufteilung bei Kraft-Wärme-Kopplung ist die äquivalente Kondensationsleistung insbesondere bei einer EntnahmeKondensationsanlage. Sie ist gleich der elektrischen Leistung beim Mischbetrieb Pel,M plus der Summe der Produkte aus Stromverlust-Kennziffern ȕi und ausgekoppelte Wärmemengen Qth, KWK, i der Wärmeauskopplungen bei den einzelnen Druckstufen.


Päqu . el ,Kond

Pel , M 6( E P , i u Qth , KWK , i )

>kW@

303 (8.10)

Anmerkung: Grundsätzlich lässt sich die äquivalente Kondensationsleistung auch bei reinen Gegendruckanlagen bestimmen z.B. um spezifische Daten von unterschiedlichen Heizkraftwerken miteinander zu vergleichen. Dabei muss ein fiktiver Kondensationsteil angenommen werden. Beispiel 8.4: Äquivalente Kondensationsleistung und. -wirkungsgrad Bei einer Auskopplung von 19,8 MW 18-bar-Dampf und 61,7 MW 6 bar Dampf erzeugt das Kraftwerk in Entnahme-Kondensations-Mischbetrieb 35,1 MW Strom. Die Brennstoffwärmeleistung beträgt dabei 172,7 MW. Die StromverlustKennziffern betragen 0,237 bzw. 0,205 kWel/kWth. Zu ermitteln ist die äquivalente elektrische Kondensationsleistung des Kraftwerkes und der äquivalente Kondensationswirkungsgrad. Lösung:

Päqu, el.,.Kond. = 35,1 + 19,8 x 0,237 + 61,7 x 0,205 = 52,4 MW

Käqu., Kond .=

52,4 / 172,7 = 0,30

8.3.6 Beziehungen zwischen den Kennzahlen

In der Abb. 8.15 werden einige hilfreiche Beziehungen zwischen den Kennzahlen von Entnahme-Kondensationsprozessen abgeleitet. Dabei wird vorausgesetzt, dass die Anlage sowohl in 100% Kondensationsmodus als auch in 100% KWK-Modus betrieben werden kann (siehe Wärmeschaltbilder). Die Kennzahlen sind auf 1 MWh Wärmeauskopplung normiert. Der Brennstoffeinsatz ist in beiden Fällen gleich. Im Kondensationsmodus ist die Nutzenergie nur Strom. Die Stromerzeugung pkond ist gleich mit der Summe Stromkennzahl ı plus Stromverlust-Knnziffer ȕ, da keine Wärme ausgekoppelt wird, entsteht auch kein Stromverlust. Im KWKModus ist die Nutzenergie 1 MWh Wärme plus der KWK Strom pKWK . Er ist gleich mit der Stromkennzahl ı. Die Stromverlust-Kennziffer ȕ ist als Energie in der ausgekoppelten Wärme enthalten (siehe Flussdiagramme). Aus der Abbildung können folgende Beziehungen zwischen den Kennzahlen abgeleitet werden:

304


Der Brennstoffverbrauch ist in beiden Betriebsmodi gleich und beträgt:

V P EP K Kond

q Br

1V P

>kW@

K g , KWK

(8.11)

Obige Gleichung stellt eine notwendige Bedingung zwischen den Kennzahlen dar. Wenn die Gleichung nicht erfüllt wird, sind die Kennzahlen nicht korrekt ermittelt worden. q Br

V E K Kond

Entnahme-Kond.- HKW 100% Kond.- Modus Hochdruckdampf

Kondensat- Rauchgasabwärme Verluste

qBr Kondensations-Modus

Brennstoff q Br = ( V + E ) / K kond

HDTurbine

HochdruckKessel

p kond = V + E Kond-Strom

Kondturbine

G

pkond=

VE

q Br

q th = 0

1V K g , KWK

Entnahme-Kond.- HKW 100% KWK - Modus p KWK = V KWK-Strom

Hochdruckdampf

RauchgasVerluste

qBr Brennstoff q Br = Hochdruck(1 + V ) / K g, KWK Kessel

KWK- Modus

HDTurbine

Kondturbine

G

StromverlustKennziffer E

E

pKWK =ı

qth= 1MWh

q th = 1

Abb. 8.15: Beziehungen zwischen KWK-Kennzahlen

Durch Auflösung der Gleichung für den Brennstoffverbrauch ergeben sich die Formeln für die Stromkennzahl und die Stromverlust-Kennziffer.

VP

EP

K Kond E P u K g , KWK K g , KWK K Kond

>kWel / kWth@

K Kond 1 V V P ...>kWel / kWth@ K g , KWK

(8.12)

(8.13)


305

Es wird nochmals vermerkt, dass sich die Kennzahlen mit dem Index auf reinen Kondensationsbetrieb (bzw. Bypass-Betrieb), die mit KWK auf reinen KWK-Betrieb beziehen. Bei GT-HKW und Verbrennungsmotor-BHKW ist die StromverlustKennziffer praktisch gleich Null. Damit vereinfachen sich die notwendigen Beziehungen entsprechend. Bei solchen Anlagen muss immer gelten:

Kond

V

1V

K Kond

K g , KWK

(8.14)

Das Symbol KKond steht hier für ungekoppelte Stromererzeugung z.B. in Bypass-Betrieb oder über Hilfskondensator.

8.3.7 Richtwerte für Kennzahlen von KWK-Anlagen

8.3.7.1 Kennzahlen von Dampf-Entnahme-Kond.-Anlagen

In der Abb. 8.16 sind für 8 verschiedene Entnahme-Kondensationsanlagen mit unterschiedlichen Dampfparametern und elektrischen Leistungen die Kennzahlen ı, ȕ, KKWK und KKond durch Kreisprozessrechnungen ermittelt worden und werden in graphischer Form dargestellt. Hierzu noch folgende Erläuterungen: Die Stromkennzahl ıP ist in erster Linie vom Druck der Dampfauskopplung sowie von den thermodynamischen Prozessparametern bis zu der Wärmeauskopplung abhängig. Diese Parameter sind der Druck und die Temperatur des Frischdampfes und der Zwischenüberhitzung, die Anzahl der Vorwärmstufen und der innere Wirkungsgrad der Dampfturbine. Für den Gesamtwirkungsgrad Kg, KWK gilt das gleiche, er bleibt jedoch gleich, wenn sich der Auskopplungsdruck nicht ändert. Beide Kennzahlen sind unabhängig vom Kondensationsdruck. Die Stromverlust-Kennziffer ȕP dagegen ist im Wesentlichen vom Druck des ausgekoppelten Dampfes sowie vom Kondensationsdruck, aber nur unwesentlich von den Dampfparametern vor der Auskopplung abhängig. Die in der Abbildung angegebenen Stromverlust-Kennziffern gelten deshalb für den angegebenen Kondensationsdruck von 0,035 bar. Der Kondensationswirkungsgrad Käqu,Kond ist von allen Prozessparametern einschließlich Kondensationsdruck abhängig. Richtwerte für beide Wirkungsgrade Kg, kWK und Käqu.-Kond sind für die untersuchten Anlagen in der Tabelle unterhalb der Abbildungen angegeben.

306

8 Kraft-Wärme-Kopplung, Technik, Kostenaufteilung 1,00

Kondensationsdruck 0,035 bar Betriebskondensat 70°C, 100% Rückführung

Stromkennzahl kW el / kW

th

0,90

HKW 150 / 140 / 540

0,80

äquiv. Kond.-Leistung Frischdampfdruck

0,70

HKW 180 / 160 / 540/ ZÜ HKW 150 / 140 / 540 / ZÜ

0,60

Frischdampftemperatur HKW 130 / 110 / 530 HKW / 110 / 88 / 520 HKW 75 / 70 / 520 HKW 50 / 70 / 495

0,50 0,40

Zwischenüberhitzung

0,30 0,20

HKW 30 / 56 / 520 HKW 20 / 56 / 495

0,10

Vermerk: Reihenfolge der Anlagen wie in der Legendenblase und Pfeilrichtung

0,00 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Auskopplungsdruck bar

Stromverlust-Kennziffer kWel / kW th

0,35 HKW 180 / 160 / 540/ ZÜ HKW 150 / 140 / 540 / ZÜ

HKW 130 / 110 / 530 HKW / 110 / 88 / 520 HKW 75 / 70 / 520 HKW 50 / 70 / 495

0,30

0,25

HKW 30 / 56 / 520 HKW 20 / 56 / 495

0,20

0,15

HKW 150 / 140 / 540

0,10

äquiv. Kond.-Leistung Frischdampfdruck bar

gelten für Kondensationsdruck 0,035 bar Betriebskondensat 70°C, 100%Rückführung

Frischdampftemperatur °C

0,05 Zwischenüberhitzung

Vermerk: Reihenfolge der Anlagen wie in der Legendenblase und Pfeilrichtung 0,00 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16


KondensationsFrischdampfparameter bar / °C druck 56 / 495 56 / 520 70 / 495 70 / 520 88 / 520 110 / 530 140 / 540 160 / 540 ZÜ ZÜ bar äqu. Kondensationswirkungsgrad % 0,035 0,055 0,075 0,095 0,115 0,135 Ș

g, KWK

32,4 31,4 30,8 30,3 29,8 29,4 89,6

32,7 31,7 31,1 30,6 30,1 29,7 89,6

34,8 33,8 33,1 32,5 32,1 31,6 89,6

35,1 34,1 33,4 32,8 32,4 31,9 89,6

35,9 34,8 34,1 33,6 33,1 32,6 89,7

36,7 36,3 36,0 35,6 35,5 35,3 89,7

43,0 42,5 42,1 41,7 41,6 41,3 92,3

43,4 42,9 42,5 42,1 42,0 41,7 92,3

Quelle: Abgeleitet aus Kreisprozessrechnungen mit KPRO- Simulationssoftware Abb. 8.16: Kennzahlen von Dampfturbinen-Entnahme-Kond.-HKW


307

Mit Hilfe der angegebenen Kennzahlen können für die meisten in der Praxis vorkommenden Anwendungen Energiebilanzen mit vergleichsweise wenig Aufwand durchgeführt werden. Das wird in folgendem Beispiel für ein industrielles Heizkraftwerk demonstriert. Die Alternative hierzu wäre die Durchführung umfangreicher Kreisprozessrechnungen für mehrere Lastfälle und Bilanzierungen über mehrere Betriebsintervalle um praktisch das gleiche Ergebnis zu erzielen. Anmerkung: Wegen der gegenseitigen Abhängigkeit der Kennzahlen, wird empfohlen, eine der beiden Kennzahlen ı oder ȕ aus der Abbildung zu entnehmen und die zweite mit Hilfe der Formeln 9.12 und -9.13 zu berechnen. Für Auskopplungsdrücke bis ca. 3 bar kann die Stromverlustkennziffer mit ausreichender Genauigkeit nach folgender Formel ermittelt werden (siehe Beispiel 8.5):

EP

hE hKond K mTGG ´ hE hKond

>kWel / kWth@

(8.15)

Hierin bedeuten: hE: Enthalpie des ausgekoppelten Dampfes (kJ/kg) hKond: Enthalpie des Kondensationsdampfes (kJ/kg) h´Kond: Sättigungsenthalpie des Kondensats (kJ/kg) ȘmTGG: mechanischer Wirkungsgrad Turbine x Generator Beispiel 8.5: Überschlägige Berechnung der Kennzahlen Für den aus einer Entnahme bei 3 bar ausgekoppelten Dampf aus einer EntnahmeKondensationsanlage ist erst die Stromverlust-Kennziffer nach der Näherungsformel und anschließend die Stromkennzahl mit der genauen Formel zu ermitteln Parameter Gegeben Frischdampf Entnahme- Enthalpie h E 3 bar Kond.-Enthalpie h Kond 0,035 bar Sättigungsenthalpie h´ Kond.

164 °C 88%

Annahmen mech. Wirkungsgrad, Turbine-Generatorsat Ș m Kondenationswirkungsgrad Ș äqu,- Kond *) KWK-Gesamtwirkungsgrad Ș g, KWK *) Rechnung Stromverlustkennziffer, siehe Formel **) Stromkennzahl, siehe Formel **) *) In Anlehnung an Tabelle in Abb. 9.16

Einheit

Wert

bar / °C kJ / kg kJ / kg kJ / kg

70 / 520 2.791 2.257 112

% % %

95,0% 35,1% 89,6%

kWhel / kWhth kWhel / kWhth

0,189 0,333

308


**) Formeln:

EP

hE hKond K m,TGG hE h´Kond

VP

K Kond E P u K g , KWK K g , KWK K Kond

Beispiel 8.6: Leistungs- und Energiebilanz mit Hilfe von Kennzahlen Ein industrielles Heizkraftwerk wird stromgeführt mit konstanter elektrischer Leistung gefahren. Es wird Dampf in zwei Druckstufen ausgekoppelt. Die Benutzungsdauer für Strom und die für beiden Dampfsauskopplungen ist unterschiedlich. Zu erstellen ist die Energiebilanz mit Hilfe von Kennzahlen aus Abb. 8.16 Position Entnahme-Kond.-Mischbetrieb el. Leistung, Mischbetrieb, brutto el. Leistung, netto Auskopplung 12 bar, Höchstlast Auskopplung 6 bar, Höchstlast Brennstoffwärmeleistung Kennzahlen Stromverlustkennziffer, 12 bar Stromverlustkennziffer, 6 bar KWK-Gesamtwirkungsgrad el. Verlustleistung durch Auskopplung äqu.- el.-Kondensationsleistung, netto äqu.- el.- Kond.-Wirkungsgrad Stromkennzahl, 12 bar Stromkennzahl, 6 bar Energiebilanz Wärmeerzeugung 12 bar Dampf Wärmeerzeugung 6 bar Dampf Stromerzeugung Mischbetrieb, brutto Stromerzeugung Mischbetrieb, netto davon KWK-Strom davon ungekoppelter Strom el. Verlustarbeit der Auskopplung äqu.-el. Kond.-Arbeit, netto Brennstoffverbrauch, gesamt davon für ungekoppelten Strom davon für gekoppelte Erzeugung Energienutzungsgrad im Mischbetrieb

Formel 7.000 h/a 8,0% 6.000 h/a 3.500 h/a

Einheit

P el, M, brutto P el, M, netto Q 12 bar Q 6 bar Q Br

MWel MWel MWth MWth MWth

ȕ 12 bar ȕ 6 bar aus Abbildung 9.18 Ș g, KWK ǻP el = ß 12bar x Q 12bar + ß 6bar x Q 6bar P el.-äqu.-Kond = P el, M, netto + ǻP el Ș el, -äqu- Kond. = P el, äqu.-Kond / Q Br ı 12bar = (Ș Kond - ß 12bar x Ș g, KWK ) / (Ș g, KWK - Ș Kond ) ı 6bar = (Ș Kond - ß 6bar x Ș g, KWK ) / (Ș g, KWK - Ș Kond )

kWhel / kWhth kWhel / kWhth % MWel MWel % kWhel / kWhth kWhel / kWhth

W th , 12bar = Q 12bar x 6.000 W th , 6bar = Q 6bar x 3.500 W el, M, brutto = P el, M, brutto x 7.000 W el, M, netto = P el, M, netto x 7.000 W el, KWK = ı 12bar x W th, 12bar + ı 6bar x W th, 6bar W el.-Kond.-netto = W el, M, netto -W el, KWK ǻ W el = ß 12bar x W th, 12bar + ß 6bar x W th, 6bar W el, äqu.-Kond, netto = W el, M, netto + ǻ W el W Br = W Br, Kond + W Br, KWK W Br, Kond. = W el,-Kond.-netto / Ș el.-äqu.-Kond . W Br, KWK = ( W th, 12bar + W th, 6bar + W el, KWK ) / Ș g, KWK Ș Total =( W el.-M. netto + W th, 12bar + W th, 6bar) / W Br

MWhth / a MWhth / a MWhel / a MWhel / a MWhel / a MWhel / a MWhel / a MWhel / a MWhth / a MWhth / a MWhth / a %

aus Abbildung 9.16 aus Abbildung 9.17

Wert 100,0 92,0 104,2 103,1 430,1 0,274 0,239 89,7% 53,2 145,2 33,8% 0,164 0,220 625.467 360.680 700.000 644.000 182.104 461.896 257.580 901.580 2.670.587 1.368.189 1.302.398 61,0%

8.3.7.2 Kennzahlen von GuD-HKW

Sowohl bei Gasturbinen als auch bei GuD-Anlagen ist die Energieeffizienz stark von der Leistungsgröße, der Art der Technologie und des Brennstoffes sowie von den klimatischen Bedingungen am Standort (reference site conditions „RSC“) abhängig. Es ist deshalb empfehlenswert, die Kennzahlen für jeden Einzelfall durch Kreisprozessrechnungen zu bestimmen. Die Stromkennzahlen von GuD-Heizkraftwerken sind generell erheblich höher als die von Dampfturbinenanlagen, da die elektrische Leistung der dem Dampfprozess vorgeschalteten Gasturbinen hinzukommt. In der Abb. 8.17 werden für zwei Anwendungsfälle, einer größeren und einer kleineren GuD-Anlage, die in Kreisprozessen ermittelten Kennzahlen als Trendbetrachtung gezeigt, um ein Gefühl über die Größenordnung zu vermitteln.

8.3 Kennzahlen der gekoppelten Energieerzeugung große GuD: 2 GT x 46,5 MW + 1 DT 37 MW Frischdampf: 64 bar / 520 °C, unbefeuerter Zweidruck-Abhitzekessel kleine GuD: 2 GT x 7,25 MW + 1 DT 7 MW Frischdampf: 60 bar / 460 °C unbefeuerter Zweidruck - AHK

Stromkennzahl kWel / kWth

1,30

0,300 0,280 0,260

Stromverlust-Kennziffer

1,20

0,240

bei p kond = 0,35 bar 0,220

1,10

0,200

GuD 130 MW el 0,180

GuD 21,5 MWel 1,00

0,160

Stromkennzahl

0,90

0,140

ca. 10% bzw. 15% der Wärme wird bei der großen bzw. bei der kleinen GuD immer von der zweiten Druckstufe bei 4,5 bar ausgekoppelt

Stromverlust-Kennziffer kWel / kW th

1,40

309

0,120

0,80

0,100 1

2

3

5

7

10

12

16


Abb. 8.17: Kennzahlen von GuD-HKW, brutto

Aus der Abbildung ist zu ersehen, dass die Stromkennzahlen der größeren Anlage, bedingt durch den höheren elektrischen Wirkungsgrad der großen Gasturbine, erheblich höher sind. Die Stromverlust-Kennziffer ist in beiden Anlagen nahezu gleich, was auch plausibel ist, da nur die Dampfturbine am kalten Ende (Kondensationsteil) eine Rolle spielt. Aus demselben Grund ist der Kondensationswirkungsgrad weniger abhängig vom Kondensationsdruck in Vergleich mit Dampfturbinen-Heizkraftwerken. Der Gesamtwirkungsgrad ist, bedingt durch die höheren Abgasverluste von Gasturbinen, etwas niedriger als bei Dampfturbinen-Anlagen. Tabelle 8.2: Wirkungsgrad von GuD-Anlagen, brutto Kondensationsdruck bar

Kondensationswirkungsgrad

Ș äqu,

Kond

0,035 0,055 0,075 0,095 0,115 0,135

große GuD 53,3% 52,7% 52,2% 51,9% 51,6% 51,3%

kleine GuD 48,2% 47,5% 47,0% 46,7% 46,4% 46,1%

Ș g,- KWK

84,9%

80,2%

310


8.3.7.3 Kennzahlen von Motor- und Gasturbinen HKW

Die Kennzahlen von Verbrennungsmotor- und Gasturbinen HKW können in den meisten Fällen direkt den technischen Angaben der Hersteller oder der Packager entnommen bzw. leicht abgeleitet werden. Eine gute Zusammenstellung ist in den ASUE-Veröffentlichungen >Gasturbinen-Kenndaten@ und >BHKW-Kenndaten@ zu finden. Die nachstehenden Tabellen Tabelle 8.3 und Tabelle 8.4 zeigen die Kennzahlen ausgewählter Verbrennungsmotor-BHKW und Gasturbinen-Module als Orientierung. Die Angaben für Gasturbinen gelten für Normbezugsbedingungen nach DIN 4341 (Totaltemperatur 15°C, Totaldruck 1.013 mbar, relative Feuchte 60%). Einen sehr starken Einfluss auf die Gasturbinenleistung hat die Ansauglufttemperatur. Als Richtwert gilt 0,6 % Leistungsabfall pro Kelvin Temperaturerhöhung der Ansaugtemperatur. Tabelle 8.3: Kennzahlen ausgewählter EG-BHKW Motor-Fabrikat

Elektrische

Wärme-

Brennstoff-

elektrischer

Gesamt-

Strom-

Leistung

leistung

einsatz

Wirkungsgrad

wirkungsgrad

kennzahl kWel/kWth

Pel

QN

QBr

Șel

Șges

kW

kW

kW

%

%

Ford VSG 413

8

16

30

27%

80%

MAN GE 0824

33

58

100

33%

91%

0,569

MAN E 2866 E

52

87

157

33%

89%

0,598

0,500

MAN E 0825 E302

110

190

341

32%

88%

0,579

Caterpillar 14,6/6R

195

303

576

34%

86%

0,644

MTU G12V183

300

395

813

37%

85%

0,759

Deutz TBG 616 V12

404

572

1.137

36%

86%

0,706

Deutz TBG 616 V12K

525

636

1.346

39%

86%

0,825

MTU 12V 4000

960

1.127

2.475

39%

84%

0,852

Jenbacher J 616 GS-E02

1.944

2.100

4.817

40%

84%

0,926

Wärtsilä W18 V28SG

4.563

4.950

10.470

44%

91%

0,922

B+V 18 PC 2-5 V DFs

8.380

7.905

19.900

42%

82%

1,060

Tabelle 8.4: Kennzahlen ausgewählter EG-Gasturbinen-HKW Fabrikat

Elektrische

Wärme-

Brennstoff-

elektrischer

Gesamt-

Strom-

Leistung Pel 10/25

leistung QN (140 °C)

einsatz QBr 10/25

Wirkungsgrad Șel 10/25

wirkungsgrad Șges 10/25

kennzahl kWel/kWth

kW

kW

kW

%

%

Solar Saturn 20

1.166

2.660

4.902

23,8%

78,0%

0,44

Solar Centaur 40

3.380

6.060

12.400

27,3%

76,1%

0,56

Solar Mercury 50

4.025

3.700

10.228

39,4%

75,5%

1,09

Solar Taunus 60

5.030

8.360

17.020

29,6%

78,7%

0,60

Solar Taurus 70

6.990

10.260

21.800

32,1%

79,1%

0,68

Solar Mars 90

8.980

13.950

29.060

30,9%

78,9%

0,64

Solar Mars 100

10.340

16.150

32.720

31,6%

81,0%

0,64

Solar Titan 130

12.393

18.216

38.500

32,2%

79,5%

0,68

ABB GT 35

16.300

23.421

52.382

31,1%

75,8%

0,70

GE PG 5371 PA

25.890

47.339

92.280

28,1%

79,4%

0,55

Siemens 251 B11

44.990

71.038

142.968

31,5%

81,2%

0,63

GE PG 6561 B

39.250

62.933

124.350

31,6%

82,2%

0,62

Siemens V64.3 A

68.405

91.781

188.460

36,3%

85,0%

0,75

Index 10/25: Leistungsangaben für Einlassdruckverlust beim Filter und Auslassdruckverlust im Abhitzekessel in mbar

Q N (140°) : W ärmeleistung bei Abgasabkühlung auf 140 °C Quelle: ASUE-Veröffentlichung Gasturbinen-Kenndaten 1999 - Brennstoff Erdgas


311

8.3.8 Auflistung verwendeter Symbole bei den Kennzahlen

In der nachstehenden Tabelle werden die Symbole, die für die Kennzahlen verwendet wurden, aufgelistet: Tabelle 8.5: Verwendete Symbole und Indizes

Symbol

Bedeutung

Lateinische Großbuchstaben Elektrische Leistung in kW P Wärmeleistung in kW Q Energie oder Arbeit allgemein in kWh W Lateinische Kleinbuchstaben spezifische elektrische Leistung p spezifische thermische oder Brennstoffenergie q spezifische Energie oder Arbeit w Indizes äqu. Br el g Kond. KWK M P th Total W

Äquivalent (z.B. äqu. el. Kond.-leistung) Brennstoff (z.B. Brennstoffwärmeleistung) elektrisch (z.B. elektrische Leistung) Gesamt (z.B. Gesamtwirkungsgrad KWK) Aus ungekoppelter Erzeugung Aus gekoppelter Erzeugung Mischprozess, aus Mischbetrieb Leistungsbezogen Thermisch (z.B. Thermische Leistung) Gesamt beim Mischbetrieb (z.B. Wirkungsgrad) Arbeitsbezogen

Beispiel Pel, KWK Qth ; QBr Wel ; Wth ; WBr pel, KWK qth ; qBr wel ; wth Päqu., el, Kond. QBr ; WBr Pel ; Wel

Kg, KWK

Pel, Kond. Pel, KWK Pel, M ıP ; ȕP Qth

KTotal

ıW ; ȕW

Griechische Symbole Stromverlust-Kennziffer in kWel / kWth; kWhel / kWhth Ǻ

] K Ȉ

' Ȉ

Energienutzungsgrad Wirkungsgrad Stromkennzahl in kWel / kWth;. kWhel / kWhth Differenzzeichen Summenzeichen

312


8.4 Kostenaufteilungsverfahren Eine wesentliche Aufgabe bei der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von KWK-Anlagen ist die Zuordnung der Kosten sowie des Brennstoffaufwandes und der Emissionen auf die Koppelprodukte Strom und Wärme. Im wirtschaftswissenschaftlichem Sinne ist die Aufteilung der Kosten auf die Koppelprodukte nicht streng verursachungsgemäß möglich. Erst auf Basis zusätzlicher Aspekte, wie die Fokussierung auf dem Zweck der betrachteten KWK-Anlage, wird eine Kostenaufteilung sinnvoll. In diesem Sinne werden zur Kostenaufteilung zwischen den Koppelprodukten Strom und Wärme je nach Zweck der KWK-Anlage folgende Verfahren angewandt: x x x x

das Stromäquivalenzverfahren (auch Arbeitwertverfahren) das exergetische Verfahren das kalorische Verfahren das Restwertverfahren

Die ersten drei Verfahren bauen auf thermodynamischen Grundsätzen auf, das vierte Verfahren hat eine reine kommerzielle Basis. Das zu wählende Verfahren hängt in erster Linie von der Art und Größe sowie den Versorgungszweck der Anlage ab. Im Wesentlichen muss zwischen Anlagen, die vorrangig zur Stromerzeugung (Ohnehin-Kraftwerke) und solchen die vorrangig zur Wärmeerzeugung (Heizkraftwerke) errichtet werden, unterschieden werden. Im Folgenden werden die Verfahren beschrieben und ihre Anwendungsfälle diskutiert.Bei deren Anwendung ist die Kenntnis der im Abschnitt 8.3 beschriebenen Kennzahlen und deren Beziehungen untereinander erforderlich.

8.4.1 Das Stromäquivalenzverfahren (Arbeitswertverfahren)

Das Stromäquivalenzverfahren (auch Arbeitswertverfahren genannt) findet bei großen Heizkraftwerken, die vorrangig zur Stromerzeugung eingesetzt werden, sowie bei Wärmeauskopplung aus Großkraftwerken der öffentlichen Stromversorgung und bei GuD-Heizkraftwerken mit EntnahmeKondensationsturbinen Anwendung. Dieses Verfahren basiert auf der Vorstellung, dass diese Art von Kraftwerken vorrangig Stromerzeugungsanlagen sind. Wenn Wärme aus dem Prozess ausgekoppelt wird dann wird, entsprechend weniger Strom produziert. Die ausgekoppelte Wärme muss die Opportunitätskosten, d.h. die

8.4 Kostenaufteilungsverfahren

313

entfallenen Einnahmen aus der Minderproduktion von Strom, ausgleichen und wird dementsprechend bewertet. 8.4.1.1 Wärmeauskopplung aus Großkraftwerken

Am einfachsten ist die Anwendung des Verfahrens bei Wärmeauskopplung aus Großkraftwerken der öffentlichen Stromversorgung. Dabei wird im Wesentlichen die Stromverlust-Kennziffer ȕ der ausgekoppelten Wärme mit den spezifischen Stromgestehungskosten cel des Kraftwerkes für reinen Kondensationsstrom multipliziert, um die spezifischen Wärmegestehungskosten zu ermitteln.

cw = ȕ cel

(8.16)

Dabei werden Leistungs- und Arbeitskosten getrennt berechnet, weil die Stromverlust-Kennziffern und auch die Benutzungsdauer von Strom und Wärme unterschiedlich sein können. Der Rechengang ist in den beiden folgenden Beispielen gezeigt. Beispiel 8.7: Dampfauskopplung aus einem Großkraftwerk Aus einem Steinkohle-Großkraftwerk wird Dampf mit 6 bar/250 °C für einen Industriebetrieb ausgekoppelt. Zu berechnen sind die Gestehungskosten des ausgekoppelten Dampfes. Position

Formel

Einheit

Angaben Leistungskosten, Kond.-Strom

c L,el

€ / (kW*a)

117,00

Arbeitskosten, Kond.-Strom

c A,el

€ / MWh

21,00

Dampflieferung, Höchstlast

Q max

MW

Dampflieferung, Jahresarbeit

W th ȕ

MWh / a kWhel / kWht h

Dampfkosten *) Spez. Leistungskosten, Dampf

c L,D = ȕ x c L,el

€ / (kW*a)

Spez. Arbeitskosten, Dampf

c A,D = ȕ x c A,el

€ / MWh

C L,D = c L,D x Q max

T€ / a T€ / a

3.300,0 1.462,5

C A,D = c L,D x W th cD

T€ / a

1.837,5

€ / MWh

Stromverlustkennziffer, Dampf

Jahreskosten, Dampf davon Leistungskosten davon Arbeitskosten Durchschnittskosten, Dampf

Zahlenwert

50 350.000

*) ohne Kosten für Auskopplungseinrichtungen und Antransportleitung zum Fernwärmenetz

0,250

29,25 5,25

9,43

314


Beispiel 8.8: Zweistufige Fernwärmeauskopplung aus Großkraftwerk Aus dem gleichen Großkraftwerk wird ein Heißwasser-Fernwärmenetz mit Grundlastwärme versorgt. Das Fernwärmenetz wird mit gleitender Vorlauftemperatur zwischen 130°C und 70°C und einer quasi konstanten Rücklauftemperatur von 50°C betrieben. Das Heißwasser wird in zwei in Reihe geschalteten Heizkondensatoren mit ausgekoppeltem Dampf von 3 bar bzw. 1 bar aufgeheizt. Bei Höchstlast im Winter sind beide Heizkondensatoren im Betrieb und liefern je 50% der Wärme. Außerhalb der Spitzen wird der obere mit 3 bar-Dampf beaufschlagte Heizkondensator ausgeschaltet. Dadurch wird etwa 70% der Jahreswärme aus dem unteren 1 bar- und 30% aus dem oberen 3 bar-Heizkondensator geliefert. 130°C - 70°C

Fernwärmenetz

50 °C

Gesucht: Die Gestehungskosten der ausgekoppelten Wärme. Position

Formel

Einheit

Zahlenwert

c L,el c A,el Q max

€ / (kW*a)

117,00

€ / MWh

21,00

Angaben Leistungskosten, Strom Arbeitskosten, Kond.-Strom Wärmelieferung, Höchstlast davon aus unterem 1 bar- Heizkondensator

MW %

75 50%

W FW

MWh / a

Stromverlustkennziffer, 3 bar- Dampf

ȕ 3bar

% kWhel / kWht h

0,235

Stromverlustkennziffer, 1 bar-Dampf

ȕ 1bar

kWhel / kWht h

0,125

Leistung 50% 1 bar / 50% 3 bar

ȕ L =0,5xȕ 1bar + 0,5xȕ 3bar

kWhel / kWht h

0,180

Arbeit 70% 1 bar / 30% 3 bar

ȕ A =0,7xȕ 1bar + 0,3xȕ 3bar

kWhel / kWht h

0,158

c L,FW = ȕ L x c L,el c A,FW = ȕ A x c A,el C FW =C L,FW +C A,FW C L,FW =c L,FW x Q max C A,FW =c A,FW x W FW c FW

€ / (kW*a)

21,06

Wärmelieferung, Jahresarbeit davon aus unterem 1bar- Heizkondensator

525.000 70%

Fernwärmekosten *) Stromverlustkennziffer, gemittelt:

Spez. Leistungskosten Fernwärme Spez. Arbeitskosten Fernwärme

Jahreskosten, Fernwärme frei Kraftwerk davon Leistungskosten davon Arbeistkosten Durchschnittskosten, Fernwärme

*) ohne Kosten für Auskopplungseinrichtungen und Antransportleitung zum Fernwärmenetz

€ / MWh

3,32

T€ / a

3.321

T€ / a

1.580

T€ / a

1.742

€ / MWh

6,33


315

8.4.1.2 Wärmeauskopplung aus Entnahme-Kond.-HKW

Bei Entnahme-Kondensations-Heizkraftwerken, die für gleichzeitige Erzeugung im Mischbetrieb – sowohl für gekoppelte Erzeugung als auch für ungekoppelte Stromerzeugung – konzipiert sind, erfolgt die Kostenaufteilung im Wesentlichen in folgenden Schritten: x x x x x

Die Kennzahlen des Prozesses (el. Leistung im Mischbetrieb, Stromverlustkennziffer) werden ermittelt. der Entnahme-Kondensationsprozess wird zu einem „äquivalenten Kondensationsprozess“, wie in Abschnitt 8.3.5 beschrieben, umgewandelt. Die spezifischen Stromgestehungskosten des äquivalenten Kondensationsprozesses werden ermittelt. Anschließend erfolgt die Kostenaufteilung zwischen den Koppelprodukten nach dem Stromäquivalenzverfahren wie beschrieben. Eine Kontrollrechnung der Jahreskosten wird durchgeführt

In den meisten Fällen kann der Kondensationsteil der Turbine nicht den gesamten Frischdampf aus dem Kessel in reinem Kondensationsbetrieb aufnehmen, weil dieser nicht für die gesamte Menge dimensioniert ist. Wenn dies der Fall wäre, würde die Turbine im normalen Mischbetrieb ständig in Teillast betrieben werden. Insofern geschieht die Umwandlung zur äquivalenten Kondensationsanlage rein rechnerisch zum Zwecke der Kostenaufteilung, auch wenn im wirklichen Betrieb diese Fahrweise nicht möglich ist. In dem Beispiel 8.9 sind die einzelnen Rechenschritte in der Tabelle angegeben. Die Ermittlung der Jahreskosten erfolgte in separater Rechnung, sie werden hier der Einfachheit halber übernommen.

316


Beispiel 8.9: Wärmeauskopplung aus einem Industrie-Heizkraftwerk Aus einem Industriekraftwerk wird Dampf bei einem Druck von 12 bar und 6 bar ausgekoppelt und gleichzeitig Kondensationsstrom erzeugt. Zu ermitteln sind die spezifischen Energiegestehungskosten von Strom und Dampf. Umwandlung des Mischprozesses in einem äquivalenten Kondensationsprozess Position Entnahme-Kond.-Mischbetrieb (aus Kreisprozessrechnung) elektr. Leistung, brutto

Formel

Einheit

Wert

PB

MW

67,4

PN

MW

59,3

Auskopplung 12 bar

Q 12bar

MW

73,4

Auskopplung 6 bar

Q 6bar

MW

103,0

elektr. Leistung, netto

Energieerzeugung im Mischbetrieb (Berechnung mit Vollaststunden) WM Stromerzeugung Ent.-Kond, brutto 6.000 h/a

MWh / a

404.400

Wärmeerzeugung 12 bar-Dampf

5.500 h/a

W th, 12 bar

MWh / a

403.700

Wärmeerzeugung 6 bar-Dampf

7.000 h/a

W th,6 bar

MWh / a

721.000

Kennzahlen KWK, brutto Stromverlust-Kennziffer, 12 bar

ȕ 12 bar

kWhel / kWhth

0,252

Stromverlust-Kennziffer, 6 bar

ȕ 6 bar

kWhel / kWhth

0,218

P äqu.,Kond PN

MW MW

100,3 59,3

Äquiv. Kond.-leistung, 12 bar-Dampf

P äqu., 12 bar = ȕ 12bar x Q 12bar

MW

18,5

Äquiv. Kond.-leistung, 6 bar-Dampf äquivalente Stromerzeugung Stromerzeugung, Entnahme-Kond., netto

P äqu, .6 bar = ȕ 6bar x Q 6bar W äqu.,Kond W MN

MW MWh / a MWh / a

22,5 614.710 355.800

W äqu, .12 bar = P äqu., 12bar x 5.500

MWh / a

101.732

W äqu, .6 bar = P äqu., 6bar x 7.000

MWh / a %

157.178 31,8%

T€ /a T€ / a

41.860 24.750

CV

T€ / a

17.110

Äquivalente Stromerzeugung, netto Äquiv. Kond.-leistung, netto

Leistung in Mischbetrieb, netto

äquiv. Kond.-Arbeit, 12 bar-Dampf äquiv. Kond.-Arbeit, 6 bar-Dampf äquivalenter el. Kond.-Wirkungsgrad, netto

Kostenaufteilung und Ermittlung der spezifischen Kosten Jahreskosten im Mischbetrieb (aus separater Rechnung) CF Jährliche Fixkosten Jährliche variable Kosten Stromgestehungskosten äquivalenter Kond.-Betrieb Leistungskosten Arbeitskosten Mischkosten, Strom

c L,el = C F / P äqu.,Kond

€ / (kW*a)

246,88

c A,el = C V / W äqu.,Kond

€ / MWh € / MWh

27,83 68,98

6.000 h/a

Wärmegestehungskosten Leistungskosten, 12 bar-Dampf

c L, D = ȕ 12bar x c L,el

€ / (kW*a)

62,21

c A, D = ȕ 12bar x c A,el

€ / MWh € / MWh

7,01 18,33

Leistungskosten, 6 bar-Dampf

c L, D = ȕ 6bar x c L,el

€ / (kW*a)

53,82

Arbeitskosten, 6 bar-Dampf Mischkosten, 6 bar-Dampf

c A, D = ȕ 6bar x c A,el

€ / MWh € / MWh

6,07 13,76

Arbeitskosten, 12 bar-Dampf Mischkosten 12 bar-Dampf

5.500 h/a

7.000 h/a


317

8.4.2 Das Exergie-Verfahren

Das Exergieverfahren zur Kostenaufteilung ist praktisch für jeden Anwendungsfall geeignet. Es wird allerdings bei Energiesystemen, bei denen Energieströme aus mehreren Prozessen in das System einfließen, wie bei Sammelschienen-Kraftwerken sowie bei Gegendruck-Heizkraftwerken, bevorzugt angewandt. Als Exergie (siehe hierzu auch Abschnitt 5.2.1.9 „Basiswissen Thermodynamik“) wird die Fähigkeit einer Energieform, mechanische Energie zu erzeugen, bezeichnet. Exergie kann in jede andere Energieform umgewandelt werden. Die Einheit der Exergie ist die gleiche wie die der Energie, d.h. kJ bzw. kWh. Elektrische Energie z.B. kann quasi in die gleiche Menge mechanische Energie oder Wärmeenergie umgewandelt werden. Eine kWh elektrische Energie ist gleich mit einer kWh Exergie. Das Kondensat eines Kraftwerkes dagegen mit einer Temperatur von etwa 30°C enthält zwar eine große Menge Energie, bei einem 500 MW-Kraftwerk sind dies ca. 560 MWh/h, diese Energie hat aber so gut wie keine Arbeitsfähigkeit mehr, weil sie mit Umgebungstemperatur anfällt. Ihre Exergie ist deshalb praktisch gleich Null. Bei der Umwandlung von Energieformen spielt die Umgebung die entscheidende Rolle. Bei Umgebungsbedingungen ist die Exergie aller Stoffströme gleich Null. In Zusammenhang mit der Kostenaufteilung ist die Exergie von Dampf, Wasser und Luft relevant. Die Formel zur Berechnung der Exergie dieser Energieträger lautet: Exergie:

e

h hu Tu ( s su )

>kJ/kg@

(8.17)

Hierin bedeuten: h: Enthalpie des Energieträgers im aktuellen Zustand (kJ/kg) hu: Enthalpie des Energieträgers bei Umgebungsbedingungen bzw. beim Bezugszustand für die Exergie (kJ/kg) Tu: Temperatur der Umgebung bzw. des Bezugszustandes für die Exergie (K) s: Entropie des Energieträgers im aktuellen Zustand (kJ/kg K) su: Entropie des Energieträgers bei Umgebungsbedingungen bzw. beim Bezugszustandes für die Exergie (kJ/kg K)

Die Werte für die Enthalpie und die Entropie können aus Dampftafeln oder aus spezieller Software entnommen werden. Als Bezugspunkt zur Berechnung der Exergien wird der Arbeitsmittelzustand mit dem niedrigsten Energieniveau im Prozess gewählt. Das ist meistens der Zustand mit der niedrigsten Temperatur, wie z.B. die Temperatur des Kondensats. Die Exergie im Bezugspunkt ist Null, alle anderen Zustände im Prozess besitzen eine positive Exergie.

318


Bei der Kostenaufteilung nach dem Exergieverfahren wird die Exergie der einzelnen Koppelprodukte ermittelt, aufsummiert und die Kosten des Systems werden dann entsprechend den Exergieanteilen der einzelnen Koppelprodukte an der Gesamtexergie aufgeteilt. Im Einzelnen geschieht die Kostenaufteilung in folgenden Schritten: x x x x x

Ermittlung der Jahreskosten der Anlage Ermittlung der spezifischen Exergie der Koppelprodukte Aufstellung der Exergie-Leistungsbilanz für alle Koppelprodukte und Ermittlung ihres Anteils an der Gesamtexergie Aufstellung der Exergie-Energiebilanz für alle Koppelprodukte und Ermittlung ihres Anteils auf die Gesamtexergie Aufteilung der Jahreskosten auf die einzelnen Koppelprodukte entsprechend ihrem Anteil an der Gesamtexergie

Im folgenden Beispiel wird für das nachstehend dargestellte GuDHeizkraftwerk eine Kostenaufteilung nach dem Exergieverfahren gezeigt. 65

bar / 500 °C

35,10 3417 65 500

EG

243,8 MW

12,2 MW 279

321 305

279

# 595 542 °C

4,5

bar / 180 °C G

6,59 2811 4,5 178

AbhitzeKessel 2 GT

28,15 12 279

G

131 127

70

MW

15°C

23

358

25,0 t / h 20,4 MW 23 bar / 358 °C

41,69 293

74,0 # 105

101,3 t/h 79,0 MW 12 bar / 284 °C

0,00 2811 kg/s kJ/kg bar

3012 284

6,94 3.150

°C

41,69 293 70

19,8 t/h 14,4 MW 5 bar / 178 °C

Abb. 8.18: Vereinfachtes Wärmeschaltbild GuD-HKW Beispiel 8.10: Exergetische Kostenaufteilung für GuD-HKW Leistungsdaten und thermodynamische Parameter werden Abb. 8.18 entnommen. Die Jahreskosten wurden separat berechnet und werden zum Zwecke der Aufteilung übernommen. Die Aufteilung wird nachstehend in Tabellenform gezeigt.


319

Ermittlung der spezifischen Exergie des Dampfes Druck bar

Position

Temp. °C

Enthalpie kJ/kg

Entropie kJ/kg*K

Exergie kJ/kg

Dampfauskopplung 23 bar Dampf 23,0 12 bar Dampf 12,0 4,5 bar Dampf 4,5 Exergienullpunkt, Kondensat *) 1,0 *) Kondensatrückführung 70%/70°C, Zusatzwasser 15°C

358 284 178 54

3.150 3.012 2.811 224

6,92 6,97 7,01 0,75

912 756 542 -

Exergie-Leistungsbilanz Position Strom,brutto Strom, netto *) 23 bar Dampf 12 bar Dampf 4,5 bar Dampf

Dampfwärme MWh/t 0,818 0,780 0,724

-

Summe *) Stromeigenverbrauch

Höchstlast t/h 25,0 101,3 19,8

Höchstlast MW 86,2 83,7 20,4 79,0 14,4

Exergie MW 83,7 6,3 21,3 3,0

Exergieanteil 73,2% 5,5% 18,6% 2,6%

146,2

197,5

114,3

100,0%

Energie MWh/a 689.907 669.209 153.370 553.043 64.657

Exergie MWh / a 669.209 47.519 148.920 13.456

Exergieanteil **) 76,1% 5,4% 16,9% 1,5%

1.440.279

879.104

100,0%

Arbeitskosten **) Gesamt spezifisch T€ / a € / MWh 22.179 33,14 1.575 10,27 4.935 8,92 446 6,90

Mischkosten € / MWh 43,81 13,79 12,21 10,84

3,0%

Exergie-Energiebilanz Position Strom,brutto Strom, netto *) 23 bar Dampf 12 bar Dampf 4,5 bar Dampf

Vollaststunden h/a 8.000 8.000 7.500 7.000 4.500

-

Summe *) Stromeigenverbrauch

Dampfmenge t/a 187.500 709.424 89.323

986.247

3,0%

Aufteilung der Energiegestehungskosten Position Strom 23 bar Dampf 12 bar Dampf 4,5 bar Dampf

Summe ***)

Leistungskosten *) Gesamt spezifisch T€ / a € / (kW*a) 7.139 85,34 541 26,44 1.816 22,98 255 17,76

9.750

-

29.135

-

-

*) Verteilt auf Basis der Exergieanteile aus Exergie-Leistungsbilanz **) Verteilt auf Basis der Exergieanteile aus Exergie- Energiebilanz ***) Jahreskosten in separater Rechnung ermittelt

8.4.3 Das kalorische Verfahren

Beim kalorischen Verfahren wird die thermodynamische Wertigkeit der Energie außer Acht gelassen. Unabhängig davon, ob es sich um elektrische oder thermische Energie handelt, wird sie monetär gleich bewertet. Das führt dazu, dass Strom bei der Kostenaufteilung wesentlich niedriger und Wärme wesentlich höher bewertet wird. Auch die Druckstufe des ausgekoppelten Dampfes spielt bei der Bewertung keine Rolle. Bei der Aufteilung der Brennstoffkosten wird Wärme so behandelt, als ob sie in einem Kessel ohne KWK erzeugt würde. Sie bekommt keinerlei KWK-Vorteil. Wenn auch die fixen Kosten nach demselben Verfahren

320


aufgeteilt werden, wird sie dann mit unverhältnismäßig hohen Kosten belastet. Der gesamte KWK-Vorteil kommt dem Strom zugute. Das Verfahren findet oft bei Industriebetrieben Anwendung, die eine KWK-Anlage betreiben und die Energiekosten bei der internen Verrechnung den Produkten zuordnen. Der Grundgedanke ist dabei, dass die Wärme ohnehin vor Ort erzeugt werden muss, i.d.R. in normalen Kesselanlagen; der Strom dagegen muss von außen beschafft werden. KraftWärme-Kopplung ist nur dann sinnvoll, wenn der Strom kostengünstiger, verglichen zum Fremdbezug, erzeugt werden kann. Die Vorgehensweise bei der Kostenaufteilung ist ähnlich dem Exergieverfahren mit dem Unterschied, dass der Schlüssel zur Kostenaufteilung nicht die Exergie-, sondern die Energieanteile sind. Im Einzelnen geschieht das in folgenden Schritten: x x x x

Kreisprozessrechnung zur Ermittlung der Prozessparameter Ermittlung der jährlichen Kosten Erstellung einer Leistungs- und Energiebilanz und Ermittlung der Energieanteile der Koppelprodukte bei der Leistung und Arbeit Kostenaufteilung auf Basis der Anteile der einzelnen Koppelprodukte bei der Leistung und Arbeit.

Wie aus Beispiel 8.11 zu ersehen ist, sind sowohl die spezifischen Leistungs- als auch die Arbeitskosten für alle Koppelprodukte gleich. Die Abweichungen bei den Mischkosten kommen durch die unterschiedlichen Vollbenutzungsstunden zustande. Beispiel 8.11: kalorische Kostenaufteilung für ein GuD-HKW Für das in Abb. 8.18 dargestellte GuD-HKW soll die Kostenaufteilung nach der kalorischen Methode vorgenommen werden. Die erforderlichen Ergebnisse aus der Kreisprozessrechnung sind in der Abbildung angegeben. Die Jahreskosten wurden in einer separaten Rechnung ermittelt und werden zum Zwecke der Kostenaufteilung übernommen. Leistungs- und Energiebilanz HöchstPosition last MW Strom,brutto 86,2 Strom, netto *) 83,7 23bar Dampf 20,4 12bar Dampf 79,0 4,5bar Dampf 14,4 Summe 197,5 *) Stromeigenverbrauch

Leistungsanteil % 42,4% 10,4% 40,0% 7,3% 100,0% 3,0%

Vollast stunden h/a 8.000 8.000 7.500 7.000 4.500 -

Energieerzeugung MWh/a 689.907 669.209 153.370 553.043 64.657 1.440.279

Arbeitsanteil % 46,5% 10,6% 38,4% 4,5% 100,0%


321

Aufteilung der Energiegestehungskosten Position Strom 23bar Dampf 12bar Dampf 4,5bar Dampf Summe ****)

Leistungskosten *) Gesamt spezifisch T€ / a € / (kW*a) 4.130 49,37 1.010 49,37 3.901 49,37 709 49,37 9.750 -

Arbeitkosten **) Gesamt spezifisch T€ / a € / MWh 13.537 20,23 3.102 20,23 11.187 20,23 1.308 20,23 29.135

Mischkosten ***) € / MWh 26,40 26,81 27,28 31,20 -

*) Verteilt auf Basis der Leistungsanteile aus der Leistungsbilanz **) Verteilt auf der Basis der Energieanteile aus der Energiebilanz ***) bezogen auf die Energieerzeugung aus Leistungs- und Energiebilanz ****) Jahreskosten in separater Rechnung ermittelt

8.4.4 Das Restwertverfahren

8.4.4.1 Beschreibung des Verfahrens

Bei den ersten drei beschriebenen Verfahren werden die Kosten zwischen den Koppelprodukten aus thermodynamischer Sicht aufgeteilt. Wenn z.B. von einem Kraftwerk Wärme ausgekoppelt wird, wird dadurch durch die Auskopplung eine Stromeinbuße verursacht. Der Verursacher Wärme muss mit den entsprechenden Kosten belastet werden bzw. muss die entfallenen Stromerlöse ausgleichen. Dabei wird allerdings außer Acht gelassen, ob die den Produkten zugewiesenen Kosten ihrem Marktwert entsprechen bzw. ob sie auf dem Markt kostendeckende Einnahmen erzielen können. Ob die der Wärme zugewiesenen Kosten auch marktfähig sind, wird nicht analysiert. Wenn die Kostenaufteilung betriebsinternen Zwecken dient, gilt dies analog, d.h. es wird nicht untersucht, ob die zugewiesenen Kosten den Opportunitätskosten entsprechen wenn die Produkte auf andere Weise, z.B. auf dem Energiemarkt, beschafft würden. Das Restwertverfahren hat dagegen eine reine kommerzielle Basis. Aus den Gesamtkosten der gekoppelten Erzeugung werden die Opportunitätskosten des einen der beiden Produkte abgezogen und der Restbetrag wird dem zweiten Produkt zugewiesen. In den meisten Fällen sind dies die durch die Koppelproduktion vermiedenen Strombezugskosten, sie werden als Stromgutschrift eingesetzt und der Restkostenträger ist die Wärme. Kostenaufteilung nach dem Restwertverfahren Gesamtkosten der gekoppelten Erzeugung ./. Stromgutschrift = Restkosten gleich Wärmekosten

322


Die Grundüberlegung ist dabei, dass der Nutzer seinen Strom alternativ auf dem Energiemarkt beschaffen kann. Für die Wärme kommt i.d.R. nur Eigenerzeugung in Frage. Wenn die der Wärme zugewiesenen Restkosten niedriger sind als die Eigenerzeugungskosten, dann ist die gekoppelte Erzeugung insgesamt vorteilhafter verglichen mit Stromfremdbezug und Wärmeeigenproduktion. Das Verfahren gibt somit auch Aufschluss über die absolute Wirtschaftlichkeit der gekoppelten Erzeugung. Das Restwertverfahren wird zur Kostenaufteilung bei Heizkraftwerken angewendet, die vorrangig der Wärmeerzeugung dienen und Wärme als Hauptprodukt produzieren. Ein vermeintlicher KWK-Kostenvorteil soll der Wärme zugute kommen. Solche Anlagen werden hauptsächlich bei Nahwärmenetzen oder kleineren bis mittleren Fernwärmenetzen eingesetzt. Die Fernwärmegestehungskosten müssen kostengünstig sein, damit sie die hohen Kosten der Fernwärmeverteilung ausgleichen können, so dass die Fernwärme zur dezentralen Wärmeversorgung wettbewerbsfähig ist. Anzumerken ist, dass das Restwertverfahren oft sehr niedrige oder sogar negative Werte für den Restkostenträger ergeben kann. Dies kann bei niedrigen Brennstoffpreisen und gleichzeitig hoher Stromgutschrift der Fall sein. Beispielsweise werden die Restkosten für die Wärme bei einem Klärgas-BHKW negativ, wenn der Preis des im Klärwerk ohnehin anfallenden Gases auf Null gesetzt wird. Auch bei einem GuD-HKW kann es leicht vorkommen, dass die Restkosten bei niedrigen Erdgaspreisen negativ werden. Wenn sich die Verhältnisse umkehren – d.h. hohe Brennstoffkosten bei niedriger Stromgutschrift – kann dies sehr hohe Restkosten für die Wärme zur Folge haben. Wenn die Kostenaufteilung getrennt nach Leistungs- und Arbeitskosten erfolgt, kann auch vorkommen, dass sich für eine der beiden Kostenarten negative Werte ergeben. In solchen Fällen sollte besser das Exergieverfahren Anwendung finden. Die Höhe der Stromgutschrift ist von ausschlaggebender Bedeutung für die Wirtschaftlichkeit von Heizkraftwerken. Sie setzt sich zusammen aus: Stromgutschrift Leistungsgutschrift = vermiedene Leistungskosten in kW x Leistungspreis in €/(kW*a) Arbeitsgutschrift = vermiedene Arbeitskosten in kWh x Arbeitspreis in €/kWh

Die Festlegung der Arbeitsgutschrift bereitet in der Regel keine Schwierigkeiten. Es müssen gegebenenfalls unterschiedliche Arbeitspreise für Hoch- und Niedertarifzeiten beachtet werden.


323

Eine Festlegung der Leistungsgutschrift im voraus ist jedoch oft kompliziert. Als Verrechnungsleistung gilt die höchste Leistungsinanspruchnahme während der Messperiode von ¼ Stunde im Jahr (bei manchen Verträgen auch im Monat). Damit für ein Heizkraftwerk die volle Leistungsgutschrift zum Ansatz kommen kann, muss seine volle Leistung zu jeder Zeit, in der Strombezugsspitzen auftreten können, zur Verfügung stehen. Bei Heizkraftwerken, die wärmegeführt betrieben werden, wird dies nicht ohne weiteres der Fall sein. Da Wärme- und Stromspitzen nicht unbedingt gleichzeitig auftreten, kann eine verminderte Leistungsgutschrift die Folge sein. Wenn der Strom als Block vom Strommarkt eingekauft wird, müssen Leistungskosten für die Netznutzungsentgelte bezahlt werden. In der nachstehenden Tabelle 8.6 wird gezeigt, dass für das BHKW bestehend aus 3 Modulen mit jeweils 500 kW elektrischer Leistung eine Stromgutschrift für elektrische Leistung von max. 1.055 kW anstatt 1.500 kW zum Ansatz kommen kann. In den Monaten Mai bis August wird wegen des niedrigen Wärmebedarfs nur ein Modul betrieben. Der höchste Leistungsbezug aus dem Netz tritt im Mai auf, obwohl die Last in diesem Monat niedriger ist als in den Wintermonaten. Tabelle 8.6: Monatlicher Lastgang und Stromgutschrift für BHKW Höchstlast

BHKW Leistung kWel kWel Jan. 1.500 4.555 Feb. 4.450 1.500 Mrz 4.400 1.000 Apr 4.350 1.000 Mai 4.000 500 Jun 3.980 500 Jul 3.950 500 Aug 3.850 500 Sep 4.125 1.000 Okt 4.330 1.500 Nov 4.470 1.500 Dez 4.530 1.500 Max. Leistungsbezug ohne BHKW in kW el Monat

Leistungbezug vom Netz kWel 3.055 2.950 3.400 3.350 3.500 3.480 3.450 3.350 3.125 2.830 2.970 3.030 4.555

Max. Leistungsbezug mit BHKW in kW el

3.500

Leistungsgutschrift in kW el

1.055

Heizkraftwerke mit zwei Freiheitsgraden, wie Entnahme-Kondensationsanlagen oder Anlagen, bei denen Bypass-Betrieb möglich ist, können i.d.R. eine volle Leistungsgutschrift erzielen, sofern sie während der Zeit

324


in der Stromspitzen auftreten können, stromorientiert betrieben werden. Allerdings sind die Gestehungskosten für den ungekoppelten Strom bei solchen Anlagen relativ hoch, sodass bei längerer ungekoppelter Fahrweise der Vorteil der Leistungskosteneinsparung aufgezehrt werden kann. Eine energieeffizientere Möglichkeit, um kurze Leistungsspitzen abzufangen, ist auch der Einsatz von Wärmespeichern. Die Wärmespeicher werden beim Auftreten von Stromspitzen und gleichzeitig niedriger Wärmelast aufgeladen und in der Strom-Schwachlastzeit wieder entladen. Zu beachten ist allerdings, dass auch Erdgas bisher mit einem Leistungs- und einem Arbeitspreis verkauft wird (bzw. statt Leistungspreis Netznutzungsentgelt). Wenn Strom- und Gasbezugsspitzen gleichzeitig auftreten und das HKW ungekoppelten Strom erzeugt, um die Stromspitze abzufahren, kann es vorkommen, dass auf der Gasseite zusätzliche Leistungsbezugskosten anfallen und der Vorteil der Stromleistungskosteneinsparung dadurch vermindert wird. Erdgaslieferverträge, bei denen der „maximale Tagesbezug“ im Abrechnungsjahr als Verrechungsleistung gilt, sind günstiger als solche, bei denen die „Stundenhöchstlast“ als Verrechnungsleistung gilt. Gaslieferanten bieten gewöhnlich nur eine der beiden Vertragsvarianten an. Fraglich ist jedoch ob es im Zuge der weiteren Liberalisierung des Marktes beide Vertragsvarianten weiter angeboten werden können oder nur die für KWK-Anlagen ungünstigere mit dem Stundenarbeitspreis bzw. NNE bleibt. Bei kommunalen KWK-Anlagen wird üblicherweise immer die Wärme als Restkostenträger gewählt. Bei Industriebetrieben dagegen wird meistens der Strom als Restkostenträger zur internen Kostenaufteilung zugrundegelegt. Die Überlegung ist dabei, dass die Wärme ohnehin erzeugt werden muss und zwar in konventionellen Dampfkesseln. Wenn KraftWärme-Kopplung eingeführt wird, dann sollte der Vorteil konsequenterweise dann dem Strom zugute kommen. Beispiel 8.12: Wärmegestehungskosten eines kommunalen BHKW Ein kommunales Versorgungsunternehmen bezieht Strom vom Markt auf der Basis von Jahres-, Wochen- und Tagesfahrplänen und betreibt ein BHKW, welches ins Mittelspannungsnetz einspeist. Das BHKW wird bei Stromspitzen und niedriger Wärmelast im Bypass betrieben, so dass seine gesamte elektrische Leistung als gesichert angesehen werden kann. Zu ermitteln sind die Stromgutschrift und die Wärmegestehungskosten nach dem Restwertverfahren.

8.4 Kostenaufteilungsverfahren Position Leistungsdaten Elektrische Leistung, netto (2 Module) Thermische Leistung Brennstoffwärmeleistung Energiebilanz Stromerzeugung *) 6.000 h/a W ärmeerzeugung 5.500 h/a Brennstoffverbrauch, in Hu 6.000 h/a Wirtschaftliche Eckdaten Erdgaspreis in Hu Strombezugspreis **) Netznutzungsentgelte (NNE): Leistung Arbeit Jahreskosten Fixe Kosten (in separater Rechnung ermittelt) Brennstoffkosten Z wischensumme Stromgutschrift Vermiedener Strombezug Vermiedene NNE, Leistung Vermiedene NNE, Arbeit Z wischensumme Spezifische Stromgutschrift Restkosten, Wärme Leistungskosten ***) Arbeitskosten ***) spezifische W ärmekosten

Einheit

325

Wert

kW kW kW

997 1.502 2.836

MW h / a MW h / a MW h / a

5.982 8.261 17.016

€ / MW h € / MW h

19,50 39,00

€ / (kW *a) € / MW h

63,00 4,00

T€ / a T€ / a T€ / a

176,0 331,8 507,8

T€ / a T€ / a T€ / a T€ / a € / M Wh T€ / a € / (kW *a) € / MW h € / MW h

233,3 62,8 23,9 320,0 53,50 187,8 43,33 14,85 22,73

*) 500 h/a in Bypassbetrieb **) Beschaffung aufgrund von Fahrplänen, ohne Leistungspreis ***) Zuordnung nach dem Verhältnis fixe Kosten bzw. Brennstoffkosten zu Gesam tkosten

8.4.4.2 Berücksichtigung der Druckstufe der Auskopplung

Beim Restwertverfahren wird die thermodynamische Wertigkeit der Koppelprodukte nicht berücksichtigt. Wird der Dampf aus unterschiedlichen Druckstufen ausgekoppelt, spielt dies zunächst für die Kostentrennung keine Rolle. Wie bei den thermodynamischen Verfahren gezeigt wurde, ist der Auskopplungsdruck kostenrelevant, weil bei höherem Auskopplungsdruck weniger KWK-Strom produziert wird. Bei Entnahme-Kondensations-Heizkraftwerken mit Wärmeauskopplung in mehreren Druckstufen wird folgendes Verfahren zur Kostenaufteilung, vorgegangen, welches auch die Höhe der Druckstufe bei der Kostenaufteilung berücksichtigt. Hierbei wird generell in zwei Schritten: x

Im ersten Schritt wird die Kostenaufteilung zwischen Strom und Wärme ohne Berücksichtigung der Druckstufe der Auskopplung vorgenommen.

326

x


Im zweiten Schritt werden die der Wärme zugewiesenen Restkosten unter Berücksichtung der Druckstufe der Auskopplung entsprechend angepasst. Dabei werden die Stromverlust-Kennziffern zu Hilfe genommen.

Folgende Rechenschritte sind erforderlich. Da der Rechengang relativ komplex ist, empfiehlt es sich zum besseren Verständnis auch Beispiel 8.13 nachzuvollziehen: 1. Ermittlung der Jahresstromerzeugung in Mischbetrieb Wel und der Wärmeerzeugung Wth.-i in MWh/a detailliert nach jeder Druckstufe. 2. Ermittlung der Stromverlustarbeit in 'Wel.-i in MWh/a für jede Auskopplung mit Hilfe von Stromverlust-Kennziffern ȕi (zu entnehmen z.B. aus Abb. 8.16 nach der Formel: 'W el.-i = ȕixWth.-i 3. Ermittlung der gesamten Restkosten der Wärme nach Stromgutschrift CW, gesamt in €/a zuerst ohne Berücksichtigung der Druckstufe. 4. Ermittlung der spezifischen Kosten der Wärme der einzelnen Auskopplungen unter Berücksichtigung der Druckstufe nach der Formel:

cw,i

CW , gesamt 'Wel.i u Wth.i 6 ('Wel.i )

>€ / MWh@

(8.18)

Darin bedeuten: cW,i : spezifische Kosten der Wärme aus der Auskopplung i Gesamtkosten der Wärme nach Stromgutschrift CW, gesamt : 'Wel.-i:: Stromverlust-Arbeit durch die Auskopplung i 6 ('Wel.-i): Gesamtstromverlustarbeit Wth.-i: thermische Arbeit aus der Auskopplung i

8.5 Wahl des Kostenaufteilungsverfahrens Aus der Beschreibung der Verfahren und an den gezeigten Beispielen ist zu erkennen, dass das Verfahren zur Kostenaufteilung nicht frei wählbar ist. Bei der Wahl des Kostenaufteilungsverfahrens gelten grundsätzlich folgende Kriterien: x x

Bei Großanlagen, die primär zur Stromerzeugung gebaut und betrieben werden, ist das Stromäquivalenzverfahren am besten geeignet. Das Exergie-Verfahren wird bei größeren Anlagen ohne Kondensationsturbinen (Gegendruckanlagen) und bei Sammelschienen-Heizkraftwerken als Ersatz zum Stromäquivalenzverfahren angewandt.

8.5 Wahl des Kostenaufteilungsverfahrens

x x

327

Die Anwendung des kalorischen Verfahrens kann nur in Ausnahmefällen erfolgen und dann auch nur in abgewandelter Form. Das Restwertverfahren findet bei Anlagen, die primär der Wärmeversorgung dienen und deren Stromgestehungskosten hoch sind im Vergleich zu den gleichwertigen Fremdstrombezugkosten, Verwendung.

Die nachstehende Tabelle gibt eine Übersicht über die Wahl des am besten geeigneten Kostenaufteilungsverfahrens. Tabelle 8.7: Wahl der Kostenaufteilungsverfahren nach Anlagentyp Anlagentyp Großkraftwerk, Stromwirtschaft Großes DampfturbinenEntnahme- Kondensations-HKW Sammelschienen HKW Grosses DampfturbinenGegendruck- HKW Kleines DampfturbinenGegendruck- HKW GuD-Entnahme-KondensationsHKW Grosses GuD-Gegendruck- HKW Kleines GuD-Gegendruck- HKW Gasturbinen-HKW Verbrennungsmotor-BHKW

Stromäquivalenz

Exergie

Kalorisch

Restwert

9 9 9 9

9 9

9 9 9 (9 )

9 9 9

Hervorzuheben ist, dass die Kostenaufteilung nicht mit der Preisgestaltung zu verwechseln ist. Zweck der Kostenaufteilung ist es, in erster Linie die Gestehungskosten für die KWK-Produkte entsprechend dem Zweck der KWK-Anlage sinnvoll zuzuordnen. Bei der Preisgestaltung spielen außer den Kosten auch andere Aspekte eine bedeutende Rolle. Ein wichtiger Aspekt ist dabei die Preisanlegbarkeit gegenüber den Eigenopportunitätskosten des Nutzers. Wenn die Gestehungskosten niedriger sind als der anlegbare Preis des Produktes, wird man u.U. den Spielraum auszuschöpfen versuchen. Beispiel 8.13: Berücksichtigung des Auskopplungsdruckes Für ein Entnahme-Kondensations-HKW mit zwei Auskopplungsdruckstufen ist die Kostenaufteilung zwischen den Koppelprodukten nach dem Restwertverfahren unter Berücksichtigung des Auskopplungsdruckes vorzunehmen. Die Energieerzeugung wurde in Beispiel 8.6 ermittelt, die Stromverlust-Kennziffer wurden aus Abb. 8.16 entnommen.

328


Position

Einheit

Wert

Energieerzeugung

MW el

Strom, Leistung, netto Strom, Arbeit, netto

7000 h/a

12 bar - Dampf

ȕ

12 bar

6 bar - Dampf

ȕ

6 bar

= 0,274 = 0,239

W W

t h.- 12 ba r t h.- 6 bar

Brennstoffverbrauch

92,0

MWhel / a

644.000

MWhth / a

625.467

MWhth / a

360.680

MWhth / a

2.670.587

MWhel / a

171.378

Stromverlustarbeit durch die Auskopplung 12 bar - Dampf

ǻ W el.- 12 bar = ȕ 12 bar x W

6 bar - Dampf

ǻ W el.-6 bar = ȕ

6 bar

xW

t h.- 12 bar t h.- 6 bar

ǻ W gesamt = ǻ W el.-12 bar + ǻ W el.-6 bar

Gesamt

Stromgutschrift Leistung Arbeit Jahreskosten (aus separater Rechnung übernommen) Jahresfixkosten, Anschaffungswert 167 Mio € Brennstoffkosten, HS 156 € / t Stromjahresgutschrift davon Stromleistungsgutschrift davon Stromarbeitsgutschrift Restkosten der Wärme insgesamt C W

spez. Wärmekosten c W (ohne Berücksichtigung der Druckstufe) Spez. Wärmekosten unter Berücksichtigung der Druckstufe 12 bar - Dampf 6 bar - Dampf

c w-12 bar = ( ǻ W el.-12 bar / ǻW gesamt ) x C W / W th, 12 bar c w-6 bar = ( ǻW el.-6 bar / ǻW gesamt ) x C W / W th, 6 bar

Plausibilitätsprüfung Wärmekosten ohne Berücksichtigung des Druckes Wärmekosten mit Berücksichtigung des Druckes 12 bar-Dampf 6 bar-Dampf

MWhel / a

86.203

MWhel / a

257.580

€ / (kW*a) € / MWh T€ / a T€ / a T€ / a T€ / a T€ / a T€ / a T€ / a € / MWh

96,00 45,00 62.343

€ / MWh

26,09

€ / MWh

22,76

T€ / a T€ / a T€ / a T€ / a

24.531 24.531 16.321 8.210

25.046 37.297 37.812 8.832 28.980 24.531 24,88

Literaturverzeichnis >BHKW-Kenndaten@ BHKW-Kenndaten 2005, ASUE-Arbeitsgemeinschaft für Umweltfreundlichen Energieverbrauch e.V. >GTW-Handbook@ Gas Turbine World, 2004-05 GTW Handbook >IZE@ Informationszentrale der Elektrizitätswirtschaft >Leitfaden Bioenergie@ Leitfaden, Betrieb und Wirtschaftlichkeit von Bioenergieanlagen, Bundesministerium für Verbraucherschutz, Ernährung und Landwirtschaft, Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V., akt. Fassung 2005 >MinölStG@ Mineralölsteuergesetz >Arbeitsblatt FW-308@ Zertifizierung von KWK-Anlagen, Ermittlung des KWKStromes, AGFW e.V. beim VDEW >Gasturbinen-Kenndaten@ ASUE-Arbeitsgemeinschaft Für Umweltfreundlichen Energieverbrauch e.V. >WADAEXL@ Software zur Ermittlung der Wasserdampf-Zustandgrößen, Hochschule Zittau-Görlitz (FH), Fachgebiet Technische Thermodynamik

9. Energietransport und -verteilung

9.1 Stromübertragung und -verteilung 9.1.1 Technischer Aufbau der Stromnetze

9.1.1.1 Drehstromübertragung und Verteilung

Als zu Beginn der Industrialisierung die ersten Kraftwerke gebaut wurden, lieferten sie den Strom in ein einziges Netz. Bei Kraftwerksausfall war die Versorgung unterbrochen. Solche Netze gibt es in abgelegenen Regionen im Ausland immer noch. Sie werden Inselnetze (isolated networks) genannt. In einem Verbundnetz (interconnected network) dagegen sind mehrere Kraftwerke miteinander verbunden. Bei Ausfall eines Kraftwerkes oder bei Verbrauchsanstieg wird zuerst durch Erhöhung der Leistung der in Betrieb befindlichen Kraftwerke und anschließend durch den Einsatz von Spitzenoder Reservekraftwerken die Stromlieferung jederzeit sichergestellt. Durch einen sinnvollen Einsatz verschiedener Kraftwerkstypen mit unterschiedlichen Stromgestehungskosten können außerdem die Stromkosten optimiert werden. Beim Stromtransport fällt die Spannung durch den Ohmschen Widerstand entlang der Stromleitung ab, ein Teil der eingespeisten elektrischen Arbeit wird in Wärme umgewandelt und geht an die Umgebung verloren. Diese Verlustarbeit ist proportional zur Leitungslänge und dem Quadrat der Stromstärke. Wird die Spannung erhöht, fällt nach dem OhmschenGesetz bei gleicher Leistung und gleichem Leitungswiderstand die Stromstärke und damit auch die Verlustarbeit proportional zum Quadrat der Stromstärke ab (siehe hierzu Abschnitte 5.3 „Basiswissen Elektrotechnik“). Ein verlustarmer Transport über große Entfernungen geschieht deshalb bei sehr hohen Spannungen, in Europa bis zu 380 kV, in Russland sogar bis zu 1.000 kV. Der Strom aus der Steckdose hat zum Vergleich eine Spannung von 0,23 kV. Bei den Verbraucherzentren wird der Strom wieder auf niedrigere Spannungen transformiert und an die Verbraucher übergeben.

330

9 Energietransport und -verteilung

Das Verbundnetz besteht deshalb aus mehreren Netzebenen mit unterschiedlichen Betriebsspannungen. Im Allgemeinen wird zwischen Übertragungs- und Verteilungsnetz und folgenden Netzebenen –Abb. 9.1– unterschieden: x Höchstspannung (HöS) mit Betriebsspannungen von 220 kV und 380 kV x Hochspannung (HS) mit Betriebsspannungen > 60 bis < 220 kV x Mittelspannung (MS) mit Betriebsspannungen zwischen 6 und 60 kV x Niederspannung (NS) mit einer Betriebsspannung von 0,4 kV

Abb. 9.1: Prinzipschaltbild, Verbundnetz

Das Bindeglied zwischen den unterschiedlichen Netzebenen sind die Transformatoren in den Umspannwerken und in den Ortsnetzstationen.

9.1 Stromübertragung und -verteilung

331

Stromerzeugung: Der Strom wird in den Generatoren der Kraftwerke mit Spannungen zwischen 6 kV und 30 kV erzeugt. Im Maschinentrafo des Kraftwerkes wird dann auf die Spannung der Netzebene hochtransformiert, in die der Strom eingespeist wird. Die Spannungsebene der Einspeisung aus den Kraftwerken hängt von deren Leistung ab. Stromübertragung: Das Höchstspannungsnetz transportiert die elektrische Energie von den Großkraftwerken zu Umspannstationen in der Nähe der Verbrauchsschwerpunkte. Es wird in Europa mit Spannungen von 380 kV oder 220 kV betrieben. Das Höchstspannungsnetz kann große Entfernungen überbrücken und erfüllt überregionale Übertragungsaufgaben. Stromverteilung:In den Umspannanlagen wird die Höchstspannung im Regelfall auf die sogenannte Hochspannung 110 kV transformiert. Von hier aus verteilt dann das 110 kV-Netz die elektrische Energie zu den regionalen Verbrauchsschwerpunkten mit einem Leistungsbedarf von 20 bis 300 Megawatt (MW), z. B. der Großindustrie und den Umspannstationen in den Städten oder ländlichen Gebieten. In den mit 110 kV gespeisten Umspannstationen wird die Spannung auf Mittelspannung, d.h. in der Regel 10 oder 30 kV, transformiert. Diese Netzebenen werden als Mittelspannungsnetz bezeichnet. Diese verteilen die elektrische Energie innerhalb der einzelnen Stadt- oder Landbezirke. Das Mittelspannungsnetz in den Stadtgebieten wird zumeist mit 10 kV betrieben. Betriebsspannungen von 20 kV und 30 kV findet man vorwiegend im ländlichen Bereich, da hier größere Entfernungen als im Stadtgebiet zu überbrücken sind. In manchen Regionen sind auch andere Spannungen in der Mittelspannungsebene zu finden. Kleinere Industriebetriebe mit einem Leistungsbedarf zwischen einigen hundert kW und mehreren MW werden direkt aus dieser Spannungsebene versorgt. In Ortsnetzstationen wird die Mittelspannung für einen Leistungsbedarf bis 1.000 kW auf die Niederspannung von 400/230 V transformiert. Mit dieser Spannung versorgt das Niederspannungsnetz die umliegenden Häuser oder Gewerbebetriebe mit elektrischer Energie. In allen Drehstrom- und Wechselstromnetzen sind darüber hinaus Effekte aus dem Blindstrombedarf der Verbraucher zu berücksichtigen. Ein erster Anhaltswert für die Betriebspannung eines Netzes in Abhängigkeit von der übertragenen Leistung gibt folgende empirische Formel

U

15 P (mit U in kV, P in MW, ggf. mehrere Stromkreise)

Verbraucher und Kraftwerke können je nach Leistung auch an verschiedenen Netzebenen und auch direkt an Umspannwerken angeschlossen sein. Der Netzanschluss kann direkt am übergeordneten Netz oder an der

332


Unterspannungsseite eines Transformators erfolgen. Die Anschlussstelle ist von großer Bedeutung für die Berechnung der Netznutzungsentgelte. 9.1.1.2 Gleichstromübertragungssysteme

Beim Stromtransport und -verteilung dominieren die Drehstromsysteme; die Stromverteilung geschieht weltweit zu 100% mit Wechsel- und Drehstromsystemen. Die Hochspannungs-Gleichstromübertragung „HGÜ“ (oder High Voltage Direct Current „HVDC“ - Systeme) hat jedoch bei speziellen Anwendungsfällen technisch-wirtschaftliche Vorteile. Ein Vorteil ist, dass bei Gleichstrom nur Ohmsche Verluste auftreten, da nur Wirkarbeit durch den Leiter fließt; Kompensationseinrichtungen für Blindstrom sind deshalb nicht notwendig. Die Hauptanwendungsgebiete von HGÜ sind folgende: x Stromübertragung für Entfernungen über 600 km, z.B. zur Anbindung von entfernten Wasserkraftwerken an das Drehstromübertragungsnetz wie Itabu und Cabora Bassa. x Für See-Kabel mit mehr als 30 km Länge, wie z.B. zwischen Deutschland und Schweden. x Anbindung von Offshore-Windparks an das Drehstromnetz des Festlandes. x Koppelung von nicht-synchronisierten Verbundsystemen wie z.B. das UCTE-Verbundnetz mit dem skandinavischen NORDEL-Netz. Da Kraftwerksgeneratoren in der Regel Drehstrom erzeugen, muss dieser zuerst in einer Gleichrichteranlage (rectifier) in Gleichstrom und nach der Übertragung vor der Koppelung an das Drehstromsystem in einer Wechselrichteranlage (inverter) wieder in Wechselstrom umgewandelt werden. Untersee-Kabel können nur mit einem Leiter auskommen, als Rückleiter dient das Seewasser. 9.1.2 Systemkomponenten von elektrischen Netzen

Die Haupt-Systemkomponenten >Elsässer@von elektrischen Netzen sind: x x x x

Transformatoren Schaltanlagen Freileitungen Kabel


333

Für den sicheren und zuverlässigen Betrieb dieser Systemkomponenten sind außerdem eine Reihe von Hilfs- und Schutzeinrichtungen erforderlich wie: x Netzschutz- und Erdungseinrichtungen x Systeme zur Sammlung, Übertragung und Verarbeitung von Betriebsdaten und Schaltbefehlen x Einrichtungen für die Überwachung der Systemkomponenten x ggf. Blindleistungskompensation 9.1.2.1 Transformatoren

Transformatoren – Abb. 9.2 – haben die Aufgabe, die Spannung auf die erforderliche Spannungsebene zu transformieren. Die Leistung von Transformatoren wird zur Berücksichtigung auch der Belastbarkeit mit Blindstrom in kVA anstatt in kW angegeben. Wegen der hohen Leistungen, die umgespannt werden, entstehen trotz der prozentual geringen Verluste beträchtliche Wärmeverluste, die durch Kühlung an die Umgebung abgeführt werden müssen. Die meisten Transformatoren sind zu diesem Zweck in ein Ölbad eingetaucht. Das Öl wird durch natürliche oder erzwungene Zirkulation mit Umgebungsluft gekühlt. Für die Art der Kühlung haben sich Abkürzungen von englischen Begriffen eingebürgert: „ONAN (Oil Natural Air Natural) und ONAF - (Oil Natural Air Forced). Trockentransformatoren sind mit Kühlrippen ausgestattet und werden direkt mit Luft gekühlt. Die Lebensdauer von Transformatoren ist stark abhängig von der Menge der Laständerungen und von der Außentemperatur. Nach einer Faustregel

Trafo, 380/ 110 kV, 40 MVA

Abb. 9.2: Transformator

334


verringert sich die Lebensdauer des Transformators bei 6 K höherer Umgebungstemperatur um die Hälfte. 9.1.2.2 Schaltanlagen

Das Schalten von kleineren Leistungen wird i.d.R. durch menschliche Kraft vorgenommen. Bei Schaltungsvorgängen für Ströme, wie sie bei der öffentlichen Stromversorgung vorkommen, werden Kraftantriebe benötigt. Außerdem entsteht beim Schalten von größeren Leistungen zwischen den geöffneten Kontaktstücken ein starker Lichtbogen, der schnell gelöscht werden muss. Je größer der Abschaltstrom ist, um so schwieriger ist das Löschen des Lichtbogens. Das Schalten erfolgt durch Luft-, Öl-, Wasser-, Druckgas- oder Vakuum-Schalter. Die Aufgabe von Schaltanlagen (switch gears) ist im Allgemeinen das Schalten und das Schützen von elektrischen Einrichtungen. Schaltanlagen sind größere Gewerke – Abb. 9.3 – und umfassen außerdem eine Reihe von anderen Einrichtungen wie Transformatoren, Sammelschienen, verschiedene Arten von Zuleitungen und Messeinrichtungen. Es wird zwischen folgenden Typen unterschieden: x Konventionelle Freiluftschaltanlagen x Konventionelle Innenschaltanlagen x Gasisolierte (GIS) Schaltanlagen bestehend aus metallgekapselten Einheiten isoliert mit Schwefel-Hexafluorid SF6 oder Luft Innenschaltanlagen und GIS werden insbesondere bei beengtem Platzangebot und bei ungünstigen Umweltbedingungen wie Meeresnähe, Wüstenklima, Industriegebieten etc. verwendet.

245 kV Trennschalter

Quelle: Siemens

145-kV Innenschaltanlage

Abb. 9.3: Freiluftschaltanlage und Innenschaltanlage


335

Die wichtigsten Komponenten von Schaltanlagen sind: x x x x x x

Sammelschienen (busbars) Leistungsschalter (circuit breakers) Lasttrennschalter (load-break switches) Trennschalter (Isolators) Erdungsschalter (earthing switches) Überspannungsableiter (over voltage conductor)

Sammelschienen verbinden die einspeisenden und abgehenden Felder und Schalteinrichtungen. Es gibt verschiedene Formen, nachstehend werden zwei Typen von Sammelschienen gezeigt. Einfachsammelschiene

Doppelsammelschiene E1

E1

E2

SammelschienenTrennschalter Querkupplung

Leistungsschalter Abgangstrennschalter

Abgänge Abgänge

Abb. 9.4: Sammelschienen

Eine Doppelsammelschiene bietet eine erhöhte Versorgungssicherheit; bei Ausfall einer Sammelschiene wird die Versorgung über die zweite gewährleistet. Reparatur- und Überholungsarbeiten sind ohne Betriebsunterbrechung möglich. Bei großen, wichtigen Anlagen können bis zu vier Sammelschienen vorhanden sein. Leistungsschalter können bei jedem Lastfall alle vorkommenden Ströme, auch unter Kurzschlussbedingungen, schalten. Der Schaltvorgang muss in Millisekunden erfolgen. Dafür sorgt ein Antrieb mit der erforderlichen Leistung. Als Lösch- und Isoliermedien für den Lichtbogen werden Öl, Luft oder SF6-Gas verwendet. Beim Vakuumschalter erfolgt die Unterbrechung des Kontakts unter Vakuum. Lasttrennschalter können einen Stromkreis unter Nennlast schalten, aber nicht unter Kurzschlussbedingungen. Trennschalter können einen Stromkreis nur stromlos schalten.

336


Erdungsschalter sind Trennschalter, die einen Teil der elektrischen Installation während Wartungsarbeiten auf Erdpotential stellen. Nur so ist ein gefahrloses Arbeiten möglich. Überspannungsableiter schützen elektrische Einrichtungen vor Überspannungen wie z.B. Blitzschlägen. Sie sind bei Ein- und Ausgängen von Freileitungen in Schaltanlagen eingebaut. Freileitungen übertragen auch Telefongespräche oder Messwertsignale. Wellensperren verhindern, dass solche Hochfrequenzwellen auf die Sammelschiene oder andere Einrichtungen übertragen werden. 9.1.2.3 Freileitungen

Freileitungen (overhead lines) – Abb. 9.5 – sind kostengünstige Transportsysteme für elektrische Energie. Sie sind für alle Spannungsebenen von 0,4 kV bis 1.000 kV und für alle Arten von Terrain geeignet. Die Nachteile sind Beeinträchtigungen des Landschaftsbildes, Anfälligkeit für aggressive Umweltbedingungen wie Blitzschlaggefahr und Eislast. Die Verlegung von neuen Trassen stößt deshalb auf geringe Akzeptanz bei der Bevölkerung. Die Komponenten der Freileitungen sind die Strommasten (towers), deren Fundamente die Stromleitungen (conductors), die Erdleitungen (earthwires) und die Isolatoren. Die Leiter sind an den Traversen angebracht. Freileitungen können aus ein, zwei oder mehreren Stromkreisen mit jeweils drei Leitungen pro Stromkreis bestehen. Als Schutz gegen Blitzschlag werden eine oder zwei Erdungsleitungen an der Spitze der Strommasten geführt. Die Stromleitungen bestehen meistens aus Aluminium oder Aluminium mit Stahlkern und werden über Isolatoren an den geerdeten Masten befestigt.

230 kV

Abb. 9.5: Freileitungsmasten

380 kV

4 x 380 kV


337

9.1.2.4 Stromkabel

Stromkabel werden für alle Spannungen geliefert, aber wegen ihrer hohen Kosten meistens nur innerhalb von bewohnten Gebieten für Spannungen von 0,4 V bis 500 kV verwendet. Die Vorteile sind: keine Beeinträchtigung des Landschaftsbildes, höhere Akzeptanz bei der Verlegung von neuen Trassen, keine Anfälligkeit gegenüber atmosphärischen Einflüssen. Die Transportentfernung für Drehstrom beträgt maximal 30 bis 40 km, darüber hinaus sind Gleichstromkabel notwendig. Die Komponenten von Stromkabeln sind die Leiter, Isolierung, Abschirmung und Schutzmantel.

1,2 kV Kabel

Quelle: Siemens

290/500 kV Kabel

Abb. 9.6: Stromkabel

9.1.2.5 Gegenüberstellung Freileitung - Kabel

Die Verwendung von Kabeln für Übertragungsnetze steht wegen der hohen Kosten nicht zur Debatte. Ausnahmen bilden die Anbindung zwischen Übertragungsnetzen innerhalb von Städten, See-Kabel und Unterquerung von Flüssen. Weitere Merkmale sind: x Die Übertragungsleistung von Freileitungen ist bei gleichem Leitungsquerschnitt wegen der besseren Wärmeableitung um den Faktor 2 bis 2,5 höher als diejenige von Kabeln. x Die Kurzschlussfestigkeit und Belastungsfähigkeit von Freileitungen sind wegen der besseren thermischen Eigenschaften wesentlich besser. x Kabel benötigen eine um den Faktor 10 bis 100 höhere Blindleistung als Freileitungen. Das erfordert aufwändige Kompensationseinrichtungen. Hinsichtlich der Kosten von Kabeln im Vergleich zu Freileitungen können folgende Bandbreiten als Richtwerte angegeben werden: x x x x

Für Niederspannung Für Mittelspannung Für Hochspannung Für Höchstspannung

gleich 1 bis 2 Mal höher 3 bis 8 Mal höher 20 bis 30 Mal höher

338


9.1.3 Das Deutsche und das Europäische Verbundnetz

9.1.3.1 Strukturmerkmale des deutschen Stromnetzes

Das deutsche Verbundnetz ist in das europäische Verbundnetz – Abb. 9.7 – eingebunden. Für die Koordination des Betriebes des europäischen Netzverbundes ist die UCTE, die Union for the Co-ordination of the Transmission of Electricity, zuständig. Mitglieder der UCTE sind fast alle kontinental-europäischen Länder. Neben dem UCTE-Verbund gibt es in Europa den Nordel-Verbund, dem die skandinavischen Staaten angehören, und die Netze der Inselstaaten Island, Irland, Großbritannien, Malta und Zypern. Es existieren auch einige HGÜ-Verbindungen zwischen benachbarten Verbundnetzen.

Nordel

N L

B

P L C Z

F

D A

UCTE

E P

Quelle: RWE

UCTE

C H I

SL O

H R

Quelle: /Verstege/

Abb. 9.7: UCTE-Verbundnetz und Regelzonen (RWE)

Das UCTE-Verbundnetz besteht aus mehreren Regelzonen (control areas). Eine Regelzone ist ein Versorgungsgebiet, für dessen Primär-, Sekundär- und Minutenreserve ein Übertragungsnetzbetreiber „ÜNB“ (transmission system operator „TSO“) verantwortlich ist. Das deutsche Verbundnetz (transmission system) besteht aus vier 380kV- und 220-kV-Regelzonen, die über Kuppelleitungen und NetzkuppelTransformatoren zusammengeschaltet sind, und den Verteilungsnetzen von 110 kV bis 0,4 kV, die in Deutschland von ca. 900 Versorgungsunternehmen betrieben werden.


339

Tabelle 9.1: Strukturmerkmale der Übertragungsnetze in 2005 Strukturmerkmal Fläche des Netzgebietes Stromkreislänge, Freileitungen Stromkreislänge, Kabel

Einheit 1000 km2 km

EON

RWE

Vattenfall

34,6

138,8

128,6

109,0

3.607

10.640

11.306

9.450

3

10

13

70

MVA

5.720

35.170

56.400

28.450

Maximum der Netzlast

MW

13.453

24.926

30.300

15.111

entnommene Jahresarbeit

GWh

52.531

100.446

152.962

64.410

1,3

1,9

1,5

2,8

inst. Leistung der Umspannstellen

Netzverluste, einschl. Umspannung

km

EnBW

%

Eine Übersicht hinsichtlich der Größenordnung des UCTE und des deutschen Verbundnetzes sowie die Basisdaten der Stromnetze in Deutschland sind in der Tabelle 9.2 zu ersehen: Tabelle 9.2: Basisdaten zum Stromnetz in Deutschland UCTE 350 2.200

Netzhöchstlast GW (ca.) Stromerzeugung TWh/a (ca.) Deutsches Stromnetz Stromkreislänge 1.000 km Anzahl Transformatoren Nennleistung GVA

NS 1.050 -

MS 492 557.600 268

Deutschland 80 530 HS 75 7.500 260

HöS 36 1.100 311

Gesamt 1.653 566.200 839

Quelle: /VDN/

9.1.3.2 Leistungs- und Strombilanz

Die Leistungsbilanz soll eine Gesamtübersicht über den Leistungsbedarf und die Komponenten seiner Deckung in Deutschland geben. Der Verband der Netzbetreiber – VDN – erfasst regelmäßig die Leistungsbilanz der allgemeinen Stromversorgung in Deutschland. Im Frühjahr jeden Jahres wird eine Leistungsbilanz-Vorschau für die folgenden Jahre für die jeweils für Winter und Sommer typischen Monate Januar und Juli erstellt. Als Referenzzeitpunkt für die Bilanzierung gilt der Viertelstundenwert von 11:00 bis 11:15 Uhr MEZ am 3. Mittwoch des Monats Tabelle 9.3.

340


Tabelle 9.3: Leistungsbilanz der allgemeinen Stromversorgung Leistungsdaten Nettowerte in GW Wasserkraftwerke Kernkraftwerke konventionelle Wärmekraftwerke Regenerative Energiequellen ohne Wasser Inländische Kraftwerksleistung ./. Nicht einsetzbare Leistung ./. Revisionen (Wärmekraftwerke) ./. Ausfälle (Wärmekraftwerke) ./. Reserve für Systemdienstleistungen der ÜNB Gesicherte Nettoleistung zur Bedarfsdeckung Last Marge zur Monats-Höchstlast

2005 3 Mittwoch, 11 Uhr Januar Juli 8,7 8,7 20,7 20,4 68,5 68,6 17,0 17,5 114,9 115,2 20,2 22,4 1,5 12,4 3,0 2,4 7,5 7,4 82,7 70,6 74,5 67,2 8,2 3,4

2010 3 Mittwoch, 11 Uhr Januar Juli 8,7 8,7 17,8 17,8 69,8 70,7 26,8 27,7 123,1 124,9 28,3 30,9 1,7 11,8 3,2 2,5 7,6 7,3 82,3 72,4 76,8 68,9 5,5 3,5

Quelle: VDN

Tabelle 9.4: Strombilanz 2004 Merkmal Netzhöchstlast Stromaufkommen, insgesamt, brutto öffentliche Kraftwerke *) industrielle Anlagen private Einspeiser Einfuhr Stromverbrauch Inlandsverbrauch Ausfuhr Pumpstromverbrauch Eigenverbrauch der öffentl. Kraftwerke Netzverluste Verluste in Prozent Eigenverbrauch, öffentl. Kraftwerke Netzverluste bez. auf Stromaufkommen *) Nettoeinspeisung der öffentl. Kraftwerke:

Einheit GW TWh TWh TWh TWh TWh TWh TWh TWh TWh TWh TWh % % 498,2 TWh

Wert 77,2 653,6 533,3 48,3 27,8 44,2 650,1 527,7 51,5 9,0 35,2 26,7 6,6% 4,1%

Quelle: Statistisches Bundesamt, VDEW, 2004

Der Stromaustausch mit den Nachbarländern – Abb. 9.8- führt praktisch zu einem Null-Saldo, bringt aber gegenseitige Vorteile. Aus Frankreich wird überwiegend preiswerter Kernenergiestrom eingeführt. Die Schweiz importiert hauptsächlich in den Wintermonaten, wenn das dortige Stromangebot aus Wasserkraft zurückgeht, Strom aus fossilthermischen Kraftwerken aus Deutschland. Die Niederlande importieren Grundlaststrom aus deutschen Braun- und Steinkohlekraftwerken.


341

Frankreich Tschechien Dänemark Österreich Schweiz Schweden Belgien Niederlande Polen -

2.000

4.000

6.000

8.000

Importe 44,2 TWh

10.000

12.000

14.000

Exporte 51,5 TWh

16.000

18.000

GWh

Abb. 9.8: Stromaustausch mit den Nachbarländern 2004 9.1.4 Netzbetrieb, Fahrpläne; Standardlastprofile

9.1.4.1 Pflichten der Netzbetreiber

Nach dem EnWG sind Netzbetreiber zu einem Betrieb ihrer Versorgungsnetze verpflichtet, der eine sichere, preisgünstige und umweltfreundliche Versorgung mit Elektrizität im Interesse der Allgemeinheit gewährleistet. Zusätzlich zur Übertragung und Verteilung elektrischer Energie sind Netzbetreiber dazu verpflichtet, folgende Systemdienstleistungen zur Sicherung der Qualität der Stromversorgung zu erbringen:

x x x x

Frequenzhaltung Spannungshaltung Betriebsführung Versorgungswiederaufbau nach Störungen

Die den Netzbetreibern entstehenden Kosten zur Erbringung der Systemdienstleistungen werden im Rahmen der Netznutzungsentgelte den Kunden in Rechnung gestellt. Die Systemdienstleistung „Frequenzhaltung“ ist Aufgabe des Übertragungsnetzbetreibers im Rahmen seiner Verantwortung für einen zuverlässigen Betrieb in seiner Regelzone (siehe Abschnitt 9.1.5 „Regel- und Ausgleichsenergie“). Die übrigen Systemdienstleis-

342


tungen sind Aufgaben sowohl der Betreiber von Übertragungs-. als auch von Verteilnetzen. Die technischen Mindestanforderungen für einen zuverlässigen, sicheren und technisch korrekten Betrieb der Verbundnetze sind in folgenden Regelwerken festgelegt: x UCTE-Regeln zur primären und sekundären Frequenz- und Wirkleistungsregelung x Der Transmission Code- Kooperationsregeln für die deutschen Übertragungsnetzbetreiber, Deutsche Verbundgesellschaft - DVG 2003. x Distribution Code, Regeln für den Zugang zu den Verteilungsnetzen x Metering Code 2004 9.1.4.2 Fahrpläne und Standardlastprofile

Im liberalisierten Energiemarkt erfolgt der Einsatz der Kraftwerke und der Betrieb der Netze auf der Basis von Fahrplänen, die von den Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) für jede Viertelstunde des nachfolgenden Tages erstellt werden. Die Aufstellung der Fahrpläne erfolgt auf der Basis von historischen Daten für typische Tage, Wetterprognosen und sonstigen Ereignissen, die den Lastverlauf beeinflussen können. Generell gibt es zwei Kategorien von Kunden. Bei leistungsgemessenen Kunden sind Zähler mit registrierender Lastgangmessung installiert. Für Niederspannungskunden mit einem geringen Jahresverbrauch ist jedoch diese Art der Messung zu teuer. Für „Nicht leistungsgemessene Kunden“ mit weniger als 100.000 kWh pro Jahr schreibt das EnWG die Verwendung von Standardlastprofilen vor. Aufgrund der ähnlichen Verbrauchsstrukturen und der Vielzahl der Kunden mit statisch ausgleichendem Verhalten kann deren Verbrauch zutreffend durch normierte Standardlastprofile für verschiedene Kundengruppen abgebildet werden. Sie werden Lastprofilkunden genannt. Zwei grundsätzliche Verfahren haben sich eingebürgert >Nick@:

x x

Das synthetische Lastprofilverfahren Das analytische Lastprofilverfahren

Beim synthetischen Verfahren orientieren sich die Standardlastprofile an typischen Verbrauchscharakteristiken von Verbrauchern wie z.B. Gewerbe, Haushalte, Landwirtschaft, Bandlastkunden, unterbrechbare Verbrauchseinrichtungen und Heizwärmekunden. Standardisierte Profile sind für Typentage wie Werktag, Samstag, Sonntag bzw. Feiertag für Winter, Sommer und Übergangszeit verfügbar. Sie sind auf einen Jahresverbrauch von 1.000 kWh normiert. Die Standardlastprofile werden mit


343

den jeweiligen prognostizierten Jahresverbräuchen skaliert – Abb. 9.9 – und aufsummiert. Damit ergibt sich für jeden Lieferanten ein fiktives Summenprofil für seinen Lastprofilkunden. Der Netzbetreiber ermittelt auf der Basis der Standardlastprofile den Jahresverbrauch für die entsprechende Verbrauchergruppe sowie das Summenlastprofil über alle Lastprofilkunden. Dieses wird den Lieferanten und den Übertragungsnetzbetreibern zur Verfügung gestellt.

Netzlast kW

tatsächlicher Verbrauch 2.850 kWh Verbrauch nach Standardprofil 1.000 kWh Skalierungsfaktor 2,85

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Tageszeit

Abb. 9.9: Synthetisches Lastprofilverfahren

Beim analytischen Verfahren werden von der Gesamtlastkurve zuerst die Netzverluste und anschließend der Lastgang der leistungsgemessenen Kunden abgezogen, so dass als Restkurve das Summenprofil für die Lastprofilkunden entsteht Abb. 9.10 . Dieses wird anschließend den Lastprofilkunden entsprechend den prognostizierten Lastprofilanteilen zugeordnet. Der Verbrauch der Lastprofilkunden wird in der Regel am Jahresende gemessen. Die Jahresverbrauchsprognose erfolgt bei beiden Verfahren durch den Netzbetreiber in Abstimmung mit den einzelnen Lieferanten. Nach Vorliegen der Messung müssen Abweichungen vom prognostizierten Jahresverbrauch ausgeglichen und abgerechnet werden. Der Ausgleich von Mehr- und Mindermengen ist abhängig vom jeweiligen Verfahren. Beim analytischen Verfahren ist für den Verteilnetzbetreiber durch die Restlastkurve die gelieferte Energie bereits ausgeglichen. Abweichungen werden zwischen den Lieferanten aufgeteilt. Für den Netzbetreiber entstehen keine Energiebeschaffungskosten, und er trägt kein Prognoserisiko.

344


Beim synthetischen Verfahren werden Mehr- und Mindermengen von den Verteilnetzbetreibern im Laufe des Jahres ausgeglichen. Prognoseungenauigkeiten verursachen damit Energiebeschaffungskosten beim Verteilnetzbetreiber. Die Abrechnung erfolgt zwischen Lieferanten und Verteilnetzbetreibern auf Basis von monatlich zu ermittelnden DurchschnittsMarktpreisen. Die Verteilnetzbetreiber sind verpflichtet, diese Preise zu veröffentlichen.

Netzverluste gemessene GesamtTagesganglinie

Netzlast MW

gemessene Ganglinie der leistungsgemessenen Kunden

berechnete Gesamtganglinie der Lastprofilkunden

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

Tageszeit

Abb. 9.10: Analytisches Lastprofilverfahren 9.1.5 Regel- und Ausgleichsenergie

Fahrpläne sind Bedarfsprognosen, die von der tatsächlichen Netzlast im Regelfall abweichen. Im wirklichen Betrieb ändert sich die Netzlast nicht, wie in den Fahrplänen vorgesehen, zu jeder Viertelstunde, sondern in jeder Sekunde- Abb. 9.11. Da Strom in Netzen nicht gespeichert werden kann, müssen bei einer funktionierenden Stromversorgung Einspeisung und Entnahme in jedem Augenblick im Gleichgewicht stehen. Ungleichgewichte zwischen Einspeisung und Entnahme im Netz können auftreten durch: x den Ausfall von Erzeugungseinheiten x den Ausfall oder die Zuschaltung größerer Lasten x Abweichungen zwischen prognostizierter und tatsächlicher Last Es ist Aufgabe der Übertragungsnetzbetreiber, das Gleichgewicht zwischen Einspeisung und Entnahme in ihrer Regelzone durch geeignete


345

Maßnahmen in jedem Augenblick zu gewährleisten. In Rahmen dieses Vergleichmäßigungsprozesses kooperieren alle ÜNB innerhalb der UCTE in einem einheitlichen Regelmechanismus, der sogenannten „FrequenzLeistungs-Regelung“. Diese basiert auf der Tatsache, dass bei einer plötzlichen Laständerung die Netzfrequenz von ihrem Sollwert (50 ± 0,05 Hz) abzuweichen beginnt. Die Regelung ist so gestaffelt, dass nach Auftreten von Ungleichgewichten in drei Stufen die Primär- und Sekundärregelung sowie die Minutenreserve eingesetzt werden – Abb. 9.12.

Quelle: /Verstege/

Frequenz f

Abb. 9.11: Prognostizierte und tatsächliche Last

ÜNB: Übertragungsnetzbetreiber; BKV: Bilanzkreisverantwortlicher Quelle: Vortrag Dipl.- Ing. Claus Hodurek, DVG/VND-Fachtagung

Abb. 9.12: Zusammenspiel der einzelnen Regelungsarten

346


Die ÜNB sind zu einer zu jederzeit ausreichenden Vorhaltung von Primärregel-, Sekundärregel- und Minutenreserve verpflichtet und kontrahieren zu diesem Zweck Regelleistung in dafür geeigneten Kraftwerken. Die Primärregelung (primary control) wird durch die sogenannte rotierende Reserve (spinning reserve) bereitgestellt. Das sind Kraftwerke im gesamten UCTE-Bereich, die im Normalbetrieb einen kleinen Teil, zwischen 3% und 5%, ihrer Leistung freihalten. Sobald eine Gleichgewichtsstörung auftritt, wird die Primärregelreserve sofort und vollautomatisch im gesamten UCTE-Verbundnetz bis zur Volllast freigegeben. Die Primärregelung muss bei Auftreten einer Störung in 15 bis 30 Sekunden aktivierbar sein und mindestens 15 Minuten vorgehalten werden können. Die gesamte vorzuhaltende Primärregelreserve wird von UCTE z.Z. auf 3.000 MW bemessen. Die in den einzelnen Regelzonen vorzuhaltende Primäregelleistung wird jährlich entsprechend ihrer Nettostromerzeugung anhand des sogenannten Beteiligungskoeffizienten festgelegt. Die in Deutschland vorzuhaltende Primärregelreserve beträgt ca.:

'PD = 530/2.200 x 3.000 = 723 MW Der Quotient entspricht in etwa der jeweiligen Nettostromeinspeisung im deutschen sowie im gesamten UCTE-Verbundnetz jeweils in TWh/a. Damit die Primärregelreserve nach einem Eingriff schnell wieder in voller Höhe zur Verfügung steht, wird sie innerhalb von 30 Sekunden automatisch von der Sekundärregelung (secondary control) abgelöst. Innerhalb von 15 Minuten nach dem Auftreten der Störung muss Frequenz und Übergabeleistung auf ihren Sollwert gebracht werden -Abb. 9.12. Die Sekundärregelreserve (secondary control reserve) wird von den zu der betreffenden Regelzone gehörenden Kraftwerken, die in Teillast betrieben werden, bereitgestellt. Sie dient der Einhaltung des gewollten Energieaustausches der Regelzone mit dem übrigen Verbund bei gleichzeitiger integraler Stützung der Frequenz. Sie muss mindestens für 1 Stunde nach einem Aufruf vorgehalten werden können. Die Tertiärregelung oder Minutenreserve (minutes reserve) soll nach Eintreten einer Leistungsänderung spätestens nach 15 Minuten die Sekundärreserve abgelöst haben. Sie wird manuell aktiviert und durch den Einsatz von Speicher-, Pumpspeicher- und Gasturbinenkraftwerken bereitgestellt. Sie kann auch von schnellstartenden in Warmreserve stehenden thermischen Kraftwerken zur Verfügung gestellt werden. Sekundär- und Minutenreserve müssen zusammen mindestens so groß sein, wie die größte Erzeugungseinheit in der Regelzone. Der Einsatz der Primär-, Sekundärund Minutenreserve liegt in der Verantwortung des Übertragungsnetzbetreibers.


347

Nach Ablauf einer Stunde nach Eintreten einer Störung wird der Einsatz der Stundenreserve vom Bilanzkreisverantwortlichen veranlasst, wenn von ihm kontrahierte Kraftwerke ausfallen oder höhere Lasten als geplant in seinem Bilanzkreis auftreten. Sie wird von thermischen Kraftwerken, die als Kaltreserve oder stehende Reserve zur Verfügung stehen, geliefert. Die Netzfrequenz kann je nach Gleichgewichtsstörung zwischen Erzeugung und Abnahme bezogen auf den Sollwert sinken oder zunehmen. Im ersten Fall wird positive Regelleistung benötigt, um das Leistungsdefizit zu kompensieren. Diese kann auch durch Zurückfahren großer Verbraucher erfolgen. Im zweiten Fall spricht man von negativer Regelleistung, d.h. Kraftwerke, die Regelleistung liefern, müssen zurückgefahren werden. Das kann z.B. der Fall sein, wenn viel mehr Windstrom als vorgesehen eingespeist wird. Bei der Primärregelung gibt es nur eine positive Regelleistung, bei der Sekundärregel- und Minutenreserve beides. Die Summe aus positiver und negativer Regelleistung wird Regelband genannt. Regelenergie (control energy) und Ausgleichsenergie (imbalance energy) unterscheiden sich wie folgt: Regelenergie dient ausschließlich der Frequenzhaltung; sie ist eine Systemdienstleistung und ein Kostenbestandteil der Netznutzungsentgelte für die Höchstspannung. Die Ausgleichsenergie dagegen dient dem Ausgleich von Abweichungen zwischen dem Fahrplan und der tatsächlichen Kundenabnahme eines Bilanzkreises und wird mit den betreffenden Bilanzkreisen abgerechnet. 9.1.5.1 Ausschreibung und Abrechnung von Regelenergie

Seit 2001 beschaffen die deutschen Übertragungsnetzbetreiber ihren Bedarf an Primär- und Sekundärregel- sowie Minutenreserve auf dem freien Markt für Regelleistung. Entsprechende Regelungen sind in der neuen Stromnetzzugangsverordnung § 6 vom Juli 2005 (StromNZV) sowie in Vorgaben des Bundeskartellamtes vorgesehen. Die Beschaffung von Primär-und Sekundärregelleistung erfolgt im halbjährlichen Zyklus; Minutenreserve wird in einer täglichen Ausschreibung beschafft. Für die Abwicklung der täglichen Ausschreibung haben die deutschen Übertragungsnetzbetreiber IT-Plattformen eingerichtet. Die Beschaffung erfolgt als Ausschreibungswettbewerb am deutschen Regelleistungsmarkt unter Beteiligung zahlreicher Anbieter sowohl von Kraftwerksbetreibern als auch von Stromkunden (Lastabwurf) – insbesondere für die Minutenreserve. Über Poolbildung können auch Kleinlieferanten an den Ausschreibungen teilnehmen. Solche Zusammenschlüsse werden auch als „virtuelles Kraftwerk“ bezeichnet.

348


Die Primärregelreserve wird nur mit dem Leistungspreis abgerechnet, da die Arbeit nicht ermittelbar ist. Die Leistung für die Sekundärregel- und die Minutenreserve wird auf Basis der vereinbarten Leistungsvorhaltung für positive und negative Regelleistung gegenüber dem geplanten Einsatz abgerechnet. Die erbrachte Arbeit ist die Differenz zwischen dem IstEinsatz (Pist) und dem geplanten Einsatz (Psoll), multipliziert mit der Zeitdauer der Inanspruchnahme. Wenn diese Differenz größer Null ist, handelt es sich um positive Regelarbeit, ist sie kleiner Null, spricht man von negativer Regelarbeit. Die Kosten für Regelenergie sind mit ca. 40 % ein wesentlicher Bestandteil der Netznutzungsentgelte für das Höchstspannungsnetz. Insbesondere die Preise für Minutenreserve, die täglich für den nächsten Tag ausgeschrieben werden, schwanken sehr stark und haben in der Vergangenheit Werte bis 700 €/MWh erreicht (s. auch >R-A-N Gutachten@). 9.1.6 Netzzugang und Bestimmung der Netznutzungsentgelte

Im liberalisierten Energiemarkt sind Netzbetreiber verpflichtet, allen Netznutzern einen diskriminierungsfreien Netzzugang zu gewähren. Dies wird auch in § 20 des neuen Energiewirtschaftsgesetzes vom 7. Juli 2005 >EnWG@ festgeschrieben. Die entsprechenden Regelungen sind in der Stromnetzzugangsverordnung „StromNZV“ enthalten. In § 21 des EnWG werden die Anforderungen zur Bestimmung der Entgelte für den Zugang zu den Elektrizitätsversorgungsnetzen, kurz Netznutzungsentgelte „NNE“, umrissen. Im § 21a werden anschließend die Grundregeln für eine später einzuführende Anreizregulierung beschrieben. Die Methodik zur Bestimmung der NNE wird in der Stromnetzentgeltverordnung ->StromNEV@ vorgegeben. Nachstehend wird ein Überblick über die Grundsätze der Entgeltbestimmung gegeben (siehe hierzu auch >Praxishandbuch Energiebeschaffung@). Die Bestimmung der NNE erfolgt nach dem Netzpunkttarif in folgenden Schritten: x x x x

Ermittlung der direkten Kosten der einzelnen Netz- und Umspannebenen nach dem in Tabelle 9.5 gezeigten Schema Zuordnung der Kosten zu den Kostenstellen und Kostenträgern entsprechend Abb. 9.13: Wälzung der Kosten auf nachgelagerte Netzebenen, soweit sie nicht Verbrauchern oder Weiterverteilern derselben Ebene zuzuordnen sind (siehe Beispiel 9.1). Entgeltermittlung für jede Netz- und Umspannebene.


x

349

Entwicklung von Gleichzeitigkeitsfunktionen für jede Netz- und Umspannebene und Ableitung eines Leistungs-/Arbeitspreissystems für die Entgelte.

Tabelle 9.5: Jahreskosten der Netzebenen Kosten der Netzebene Aufwandsgleiche Kosten Personalkosten Materialkosten (einschl. Kosten für Netzverluste) Fremdkapitalzinsen Sonstige Kosten (z.B. Entgelte für dezentrale Einspeisung) Ertragsteuern (nur Gewerbesteuer) ./. Kostenmindernde Erlöse (z.B. BKZ * ) Kalkulatorische Abschreibungen für Neuanlagen (ab dem 1.1.2006) für Altanlagen (vor dem 1.1.2006), FKQ **) für Altanlagen (vor dem 1.1.2006), EKQ **) Kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung vor Steuern***) für Neuanlagen für Altanlagen Kosten der Netznutzung

Datenbasis letzte abgeschlossene GuV letzte abgeschlossene GuV letzte abgeschlossene GuV letzte abgeschlossene GuV letzte abgeschlossene GuV letzte abgeschlossene GuV historischer Anschaffungswert historischer Anschaffungswert Tagesneuwert 7,91% 6,50% GuV: Gewinn- und Verlustrechnung

*) Baukostenzuschüsse (BKZ), aktivierte Eigenleistungen, Netzanschlusskosten, Zinsen u. Beteiligungserträge etc. **) FKQ:Fremdkapitalquote; EKQ: Eigenkapitalquote ***) bis zur Einführung der Anreizregulierung

Anmerkungen: Abschreibungen werden linear gebildet, betriebsgewöhnliche Lebensdauern sind in Anlage 1 der StromNEV angegeben. Für Neuanlagen sowie für den fremdfinanzierten Anteil der Investition von Altanlagen erfolgt die Abschreibung auf Basis der historischen Anschaffungswerte. Die Abschreibung für den eigenfinanzierten Anteil der Investition für Altanlagen erfolgt dagegen auf Basis von Tagesneuwerten. Die gleiche Vorgehensweise gilt auch für die Bestimmung der kalkulatorischen Zinsen. Die eigentliche Entgeltermittlung für die einzelnen Netzebenen erfolgt nach folgendem Schema: gewälzte Kosten aus übergeordneten Netzebenen €/a direkte Kosten der betrachteten Netzebene €/a = Summe der Entgeltkosten für Netzebene €/a / gleichzeitige Höchstlast der Netzebene kW = Netzentgelt ENE der Netzebene € / (kW a) Die Wälzung erfolgt auf der Basis der gleichzeitigen über alle Übergabepunkte gemessenen Höchstlast. Bei der Ermittlung der gleichzeitigen Höchstlast der Netzebene werden Umspannungen und Weiterverteiler wie Kunden behandelt.

350


Abrechnung

Messung

Hausanschlussleitungen und Hausanschlüsse

NS-Netz

Umspannung MS/NS

MS-Netz

Umspannung HS/MS

HS-Netz (110 kV)

UmspannungHöS/HS

Kostenträger

HöS-Netz (380 und 220 kV)

Systemdienstleistungen

Hauptkostenstellen

Höchstspannungsebene HöS Umspannungsebene HöS/HS Hochspannungsebene HS Umspannungsebene HS/MS Mittelspannungsebene Umspannungsebene MS/NS Niederspannungsebene

Abb. 9.13: Kostenzuordnung auf die Hauptkostenstellen

Als Ergebnis der Kalkulation wird das Netzentgelt der jeweiligen Spannungsebene ENE als Leistungspreis in € / (kW a) bestimmt. Dieser multipliziert mit dem Gleichzeitigkeitsgrad des jeweiligen Kunden ergibt das individuelle Netznutzungsentgelt NNEi. Als Gleichzeitigkeitsgrad gi wird der Anteil des betreffenden Kunden an der Netzhöchstlast der Netzebene bezeichnet. NNEi = gi ENE >€ /( kW a)@

(9.1)

Für jede Netz- und Umspannebene muss zu diesem Zweck ein Gleichzeitigkeitsdiagramm entwickelt werden. Sein prinzipieller Verlauf wird in Anlage 4 der StromNEV wie folgt vorgegeben: Die Gleichzeitigkeitsfunktion besteht aus zwei Geradenabschnitten, einen für die niedrigeren und einen für die höheren Benutzungsdauern, sieheAbb. 9.14. Der Gleichzeitigkeitsgrad bei einer Jahresnutzungsdauer null Stunden darf maximal bei 0,2 beginnen, der bei 8.760 Stunden hat den Wert 1. Die beiden Geraden schneiden sich in einem Punkt, der durch eine Jahresnutzungsdauer von 2 500 h/a definiert ist. Folgende Bedingungen müssen erfüllt sein und durch Verprobung nachgewiesen werden: Ȉ (Pi x gi) = Pges Summe der Netzentgelte = Summe der Kosten


351

1,00

g2

0,80 0,70

Geradengleichungen

0,60 0,50

2500 h / a

Gleichzeitigkeitsgrad g

0,90

0,40

g1 0,30

0,6 T 2.500

g1

0,1

g2

0,58

0,42 T 8.760

0,20

8760

8000

7000

6000

5000

4000

3000

2000

0,00

1000

0,10

Vollbenutzungsstunden h / a

Abb. 9.14: Gleichzeitigkeitsfunktion Beispiel 9.1: Kostenwälzung und Entgeltermittlung

K HöS + HöS/HS = 34 Mio € / a Kosten HS 26 Mio € / a + 34 Mio € / a von HöS + HöS / HS = 60 Mio € / a ȈP

U, HS / MS

= 800 MW

E

HS

P H,HS = 966 MW ; g HS = 0,92 = 1000 x 60 / 966 = 62,11 € / kW a)

6 P HS, SK = 250 MW K HS in SK = 14,29 Mio € / a

K HS in HS/M S = 45,71 Mio € / a ( 0,92 x 800 x 62,11 / 1000)

LEGENDE Großbuchstaben P H : Höchstlast der Ebene K HS/MS = 45,71 + 9,5 = 55,21 Mio € / a ȈP : Summe der Einzellasten E U, HS/MS = 1000 X 55,21 / 800 = 69,01 € / ( kW a) K : Kosten E: Entgelt Indizes: P H, U, HS / MS = 800 MW, g U , HS / MS = 0,8 U : Umspannung SK : Stromkunden ȈP MS = 750 MW HöS : Höchstspannung ȈP HS / MS, SK = 250 MW K U, HS/ MS in MS = 0,80 x 750 x 69,1 / 1000 HS : Hochspannung K U, HS / MS in SK = 27,54 Mio € /a MS: Mittelspannung = 41,46 Mio € / a

K U , HS/MS = 9,5 Mio € / a

Kosten MS 40,5 Mio € / a + 41,46 Mio € / a von U, HS / MS = 81,96 Mio € / a

P H , MS = 0,82 x 914,6 = 750 MW ; g MS = 0,82 E MS = 1000 x 81,96 / 750 = 109,28 € / ( kW a)

352


Mit Hilfe der Geradengleichungen für den Gleichzeitigkeitsgrad gi aus Abb. 9.14 kann ein Leistungs/Arbeitspreissystem abgeleitet werden. Für die Hochspannungsebene von Beispiel 9.1 mit der Höchstlast PH in kW und das ermittelte Entgelt EHS=63,80 €/(kW a) gilt für die Nutzungsdauer kleiner 2.500 h/a:

NNE NNE i

E HS u PH , HS >€ /a@

0,6 § · T¸ 63,8 PH , i ¨ 0,1 2.500 ¹ ©

6,38 PH , i 0,0153 PH , i T

Mit PH,i xT = Wi in kWh /a, ergibt sich das Leistungs-/Arbeitspreissystem:

Leistungspreis: 6,38 € / (kW a),

Arbeitspreis: 1,53 ct / kWh

Auf die gleiche Weise kann für die hohen Nutzungsdauern abgeleitet werden.

Leistungspreis: 37 € /(kW a);

Arbeitspreis: 0,31 ct /kWh

Für Messung und Abrechnung sind für jede Netzebene getrennte Entgelte zu bestimmen. Netzbetreiber sind verpflichtet, ihre Netzentgelte auf ihren Internetseiten zu veröffentlichen. 9.2 Erdgastransport und -verteilung 9.2.1 Technischer Aufbau von Erdgasnetzen

Der prinzipielle technische Aufbau des Erdgasnetzes mit seinen Hauptkomponenten ist in Abb. 9.15 dargestellt. Der Erdgastransport vom Erdgasfeld bis zum Endverbraucher erfolgt in mehreren Druckstufen. Nach der Förderung aus der Lagerstätte wird Erdgas (natural gas) in der Aufbereitungsanlage von unerwünschten Begleitkomponenten wie Kohlendioxid, Stickstoff, Schwefelwasserstoff (H2S) sowie Wasserdampf gereinigt und für den Transport aufbereitet. Während der Aufbereitung wird das Erdgas entschwefelt und getrocknet. Bei der Förderung gelangt das Gas mit einem Druck um die 35 bar zur Kopfstation. Zur weiteren Druckerhöhung werden, falls erforderlich, Feldkompressoren eingesetzt. Der Ferntransport von Erdgas geschieht zumeist über unterirdisch verlegte oder über Offshore-Pipelines von den Lagerstätten zu den Grenzübergabestationen. Erdverlegte Fernleitungen werden mit Durchmessern von bis zu 1,4 m gebaut und mit einem Druck von bis zu 100 bar betrieben. Sie überbrücken Entfernungen von bis zu 6.000 km, wie z.B. von Westsibirien nach Zentraleuropa (JAMAL-Pipeline). Im Meeresboden verlegte Offshore-Pipelines werden mit Durchmessern von bis zu ca. 1 m gebaut und mit

9.2 Erdgastransport und -verteilung

Überland-Ferntransport; bis 6.000 km Entfernung PN bis 100 bar, bis DN 1400

Erdgasförderung

Offshore- Ferntransport PN bis 200 bar, bis DN 1000

Überregionaler Transport ca. 60.000 km Leitungslänge PN bis 80 bar, DN 350 bis 1400

GDRM

Untertagespeicher

Kraftwerke Großindustrie

G Gasentspannungsturbine

Regionale Verteilung und Ortsverteilung, PN 4 bis 16 bar

Röhren-, Kugelspeicher

LPG-LuftMischanlage

Grenzübergabestation

Aufbereitung

LNGTerminal

353

GDRM Industrie, Gewerbe kl. Heizkraftwerke, Heizwerke

Ortsverteilung, PN: HD 1 bis 4 bar; MD 0,1 bis 1 bar; ND 25 mbar bis 100 mbar

LNG: Liquified Natural Gas LPG: Liquified Petroleum Gas GDRM: Gasdruckregel- und messanlage

Haushalte

Gewerbe, Handel, öffentliche Einrichtungen

Abb. 9.15: Prinzipschaltbild Erdgasnetzaufbau

einem Druck von bis zu 200 bar betrieben. Entfernungen bis von zu 1.000 km sind heute Stand der Technik. Der beim Transport durch die Fernleitungen entstehende Druckverlust muss durch Verdichteranlagen ausgeglichen werden. Fernleitungen werden gewöhnlich für einen Druckverlust von ca. 0,1 bar pro km ausgelegt, sodass nach einer Entfernung von 100 km ein Druckverlust von 10 bar entsteht. Alle 100 bis 200 km sind deshalb Druckerhöhungsstationen erforderlich. Es werden meistens Turboverdichter eingesetzt. Erdgas kann auch als Flüssigerdgas (LNG Liquified Natural Gas ) bezogen werden. Flüssigerdgas wird in Verflüssigungsanlagen in unmittelbarer Nähe der Lagerstätten durch Kühlung auf eine Temperatur von 162°C kondensiert. Sein Volumen beträgt in flüssigem Zustand ca. ein Sechshundertstel dessen im gasförmigen Normzustand. Es wird in spezielle Tankerschiffe verladen und zum Zielhafen transportiert. Im LNG-Terminal wird es in Regasifizierungsanlagen wieder verdampft und in gasförmigem Zustand in das überregionale Transportnetz eingespeist.

354


Die Ferntransportleitungen werden i.d.R. in Volllast betrieben. Zum Mengenausgleich zwischen Einspeisung und Verbrauch werden Untertagespeicher (underground storage facilities) eingesetzt. Sie werden im Sommer mit Erdgas gefüllt, das im Winter zur Deckung von Bedarfsspitzen wieder entnommen wird. Es gibt drei Arten von Erdgasuntertagespeicher: Porenspeicher, Kavernenspeicher und Speicher in Gruppenräumen. Die Speicher liegen Hunderte von Metern unter der Erdoberfläche, in Deutschland bis zu 2.500 m. Bei Porenspeichern (storage reservoirs) wird Erdgas in den Poren eines Speichergesteins gelagert, das sich innerhalb einer geschlossenen geologischen Struktur aufwölbt. Als Speicher werden ausgeförderte Erdgasfelder oder andere geeignete, ursprünglich nicht gasgefüllte Speicherschichten verwendet, aus denen Wasser durch eingepresstes Erdgas verdrängt wurde (Aquiferspeicher). Kavernerspeicher (storage caverns) sind unterirdische Hohlräume in Salzlagern, die entweder bergmännisch oder durch Aussolen hergestellt wurden. Beim Aussolen wird Süßwasser in den Salzstock eingeleitet, das sich mit Salz sättigt und als Sole entnommen und meistens ins Meer abgeleitet wird. Die Kavernen sind zylinderförmig und können Durchmesser bis zu 80 m und Höhen bis zwischen 50 und 400 m erreichen. Die Verbindungsglieder zwischen den Netzebenen sind Gasdruckregel- und Messstationen (GDRM). Sie umfassen Druckreduzierstation, Mess- und Regeleinrichtungen und Sicherheitsorgane. Anstatt der Druckreduzierstationen, wobei die Druckenergie des Gases einfach vernichtet wird, werden oft Gasexpansionsturbinen oder -motoren eingesetzt. Damit wird der hohe Druck aus dem Transportnetz zur Stromerzeugung genutzt. Erdgas ist von Natur aus geruchlos. Damit mögliche Leckagen sofort bemerkbar werden können, wird in den Übernahmestationen gleich nach der Übernahme vom Transportnetz dem Erdgas ein Duftstoff (Odorant) mit einem durchdringenden Geruch beigemischt. Dieser Prozess wird Odorierung genannt. Die in – Abb. 9.15 – dargestellte Netzstruktur ist vor der Liberalisierung entstanden. Im Zuge der Liberalisierung gehen Teile der Regionalschiene (gestrichelte Linie) zu der Transportschiene und Teile zu der örtlichen Verteilung. Bei den örtlichen Verteilnetzen wird zwischen folgenden Druckstufen unterschieden.

x x x

Hochdrucknetz, 1 bis 4 bar (Durchmesser bis 1.200 mm) Mitteldrucknetz, 0,1 bis 1 bar (Durchmesser 50 bis 150 mm) Niederdrucknetz, 25 mbar bis 100 mbar (Durchmesser 80 bis 300 mm) Zwischen den Netzebenen sind Gasdruckregler (GDR) eingebaut.


355

Bei Ortsnetzen werden auch verschiedene Arten von Gasspeichern >siehe Cerbe@ wie Scheibenbehälter (Gasometer), Kugelspeicher, Röhrenspeicher oder Flüssiggas-Luftmischanlagen eingesetzt. Auch das örtliche Hochdrucknetz selbst kann als Speicher genutzt werden. Die Hauptaufgabe von Ortsnetzspeichern besteht darin, Bedarfsspitzen abzudecken und damit Leistungskosten bzw. Netznutzungsentgelte beim Erdgasbezug einzusparen. Scheiben- und Kugelspeicher oder das Ortsnetz werden während der täglichen Schwachlastzeit mit Gas aus dem HD-Ortsnetz geladen und bei Auftreten von Spitzen wieder in das Niederdrucknetz entladen. Röhrenspeicher sind erdverlegte Rohre größeren Durchmessers, die mit Hochdruckgas aus dem Transportnetz oder durch den Einsatz von Verdichtern aufgeladen werden. Bei Flüssiggas-Luft-Mischanlagen wird Flüssiggas (Liquified Petroleum Gas - LPG), meistens ein Gemisch aus Propan- und Butangas, in Hochdruckbehältern gelagert und vor dem Einsatz im Erdgasnetz mit Luft vermischt, um gleiche Brenneigenschaften wie Erdgas zu erreichen. Druckbehälter werden zum Ausgleich von relativ kurzen Spitzen während des Tages eingesetzt und sind bei Erdgasbezugsverträgen mit Stundenleistungspreis (€/(kWh/h)) wirtschaftlich sinnvoll. Durch den Einsatz von Flüssiggas-Luft-Mischanlagen können Tagesbezugsspitzen (kWh/d) reduziert werden, diese sind deshalb vor allem bei Erdgasbezugsverträgen mit Tagesleistungspreis (€/(kWh/d) sinnvoll. Nach dem Hausanschluss wird der Gasdruck in Wohngebäuden durch den Druckregler auf 20 mbar reduziert. 9.2.2 Das deutsche und europäische Erdgas-Verbundnetz

Das deutsche Erdgasnetz ist ein Teil des europäischen Erdgasverbundnetzes – siehe Abb. 9.16 und Abb. 9.17. Die Versorgung des europäischen Verbundnetzes mit Erdgas geschieht hauptsächlich aus Erdgasfeldern in Russland, in der Nordsee (Norwegen, Großbritannien), in den Niederlanden und in Algerien. Im europäischen Verbundnetz sind außerdem LNG-Terminals in Spanien, Italien, Frankreich, Kroatien und Griechenland in Betrieb. In Deutschland sind solche Anlagen z.Z. in Vorbereitung (Wilhelmshaven). Das Leitungsnetz in Deutschland ist ca. 380.000 km lang, davon sind ca. 30.000 km Ferngasleitungen. Das überregionale Transportsystem wird mit Drücken von bis zu 80 bar betrieben. Mehrere Verdichterstationen mit einer elektrischen Leistung von über 900 MW insgesamt gewährleisten den sicheren Transport zu den Verbraucherzentren. In Deutschland gibt es z.Z. 43 Untertagespeicher mit einem Fassungsvermögen von rund 19 Mrd m3 nutzbarem Arbeitsgas; das entspricht etwa 17% des Erdgasverbrauchs in Deutschland (ca. 1.100 TWh/a rund 110 Mrd. m3). Über 20 Untertagespeicher befinden sich im Auf- oder Ausbau oder in der Planung.

356

9 Energietransport und -verteilung Statfjord Gullfaks Troll Frigg Kollsnes Heimdal Oseberg Oslo

Erdgasleitung vorhanden Geplant oder in Bau

Helsinki

Kårsto

Sleipner

Erdgasfelder

Stavanger

Ekofisk

LNG-Terminal

Dublin

Tyra W' haven

In Betrieb

Isle of Grain Emden London

Geplant oder in Bau

Montoir

St. Petersburg Stockholm

Copenhagen Minsk Berlin Warsaw

Essen Zeebrugge Brussels Paris Bern

Prague Bratislava Vienna Budapest

Lyon

El Ferrol

Lisbon Sines

Ljubljana Bucharest Rovigo La Spezia Belgrade Fos-sur-Mer Krk Bilbao Sofia Madrid Barcelona Rome Valencia

Brindisi

Huelva Cordoba

Marmara Ereglisi Athens

Cartagena Algiers

Tunis

Quelle: E.on - Ruhrgas

Abb. 9.16: Europäisches Erdgasverbundnetz

Quelle: Verbundnetz Gas AG

Abb. 9.17: Überregionale Erdgasleitungen und Speicher

Izmir


357

Der Gashandel in Deutschland erfolgt über mehrere Stufen. Ferngasunternehmen der Importstufe produzieren und importieren Erdgas und verkaufen es an überregionale (supraregional) sowie regionale Ferngasgesellschaften und an Ortsgasversorger, insbesondere Stadtwerke (municipal utilities). Aktuell gibt es in Deutschland rund fünf importierende und 20 regionale Ferngasgesellschaften sowie mehr als 700 Ortsgasversorger, die eigene Netze betreiben. Einige New Comer sind im Importgeschäft ebenfalls eingestiegen. In Deutschland werden 5 verschiedene Gasqualitäten vertrieben. Wegen der unterschiedlichen Gasbeschaffenheiten, wie H- , L-, LL-Gas, haben die Netzbetreiber Teilnetze gleicher Gasbeschaffenheit gebildet. 9.2.3 Auslegung und Betrieb von Erdgasnetzen

9.2.3.1 Rohrleitungen

Örtliche Erdgasnetze werden aus Stahl- oder Kunststoffrohren hergestellt und sind aus Gründen der Versorgungssicherheit und Reservehaltung meistens stark vermascht. Die Rohre werden nach ihrem Nenndurchmesser DN und Nenndruck PN (Pressure Nominal) sowie nach ihren Rohrmaterial gekennzeichnet. Für Hochdruckleitungen werden Stahlrohre verwendet, die mit einer Kunststoffaußenbeschichtung oder einem geeigneten Anstrich als Korrosionsschutz versehen sind. Meistens werden Stahlrohrnetze zusätzlich mit einem kathodischen Korrosionsschutz ausgerüstet. Dabei wird Gleichstrom zugeführt, der einer elektrolytischen Korrosion aus dem Erdreich entgegen wirkt. Bei Ortsnetzen kommen für Nenndrücke bis maximal 10 bar meistens Kunststoffrohre aus Polyethylen (PE-Rohre) zum Einsatz. Ausgangspunkt für die Rohrauslegung ist der zulässige Druckverlust entlang einer bestimmten Rohrstrecke. Bei nicht-kompressiblen Fluiden bleibt das Volumen bei der Strömung durch Rohrleitungen konstant. Die Formel für die Druckverlustberechung lautet:

'p

O

Ul 2D

w2

(9.2)

Gasförmige Fluide sind jedoch kompressibel. Durch den Druckverlust in den Rohrleitungen nimmt das Gasvolumen und damit auch die Geschwindigkeit entlang der Rohrstrecke zu und die Temperatur sinkt. Unter Berücksichtigung der Volumenänderung entsteht durch Umformung der obigen Formel folgende Druckverlustgleichung für kompressible Fluide:

358


'p

§ l w12 Tm ·¸ p1 ¨1 1 O ¨ D R T1 T1 ¸ ¹ ©

>bar @

(9.3)

Diese Formel ist für die Anwendungen in der Praxis zu kompliziert. Mit

1 x | 1

x für x«1 >Kalide@ gewinnt man die Näherungsformel: 2

'p

p1

O l w12 Tm 2 D R T1 T1

>bar @

(wobei Tm/T1 #1)

(9.4)

Mit Hilfe der Zustandsgleichung für das ideale Gas kann die Strömungsgeschwindigkeit durch das Normvolumen des strömenden Fluids ersetzt werden. Durch Umformung und Auflösung nach D gewinnt man folgende Formel zur Ermittlung des vorläufigen Rohrdurchmessers:

D

§ 8O · l ¨¨ 2 ¸¸ © S R p1 T1 'p ¹

0, 2

§ p n Vn T1 ¨¨ Tn ©

· ¸¸ ¹

0, 4

>m@

(9.5)

Darin bedeuten: p1: Anfangsdruck, absolut in bar 'p: Druckverlust in Pa (= N/m2) O: Reibungszahl l: Rohrlänge in m D: Rohrdurchmesser in m Anfangsströmungsgeschwindigkeit m/s w1: R: Gaskonstante H-Gas: 475,3 J/(kg K); L-Gas:448,7 J / (kg K) T1: Eintrittstemperatur in K Tm: mittlere Temperatur in K Tn: Temperatur im Normzustand (1,013 bar) Vn: Volumenstrom in Normzustand mn3 /s

Durch Einsetzen der Umrechnungskoeffizienten für die Einheiten und bei Annahme eines mittleren Wertes von O= 0,02 gewinnt man schließlich folgende Zahlenwertgleichung für die Ermittlung des vorläufigen Durchmessers:

§ · l ¸¸ D 1,77 ¨¨ © p1 'p T1 R ¹

0, 2

Vn T1

Darin sind die Variablen wie folgt einzusetzen: p1: Anfangsdruck in bar (absolut) 'p:Druckverlust in bar

0,4

mm

(9.6)


359

T1: Anfangstemperatur in K R: Gaskonstante J/(kg K) Vn: Norm-Volumenstrom in mn3/h

Die Reibungszahl kann für turbulente Strömung, was bei Volllastbetrieb quasi immer der Fall ist, nach folgender Formel berechnet werden.

O= (1,14 - 0,87 LN(k/D))-2.

(9.7)

Für die Rohrrauhigkeit k kann für Stahlrohre in Gasnetzen k = 0,5 mm, für PE-Rohre k = 0,007 mm eingesetzt werden. Einzelwiderstände werden meistens als Zuschlag pauschal berücksichtigt. Beispiel 9.2: Bestimmung des Rohrdurchmessers In einer Papierfabrik soll eine Gasturbine mit einer elektrischen Leistung von 25 MW installiert werden. Die Feuerungswärmeleistung beträgt 72 MW, am Brennereintritt ist ein Erdgasdruck von 24 bar erforderlich. Erdgas H soll aus einer Transportleitung mit einem garantierten Mindestdruck von 26 bar absolut geliefert werden. Die Länge der Anschlussleitung beträgt 2,5 km. Zu ermitteln ist der Rohrdurchmesser, der Druckverlust und die Strömungsgeschwindigkeit am Leitungsanfang. (Erdgas H, Brennwert Ho=9,97 kWh / nm3. R=475 J/(kg K), Gastemperatur 12°C). Lösung: Der vorläufige Durchmesser wird mit der Zahlenwertformel berechnet. Zuerst muss der Normvolumenstrom ermittelt werden

Vn = Q / Ho= 72.000/9,97 =7.222 mn3/h

2.500 · § D 1,77 ¨ ¸ © 26 2 285 475 ¹

0, 2

7.222 285 0, 4

121,2 mm

Es wird der nächstgrößere Nenndurchmesser DN 125 nach DIN 2440 mit der lichten Weite 130 mm gewählt. Unter Zuhilfenahme der Zustandsgleichung des idealen Gases kann das Anfangsvolumen bei Betriebsdruck von 26 bar mit folgender Formel ermittelt werden:

V1

p n V n T1 p1 Tn

1,013 7.222 (273 12) 26 273

293,75 m 3 / h { 0,082 m 3 / s

Anfangs-Strömungsgeschwindigkeit:

w1

4 V 1 S D2

4 0,082 3,14 0,13 2

Rohrreibungszahl: O

6,18 m / s

(1,14 0,87 LN (0,5 / 130)) 2

0,028

360


Druckverlust: 'p

p1

O l w12 2 D R T1

26

0,028 2500 6,18 2 2 0,13 475 ( 273 12)

1,97 bar

Ferntransportleitungen werden üblicherweise für einen spezifischen Druckverlust von 0,1 bar/km ausgelegt. Im Inland kann wegen der kürzeren Entfernungen auch ein etwas höherer spezifischer Druckverlust in Kauf genommen werden. In der Tabelle 9.6 wird die Transportkapazität von Leitungen für den Ferntransport für einen Druckverlust von 0,1 bar/km sowie für 0,2 bar/km angegeben. Die Ermittlung erfolgte mit den oben angegebenen Formeln. Tabelle 9.6: Transportkapazität von Erdgas-Fernleitungen Einheit spez. Druckverlust *) Transportkapazität in Ho**) Norm-Volumenstrom

bar / km MW 3

537

Rohrdurchmesser mm 600 900 1000 0,10 3.036 8.771 11.557

1400 20.683

1000 mn / h

47

265

765

1.008

1.805

m/s bar / km MW

2,3

3,4

4,7

5,3

Strömungsgeschwindigkeit ***) spez. Druckverlust *) Transportkapazität in Ho**) Norm-Volumenstrom

300

733

4.148

4,4 0,20 11.982

15.808

28.255

1000 mn / h

64

362

1.046

1.379

2.466

m/s

3,1

4,6

6,0

6,4

7,3

Strömungsgeschwindigkeit ***) *) Rohrrauhigkeit 0,5 mm, Temperatur 12 °C

3

**) Ho = 10,5 kWh / mn3

***) Anfangsgeschwindigkeit

Bei Ortsnetzen mit ND-Leitungen ist der Druckverlust wesentlich kleiner. Sie werden mit komplizierten EDV-Programmen gerechnet (s. hierzu Cerbe), die auch die Netzatmung berücksichtigen können. 9.2.3.2 Gas-Druckregel- und Messanlagen

Gasdruckregelanlagen (GDR-Anlagen) haben eine ähnliche Funktion wie die Transformatoren bei Stromnetzen. Sie sind das Bindeglied zwischen den Netzebenen und haben die Aufgabe, den Gasdruck auf das Niveau des nachgeschalteten Netzes zu reduzieren und zu regeln. Die Druckreduzierung erfolgt durch Drosselung. Da Erdgas ein reales Gas ist, sinkt bei der Drosselung durch den sogenannten Joule-Thomson-Effekt die Temperatur. Um Schäden in den Netzen zu vermeiden, muss das Erdgas deshalb vor der Drosselung vorgewärmt werden. Die Vorwärmung erfolgt in Vorwärmern, die mit Warmwasser aus Erdgaskesseln versorgt werden. Gasdruckregler bei Übergabestationen sind auch mit Mess- und Odorierungseinrichtungen ausgerüstet. Für Details der technischen Ausführung und Funktionsweise wird auf >Cerbe@ verwiesen.


361

Wie bereits erwähnt, werden bei größeren Stationen und größeren Druckdifferenzen auch Erdgas-Entspannungsturbinen oder -motoren eingesetzt. 9.2.3.3 Kosten für Verlegung und Installation

Die Verlegekosten von PE-Rohrleitungen in innenstädtischen Rohrnetzen, PN 4 und DN 50 bis DN 200 liegen in der Größenordung von ca. 200 € und 300 € pro m Leitung. Material und Durchmesser spielen dabei eine untergeordnete Rolle, da der Anteil der Tiefbauarbeiten und Oberflächenwiederherstellung etwa 90% bis 95% der Gesamtkosten betragen kann. In der Tabelle 9.7 sind Richtwerte für Investitionen für Gasdruckregelanlagen angegeben. Tabelle 9.7: Anhaltswerte für Investitionen für GDR-Anlagen PN

m3 / h

T€

16 16 25 25 25 25

400 1.000 400 1.000 2.000 4.000

80 100 110 150 200 230

9.2.3.4 Netzbetrieb

Im Rahmen der Energieanwendung und des Einsatzes unterscheidet man zwischen Grundgas und Heizgas. Grundgas wird als Prozessgas bei der Industrie, zur Brauchwarmwassererwärmung oder zum Kochen eingesetzt. Der Verbrauch an Grundgas ist unabhängig von der Außentemperatur. Dagegen steigt der Heizgasbedarf bei sinkender Außentemperatur. Da ein wesentlicher Teil der Gasbezugskosten Leistungskosten sind, z.B. für Netznutzungsentgelte, muss für eine wirtschaftlich optimale Gasbeschaffung die Verbrauchscharakteristik, insbesondere der Spitzenlast, in Abhängigkeit von der Außentemperatur in einem Abrechnungsjahr mit ausreichender Genauigkeit im Voraus bekannt sein. Hierzu bedienen sich Gasversorgungsunternehmen der sogenannten Regressionsgeraden, auf deren Basis der Gasbezug, der eventuelle Einsatz von Speichern sowie die Abschaltung von Kunden mit unterbrechbaren Verträgen beim Netzbetrieb erfolgt, wie es qualitativ in Abb. 9.18 gezeigt wird. Die Regressionsgeraden werden auf der Basis der Verbrauchscharakteristiken der vorangegangenen Abrechnungsperioden entwickelt und ständig aktualisiert.

362


Speichereinsatz

Stundenbezug kWh / h

geplanter maximaler Bezug

alle Kunden am Netz

unterbrechbare Kunden abgeschaltet

Heizgas

Grundgas

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

Tagesdurchschnittstemperatur °C

Abb. 9.18: Regressionsgerade mit Speichereinsatz und Abschaltung

Der Netzbetrieb erfolgt bei den Versorgern mit technisch ausgefeilten EDV-Programmen, die auf der Basis von Wetterdaten Bedarfsprognosen für die nachfolgenden Tage erstellen und die Gasbeschaffung und den Netzeinsatz optimieren. Grundgas wird i.d.R. nicht abgeschaltet. So kann z.B. eine Automobilfabrik das Gas für die Lackiererei mit einem durchgehenden Liefervertrag und das Heizgas mit einem unterbrechbaren Liefervertrag beziehen. Hierzu sind zwei getrennte Messungen notwendig. Unterbrechbare Kunden müssen natürlich die Möglichkeit haben, auf einen Ersatzbrennstoff umzuschalten, wenn die Erdgaslieferung unterbrochen wird. 9.2.4

Grundsätze für Netzzugang und Netznutzung

Die Regelungen für den Zugang zu den Erdgasnetzen sind in der Gasnetzzugangsverordnung >GasNZV@ spezifiziert. Grundlage des Systems der Entgeltbildung ist das Netznutzungsmodell nach § 20 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes. Betreiber von Gasversorgungsnetzen müssen Einspeise- und Ausspeisekapazitäten anbieten, die den Netzzugang ohne Festlegung eines transaktionsabhängigen Transportpfades ermöglichen und unabhängig voneinander handelbar sind. Zur Abwicklung des Zugangs ist ein Einspeise- und ein Ausspeisevertrag erforderlich, auch wenn der Zugang über mehrere, über Kupplungspunkte miteinander verbundene Netze


363

erfolgt. Die Regelungen zur praktischen Ausgestaltung der Entgeltbestimmung sind in der Gasnetzentgeltverordnung - >GasNEV@ festgelegt. Die Ein- und Ausspeiseentgelte sind Kapazitätsentgelte in €/((m3/h) a) und beziehen sich in der Regel auf zwölf aufeinanderfolgende Monate. Darüber hinaus sind die Betreiber verpflichtet, auch unterjährige Verträge sowie Verträge für unterbrechbare Lieferung anzubieten. Die Entgeltbildung für den Netzzugang zu örtlichen Verteilnetzen erfolgt abweichend von den o.g. Regelungen nach einem transaktionsunabhängigen Punktmodell. Für die Einspeisung von Gas in örtliche Teilnetze sind keine Entgelte zu entrichten. Die Kapazitätsentgelte sind aus den Internetseiten der Transportnetzbetreiber zu entnehmen. Die rechnerische Ermittlung der Entgelte ist äußerst komplex und die erforderliche Datenbasis umfangreich. Außerdem ist die Umsetzung der GasNEV bei den Unternehmen, insbesondere der Ortsebene, noch nicht abgeschlossen. Auf eine weitere Behandlung des Themas wird deshalb verzichtet. 9.2.5

Erschließungskosten für Erdgasnetze

Erdgas ist ein relativ umweltfreundlicher Energieträger und hat durch die ständige Verschärfung der Umweltgesetzgebung beträchtliche Marktanteile insbesondere auf dem Wärmemarkt und bei der Industrie gewonnen. In den letzten Jahren nimmt seine Bedeutung auch bei der Elektrizitätserzeugung zu. Erdgas steht jedoch im Wettbewerb mit anderen Energieträgern. Auf dem Wärmemarkt ist der Hauptkonkurrent das Heizöl. Fernwärme ist wegen des beträchtlich höheren Aufwandes bei der Verteilung nur in Ausnahmefällen gegenüber Erdgas wettbewerbsfähig. Der Ausbau der Erdgasversorgung erfolgt hauptsächlich durch Verdichtung innerhalb bestehender Erdgasnetze und über Netzerweiterungen durch den Anschluss angrenzender Versorgungsgebiete, insbesondere Neubausiedlungen. Bevor ein neues Versorgungsgebiet erschlossen wird, muss geprüft werden, ob eine wirtschaftliche Versorgung mit Erdgas in Wettbewerb mit dem Hauptkonkurrenten Heizöl realisierbar ist. Dies erfolgt im Prinzip nach folgendem Schema: x x x

Erhebung der Anschlussbereitschaft der Kunden und des voraussichtlichen Zeitpunktes des Anschlusses z.B. durch eine Fragebogenaktion. Ermittlung des anlegbaren Erdgaspreises für das zu erschließende Versorgungsgebiet durch Vergleich der Nutzwärmekosten beider Energieträger aus der Sicht des Kunden. Ermittlung der Erschließungskosten für das Versorgungsgebiet.

364

x


Ermittlung und Vergleich der spezifischen Erdgaskosten für Gasbeschaffung plus Verteilung mit dem anlegbaren Erdgaspreis und mit den Durchschnittskosten im bereits versorgten Gebiet.

Eine wirtschaftliche Versorgung aus der Sicht des Kunden ist gegeben, wenn seine Nutzwärmekosten nicht höher sind als die der Konkurrenzenergie; aus der Sicht des Versorgers dürfen die spezifischen Kosten nicht höher sein als die Durchschnittskosten der derzeitigen Versorgung. Bei der Ermittlung des anlegbaren Erdgaspreises werden die zu versorgenden Wohngebäude typisiert und für die einzelnen Gebäudetypen zuerst die Nutzwärmekosten für Heizölheizung ermittelt. Der anlegbare Erdgaspreis ergibt sich dann wie folgt: Nutzwärmekosten der Heizölheizung ./. Kosten der Erdgasheizung exklusive Erdgaskosten = Anlegbare Kosten für Erdgas Als nächster Schritt wird dann die Rechnung auf das gesamte Gebiet über die Anzahl der einzelnen Gebäudetypen projiziert und daraus der anlegbare Erdgaspreis für das zu erschließende Gebiet ermittelt. Die Rechnung muss auf Vollkostenbasis erfolgen, Baukostenzuschüsse dürfen dabei nicht berücksichtigt werden. Die Vorgehensweise wird in Beispiel 9.3 gezeigt. Ein wesentlicher Aspekt für die Wirtschaftlichkeit von Neuerschließungen ist die Entwicklung des Absatzes während der sogenannten Anlaufphase der Erschließung. In der Regel fällt der überwiegende Teil der Erschließungsinvestition bereits gleich zu Beginn an, während der Absatz nur allmählich steigt, weil die Kunden sich nach und nach anschließen lassen. Bei Neubaugebieten ist diese Phase relativ kurz, bei bestehenden Gebieten kann sie sich dagegen in die Länge ziehen. Dadurch werden während der Anlaufphase die fixen Kosten der Versorgung durch die Erlöse nicht gedeckt. Infolge der Unterdeckung können beträchtliche zusätzliche sogenannte Anlaufkosten entstehen. Beispiel 9.3: Anlegbarer Erdgaspreis für ein Neubaugebiet Zuerst werden in der ersten Tabelle die Nutzwärmekosten und der anlegbare Erdgaspreis für die einzelnen Gebäudetypen ermittelt und in der zweiten Tabelle auf das gesamte Gebiet projiziert.

9.3 Fernwärmeverteilung Position Gebäudedaten Art des Wohngebäudes Anzahl Wohnfläche Einwohner Wärmebedarf jährlicher Nutzwärmebedarf Heizung BWW Benutzungsdauer für Heizung Höchster stündlicher Bedarf **) Heizkesselleistung Benutzungsdauer der Höchstlast Jahresnutzungsgrad, BWW Jahresnutzungsgrad, Heizung Brennstoffverbrauch Investitionen Heizkessel Öltank Boiler / Öltankraum Gashausanschluss Schornstein Sonstiges Nutzwärmekosten Kapitaldienst *) 4,5% /a 20 a Instandhaltung 2,0% Heizöl **) 45 € / hl anlegbare Erdgaskosten Spez. Nutzwärmekosten

Heizölheizung

365

Erdgasheizung

m2 -

EFH 85 150 4

ZFH 70 210 6

K- MFH 25 510 12

G-MFH 5 1.800 42

EFH 85 150 4

ZFH 70 210 6

K-MFH 25 510 12

G-MFH 5 1.800 42

MWh / a MWh / a MWh / a h/a kW kW h/a % % MWh / a T€ T€ T€ T€ T€ T€ T€ T€ / a T€ / a T€ / a T€ / a T€ / a € / MWh

13,7 10,5 3,2 1.450 7,2 16,0 1.892 86% 50% 18,6 13,5 4,2 2,0 4,1 1,4 1,8 2,14 1,03 0,27 0,84 156,3

19,5 14,7 4,8 1.550 9,5 16,0 2.056 86% 50% 26,7 16,0 4,3 3,2 5,0 1,4 2,1 2,75 1,23 0,32 1,20 141,0

37,7 28,1 9,6 1.600 17,5 25,0 2.148 86% 50% 51,8 20,8 5,6 3,5 7,0 2,0 2,7 4,35 1,60 0,42 2,33 115,5

123,6 90,0 33,6 1.650 54,5 80,0 2.266 86% 50% 171,9 44,6 13,5 6,2 15,3 3,8 5,8 12,06 3,43 0,89 7,73 97,5

13,7 10,5 3,2 1.450 7,2 16,0 1.892 87% 50% 18,5 7,8 3,4 0,9 1,8 0,7 1,0 2,14 0,60 0,16 1,38 156,3

19,5 14,7 4,8 1.550 9,5 16,0 2.056 87% 50% 26,5 8,1 3,6 0,9 1,8 0,7 1,1 2,75 0,62 0,16 1,97 141,0

37,7 28,1 9,6 1.600 17,5 25,0 2.148 87% 50% 51,4 10,9 4,8 1,8 1,8 1,1 1,4 4,35 0,84 0,22 3,29 115,5

123,6 90,0 33,6 1.650 54,5 80,0 2.266 87% 50% 170,6 29,2 12,9 6,7 3,0 2,8 3,8 12,06 2,25 0,58 9,23 97,5

*) Privates Hypothekendarlehen:Laufzeit 10 Jahre, mit 6,5% Zinssatz abzügl. 2% Inflation **) Referenzheizölpreis Durchschnitt 2005, StBA Fachserie 17, Reihe 2

Wohngebäudetyp

-

EFH

ZFH

K-MFH

G-MFH

Anzahl Gebäude 85 70 25 5 Erdgasverbrauch pro Gebäude MWh / a 18,5 26,5 51,4 170,6 Erdgasverbrauch pro Gebäudetyp MWh / a 1.570 1.855 1.286 853 anlegbare Erdgaskosten pro Gebäude T€ / a 1,38 1,97 3,29 9,23 anlegbare Erdgaskosten pro Gebäudetyp T€ / a 117,6 137,9 82,2 46,1 Erdgasverbrauch, gesamt MWh / a 5.564 anlegbare Erdgaskosten, gesamt T€ / a 383,9 anlebarer Erdgaspreis in Hu 69,0 € / MWh 62,3 anlegbarer Erdgaspreis in Ho 0,903 € / MWh Referenz-Heizölpreis 45,0 € / MWh Vermerk: Zuzüglich MinÖlSt und MWSt Abkürzungen: EFH, ZFH Ein-, Zweifamilienhaus; K-MFH, G-MFH: kleines, großes-Mehrfamilienhaus

9.3 Fernwärmeverteilung 9.3.1 Technischer Aufbau von Fernwärmenetzen

Als Fernwärme (district heating) wird die zentrale Wärmeversorgung von Gebäuden verschiedener Eigentümer aus einem Heizkraftwerk oder Heizwerk über ein Fernwärmenetz bezeichnet. Kleinere Netze werden oft auch Nahwärmenetze genannt. Der prinzipielle Aufbau einer Fernwärmeversorgung ist aus Abb. 9.19 zu ersehen.Ein Fernwärmeversorgungssystem setzt sich aus folgenden Hauptkomponenten zusammen:

366

x x x x x x


Fernwärmeerzeugungsanlage Pumpstation und Druckhaltungsanlage Fernwärmenetz Hausanschluss Hausübergabestation Hausverteilung

Hausübergabestation

G

70°C - 130 °C 50°C - 70 °C

Abb. 9.19: Aufbau einer Fernwärmeversorgung

Der wesentliche Vorteil einer Fernwärmeversorgung ist, dass die Wärme in einer größeren Anlage zentral, meistens durch energieeffiziente Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, erzeugt wird. Dadurch entfällt eine Vielzahl von sonst notwendigen dezentralen Wärmeerzeugungsanlagen; neben der effizienteren Wärmeerzeugung werden auch die Luftemissionen reduziert und die Immissionssituation im Fernwärmegebiet beträchtlich verbessert. Wegen der relativ hohen Kosten der Fernwärmeverteilung ist eine kostengünstige Fernwärmeerzeugung durch Kraft-Wärme-Kopplung eine Voraussetzung für die Wettbewerbsfähigkeit der Fernwärme gegenüber dezentralen Systemen. Der Wärmeträger in Fernwärmenetzen ist meistens Heizwasser, das in einem Zweileiternetz, bestehend aus einer Vor- und einer Rücklaufleitung, zu den Verbrauchern transportiert wird. Fernwärmenetze mit Dampf als Wärmeträger werden vor allem zur Versorgung von Industriegebieten, wo

9.3 Fernwärmeverteilung

367

auch Prozesswärme benötigt wird, betrieben, wie z.B. für das Industriegebiet Heilbronn. Städtische Fernwärmenetze mit Dampf als Wärmeträger sind vereinzelt auch in Betrieb (z.B. Würzburg, Stadtnetz Heilbronn). Dampf-Fernwärmenetze bestehen aus einer Dampf- und einer Kondensatleitung. 9.3.2 Grundbegriffe der Fernwärmeversorgung

Im Zusammenhang mit der Fernwärmeversorgung werden folgende Begriffe verwendet: Der Anschlusswert QA in MW eines Fernwärmenetzes ist die Summe der Wärmeleistungen der angeschlossenen Kundenanlagen. Die Netzhöchstlast QH in MW ist der höchste stündliche Leistungsbedarf des gesamten Netzes. Die tatsächlich aufgetretene Netzhöchstlast ist im Wesentlichen von der Witterung im betreffenden Jahr, der strukturellen Durchmischung der Verbraucher im Versorgungsgebiet und vom Verbraucherverhalten abhängig. Der Quotient aus Wärmehöchstlast und Anschlusswert wird Belastungsverhältnis fB genannt. Seine Höhe ist von der Gleichzeitigkeit der Abnahme der angeschlossenen Kunden und der Größe des Versorgungsgebietes abhängig. Bei Mischgebieten liegt es bei ca. 0,7 bis 0,8 – bei reinen Wohngebieten kann es Werte zwischen 0,8 und 0,95 erreichen. Wenn der vertraglich gemeldete Leistungsbedarf der Kundenanlagen überhöht ist, können auch niedrigere Werte vorkommen. Die Netzeinspeisung Wth ist die in einem Jahr in das Netz eingespeiste Wärmemenge. Die Wärmeabgabe Wth, K ist die an den Kunden gelieferte Wärmemenge. Sie ist gleich mit der Netzeinspeisung minus Netzverluste. Beide werden in den Einheiten GJ/a oder MWh/a gemessen. Als Ausnutzungsdauer des Anschlusswertes tA in h/a wird der Quotient aus Wärmeabgabe und Anschlusswert bezeichnet. Davon zu unterscheiden ist die Benutzungsdauer der Netzhöchstlast tH in h/a. Diese ist der Quotient aus der Netzeinspeisung und der im betreffenden Jahr aufgetretenen Netzhöchstlast. Sie kann üblicherweise Werte zwischen 2.000 und 3.000 h/a erreichen. Die Anschlussdichte ist die Anzahl der Anschlüsse pro km2. Die Liniendichte in MW/km ist das Verhältnis des Anschlusswertes zur Trassenlänge. Die Wärmedichte in MW/km2 ist das Verhältnis des Anschlusswertes zur Fläche eines Fernwärmeversorgungsgebietes. Die beiden letztgenannten Kennzahlen sind Indikatoren zur Erstbeurteilung der Wirtschaftlichkeit der Fernwärmeversorgung von potentiellen Versorgungsgebieten oder Verbrauchern.

368


9.3.3 Ausgewählte Merkmale der Fernwärmeversorgung

Die Arbeitsgemeinschaft für Wärme und Heizkraftwirtschaft AGFW führt fortlaufend Statistiken über die Entwicklung der Fernwärme in Deutschland. Erfasst wird darin der Großteil der Netze, sodass die Angaben als repräsentativ gelten können. Nachstehend sind ausgewählte Daten aus der Erhebung für das Jahr 2004 zu ersehen. Tabelle 9.8: Strukturdaten der Fernwärme im Jahr 2004 Merkmal

Einheit

Zahl der erfassten Netze

Angabe

-

1.400

Anschlusswert

MW

51.254

Gesicherte Engpassleistung, FW-Erzeugung

MW

42.917

davon Anlagen mit KWK

%

Elektrische Nennleistung Netzeinspeisung, Wärme

MW 314.582 TJ / a

GWh / a

davon aus KWK-Anlagen Wärmeabgabe an Kunden

53 10.629 87.384 71%

272.906 TJ / a

Netzverluste bezogen auf Netzeinspeisung, ca. Elektrische Arbeit

GWh / a %

75.807 14,0

GWh / a

33.767

Ausnutzungsdauer des Anschlusswertes *)

h/a

1.479

Ausnutzungsdauer der Engpassleistung

h/a

2.036

Anzahl Kundenanlagen (Übergabestationen)

-

307.419

Durchschnittlicher Anschlusswert pro Station

kW

164

Heizwassernetze

1.000 km

17,5

Dampfnetze

1.000 km

1,1

durchschnittliche Liniendichte

MW / km

2,8

Trassenlänge ca:

Quelle: AGFW-Hauptbericht der Fernwärmeversorgung 2004 *) berechnet, bezogen auf die Wärmeabgabe

Nach Schätzungen der >AGFW@ beträgt die Gesamtleitungslänge von Heizwassernetzen ca. 25.000 km. 9.3.4 Auslegung und Betrieb von Fernwärmenetzen

Die meisten Heizwassernetze werden auf eine maximale Vorlauftemperatur von 130°C ausgelegt. Dies ist bedingt durch die höchste Temperatur, die der Polyurethan-Wärmeschutz der heute am meisten verwendeten Kunststoffmantelrohre im Dauerbetrieb aushalten kann. Diese Temperatur


369

wird allerdings nur bei hohen Wärmebedarfsspitzen im Winter benötigt. In der Regel wird die Vorlauftemperatur in Abhängigkeit von der Außentemperatur gleitend zwischen 70°C und 130°C, gefahren. Die niedrigste Vorlauftemperatur von 70°C ist notwendig, um eine Erwärmung von Brauchwarmwasser in den Hausstationen auf 60°C zu gewährleisten. Die Rücklauftemperatur wird bei der Auslegung auf 70°C, bei modernen Netzen auf 50°C (z.B. Mannheim) festgelegt. Niedrige Wassertemperaturen sowohl im Vor- als auch im Rücklauf sind energetisch vorteilhaft, weil die Fernwärmeauskopplung in Heizkraftwerken bei niedrigeren Drücken erfolgen kann und dadurch eine höhere Stromausbeute erzielt wird. Damit sind auch die Wärmegestehungskosten günstiger. Außerdem sinken durch eine niedrigere Wassertemperatur auch die Wärmeverluste im Netz. Bei modernen Netzen wird aus diesem Grund, neben der gleitenden Temperaturfahrweise im Vorlauf, auch eine konstante Rücklauftemperatur von 50°C angestrebt. Ein weiterer Aspekt, der bei der Netzplanung und beim Netzbetrieb beachtet werden muss, ist der Druck im System. Man unterscheidet zwischen dem Nenndruck, dem geodätischen Druck, dem Pumpendruck und dem Ruhedruck >Hakansson@. Fernwärmenetze in Deutschland werden für Nenndruckstufen ND 16 oder ND 25 ausgelegt. Die Höhe des Nenndruckes wird durch die tiefste Stelle im Netz bestimmt. An dieser Stelle des Netzes darf der Druck in keinem Betriebsfall, auch nicht bei Druckstößen, den zulässigen Druck im System übersteigen. Dieser ist gleich mit dem Nenndruck abzüglich eines Sicherheitsabschlags. Ein Druckstoß kann z.B. durch das schnelle Schließen von Schiebern vorkommen.

Abb. 9.20: Druckverhältnisse im Fernwärmenetz

370


Man unterscheidet folgende Betriebsfälle: Im Normalbetrieb wird der Pumpendruck über den Differenzdruck des kritischen Verbrauchers 'pkr gesteuert. Dieser ist meistens der entfernteste Verbraucher im Netz. Wenn der Differenzdruck dieses Verbrauchers steigt, bedeutet dies, dass die Verbraucher zu viel Wasser bekommen und der Pumpendruck entsprechend reduziert werden muss. Bei sinkendem Differenzdruck ist das Gegenteil der Fall. Heutzutage sind praktisch alle Fernwärmenetze mit drehzahlgeregelten Pumpen ausgerüstet, bei denen die Fördermenge durch Änderung der Drehzahl geregelt wird. Bei Ausfall der Pumpen darf an keiner Stelle des Netzes der Druck unter den Verdampfungsdruck des Wassers sinken, damit ein Ausdampfen des Wasser vermieden wird. Es muss auch verhindert werden, dass höherliegende Netzteile leer laufen. Das wird durch die Druckhaltung gewährleistet, die den Ruhedruck einstellt. Die kritische Stelle im Netz ist in diesem Fall die mit der höchsten geodätischen Höhe, siehe Abb. 9.20. Die Druckhaltung wird bei großen Netzen durch Druckhaltepumpen, bei kleinen Netzen durch Luftpolster gewährleistet. Ein wesentlicher Kostenfaktor der Fernwärme ist der Pumpstromverbrauch. Dieser kann nach folgenden Formeln ermittelt werden: Pumpleistung:

PP

Spez. Pumparbeit:

10 5 'p QH U c K 't wP

35,43

35,43 QH

'p >kW@ 't

tP ' p >kWhel/MWhth@ tH ' t

(9.8)

(9.9)

Hierin bedeuten: QH: Netzhöchstlast in MW U: Wasserdichte (eingesetzt 960 kg / m3) c: spezifische Wärme des Wassers (eingesetzt 4,2 kJ/(kg K)) K: Pumpenwirkungsgrad (eingesetzt 0,7) Benutzungsdauer der Pumpleistung in h/a tp: tH: Benutzungsdauer der Netzhöchstlast in h/a ' p: Druckhöhe der Pumpe in bar ' t: Temperaturspreizung in K Vermerk: Die Zahlenformel für die Pumpleistung wurde aus den beiden Formeln für Pumpleistung (P = V ' p / K) und Wasservolumenstrom ( V = QH / (U c ' t ) entwickelt.

Den spezifische Pumpstromverbrauch für ausgewählte Fälle mit unterschiedlichen Netzparametern ist aus Tabelle 9.9 ersehen.


371

Bei ungünstiger Netzauslegung und ohne Drehzahlregelung der Pumpen kann der Pumpstromaufwand auch wesentlich höher (> 30 kWhel / MWhth) liegen, siehe hierzu Abb. 9.23. Tabelle 9.9: Spezifischer Pumpstromverbrauch Temperatur Vor- / Rücklauf Temperaturspreizung ' t Pumpendruck ' p Benutzungsdauer der Pumpleistung Spezifischer Pumpstromaufwand

°C / °C

130/50

130/70

110/70

K

80

60

40

Benutzungsdauer der

bar

14

14

6

Netzhöchstlast

h/a

4.500

4.500

4.500

h/a

kWhel / MWht h

9

12

8

3.000

kWhel / MWht h kWhel / MWht h

11

15

9

2.500

14

18

12

2.000

9.3.5 Systemkomponenten von Fernwärmenetzen

9.3.5.1 Fernwärmeleitungen

Bis vor etwa 40 Jahren wurden Fernwärmeleitungen fast ausschließlich in Betonkanälen verlegt. Diese Verlegungsart findet bei Neuerschließungen wegen der hohen Kosten nur in besonderen Fällen, z.B. bei Dampfnetzen, Anwendung. Heutzutage werden als Fernwärmeleitungen überwiegend erdverlegte Kunststoffmantelrohre – Abb. 9.21 – eingesetzt. Plastikmantel Stahlmediumrohr

Sensor für Leckagekontrol

PolyurethanWärmedämmung

Abb. 9.21: Verlegung von Kunststoffmantelrohrleitungen

Die Leitungen bestehen aus dem Mediumrohr aus Stahl, der Polyurethan-Wärmedämmung und dem Kunststoffmantel. Meistens sind auch

372


Sensoren für den Anschluss an ein Leckwarnsystem eingebaut. Die Leitungen werden in Gräben kanalfrei verlegt. Kompensatoren zur Aufnahme der Wärmeausdehnung können durch die sogenannte kompensatorfreie Verlegung entfallen. Dabei wird die Sand- und Erdschüttung über den Leitungen komprimiert, sodass sie sich nicht ausdehnen können und bei Erwärmung unter Druckspannung stehen. Bei hoher Belastung, z.B. beim Unterqueren von Straßen, werden auch Stahlmantelrohre verwendet. Für Nahwärmenetze mit niedrigen Vorlauftemperaturen kommen verstärkt auch flexible Kunststoff-Medium-Rohre zum Einsatz. Fernwärmeleitungen werden für einen etwa konstanten spezifischen Druckverlust pro Meter Trassenlänge ausgelegt. In der Tabelle 9.10 wird die Transportkapazität von Fernwärmeleitungen und die zugehörige Geschwindigkeit für verschiedene Temperaturspreizungen und einen konstanten spezifischen Druckverlust pro m Trassenlänge angegeben. Tabelle 9.10: Transportkapazität von Fernwärmeleitungen Rohrdurchmesser DIN 2448 DN 25 32 40 50 65 80 100 125 150 200 250 300 350 400 450 500 600 700 800 900 1000

LW 28,5 37,2 43,1 54,5 70,3 82,5 107,1 131,7 159,3 210,1 260,5 309,7 339,6 388,8 437,0 486,0 585,0 700,0 800,0 900,0 1000,0

Druckverlust Pa / m Trasse =

200

Temperaturspreizung 130/50 °C MW 0,12 0,23 0,33 0,60 1,13 1,69 3,24 5,43 8,73 17,4 29,9 46,0 57,9 81,3 108,8 142,0 225,7 353,5 493,6 662,6 862,2

130/70 °C MW 0,09 0,17 0,25 0,45 0,85 1,26 2,43 4,07 6,55 13,1 22,4 34,5 43,5 61,0 81,6 106,5 169,3 265,1 370,2 496,9 646,7

WasserGeschwindigkeit

110/70 °C MW 0,06 0,12 0,17 0,30 0,56 0,84 1,62 2,71 4,37 8,7 14,9 23,0 29,0 40,6 54,4 71,0 112,8 176,7 246,8 331,3 431,1

m/s 0,57 0,66 0,71 0,80 0,90 0,98 1,11 1,24 1,36 1,56 1,74 1,90 1,98 2,12 2,25 2,37 2,60 2,85 3,05 3,23 3,41


373

Hierzu noch einige nützliche Näherungsformeln für Fernwärmeleitungen: D LW

bzw.

1000

DLW Qmax

w

1, 4

§ 16 O ¨¨ 2 2 ©S U c

· ¸¸ ¹

0, 2

'p

0, 2

§Q· 1.115 'p 0, 2 ¨ ¸ © 't ¹

§Q· ¨¨ ¸¸ © 't ¹

0, 4

>mm@

0, 4

>mm@

2,5 2,41 10 8 DLW 'p 0,5 't >MW@

Q 4 10 5 S U c ' t DLW 2

(9.10)

§ Q 3,16 10 5 ¨¨ 2 © ' t DLW

· ¸¸ >m/s@ ¹

(9.11) (9.12) (9.13)

Hierin bedeuten: O: - Reibungszahl, eingesetzt 0,018 U: Dichte des Wassers, eingesetzt 960 kg/m3

c: DLW: Qmax: w: ǻp: ǻt: Q:

spezifische Wärmekapazität des Wassers, eingesetzt 4,2 kJ/(kg K) Durchmesser, lichte Weite in mm Transportkapazität der Leitung in MW Wärmeleistung Wassergeschwindigkeit in m/s spezifischer Druckverlust in Pa/m Trasse (Doppelrohr) Temperaturspreizung Vor-, Rücklaufleitung in K Wärmeleistung in MW

Anmerkung: Diese Formeln wurden durch Kombination der Originalformeln der Physik für Druckverlust, Wärmemenge, Volumenstrom und Wassergeschwindigkeit entwickelt. In diesem Zusammenhang ist noch zu erwähnen, dass die oft praktizierte Vorgehensweise zur Ermittlung der Rohrdurchmesser über eine konstante Wassergeschwindigkeit (oft 2 m/s) den Pumpstromaufwand beträchtlich in die Höhe treiben kann. Wie aus Abb. 9.22 zu ersehen ist, steigt der spezifische Druckverlust bei kleinen Durchmessern, die meistens am Netzende liegen, exponentiel an. Wenn dies bei der Auslegung nicht beachtet wird, kann das schwerwiegende Folgen für die Höhe der Pumpleistung haben, wie in Abb. 9.23 gezeigt wird. Das ist insbesondere bei Fernwärmenetzen mit direkter Übergabe besonders kritisch, da der kritische Verbraucher ein Heizkörper in einer der Hausanlagen ist, wo der Netzbetreiber keinen Einfluss hat. Richtwerte für Verlegekosten von Fernwärmeleitungen in Abhängigkeit vom Durchmesser sind in Abb. 9.24 zu ersehen. In den angegebenen Kosten haben die Tiefbaukosten einen Anteil zwischen 40% und 50%. Sie sind

374


aber stark von der Bodenbeschaffenheit und vom Schwierigkeitsgrad der Verlegung abhängig. Im innerstädtischen Bereich können deshalb die Verlegekosten auch beträchtlich oberhalb der angegebenen Bandbreite liegen. 4,00

5000

3,50

4000

spez. Druckverlust pro m Trasse bei konstanter Wassergeschwindigkeit 2 m/s

3500

3,00

2,50

3000

Wassergeschwindikeit m/s bei konstantem Druckverlust von 200 Pa pro Meter Trasse

2500 2000

2,00

1,50

1500 1,00 1000

Wassergeschwindigkeit m / s

Druckverlust Pa pro Meter Trasse

4500

0,50

500 0

0,00 25

125

225

325

425

525

625

725

825

925

Rohrdurchmesser mm

Abb. 9.22: Auslegung von Fernwärmeleitungen abnehmender Durchmesser entlang des Netzes

' p Pumpe

' p Pumpe

' p Pumpe

km

Pumpleistung: P = V x ' p / K

' p kr

Auslegung konstanter spez. Druckverlust Konstante Wassergeschwindigkeit Abnehmender spezifischer Druckverlust

Abb. 9.23: Auswirkungen der Netzauslegung auf die Pumpleistung


375

Spezifische Investition € / m Trasse

2.500

befestigtes Gelände Innenstadtbereich

2.000

Bandbreite

1.500

unbefestigtes Gelände Neubaugebiete

1

1.000

Bandbreite 500

Quelle : Kennziffernkatalog , GfEM-Berlin, 2004 eigene Aufbereitung als Graphik 0 0

100

200

300

400

500

600

700

800

Nenndurchmesser DN

Abb. 9.24: Investitionen von Fernwärmeleitungen, Richtwerte

9.3.5.2 Hausanschlüsse

Der Hausanschluss ist die Verbindung zwischen dem Fernwärmenetz und der Hausanlage. Dieser wird meistens aus Kunststoffmantelrohr oder aus Biegerohr hergestellt. Die Hausanschlüsse sind ein wesentlicher Kostenfaktor bei der Fernwärmeversorgung, da die spezifischen Kosten wegen der kurzen Trassenlängen und der oft Einzelerstellung, insbesondere bei Bestandsobjekten, relativ hoch sind. Je nach Länge und Schwierigkeitsgrad der Verlegung liegen die Investitionen von Hausanschlüssen zwischen ca. 9.000 (6 m) und 13.000 € (15 m) für mittlere bis größere Wohngebäude. Diese Kosten sind i.d.R. vom Anschlussnehmer zu zahlen. Wenn Neubaugebiete erschlossen werden und die Hausanschlüsse im Zuge der Erschließung, zusammen mit dem Verteilungsnetz, erstellt bzw. vorbereitet werden, können die Kosten für Hausanschlüsse beträchtlich reduziert werden. 9.3.5.3 Hausübergabestationen

Die Hausübergabestation – Abb. 9.25 – ist das Bindeglied zwischen dem Fernwärmenetz und dem Heizungsnetz der Hausanlage. Sie umfasst die Anschlüsse zum Fernwärmenetz und dem Hausnetz, Absperrarmaturen, Wärmemengenzähler, Wassermengenbegrenzer und Sicherheitsorgane.

376


Der Wärmemengenzähler dient zur Messung der Wärmeabgabe an den Kunden in kWh, mit dem Wassermengenbegrenzer wird die maximale Wassermenge und damit der maximale Wärmeleistungsbezug in kW eingestellt. Beide sind für die Abrechnung der gelieferten Wärme notwendig. Man unterscheidet zwischen indirekten und direkten Hausübergabestationen. Bei der indirekten Hausübergabe sind das Fernwärmenetz und die Hausverteilung durch einen Wärmetauscher hydraulisch voneinander getrennt und bilden so zwei separate Wasserkreisläufe. Bei der direkten Hausübergabe werden die beiden Netze nicht voneinander getrennt, das Wasser aus dem Fernwärmenetz wird durch die Hausanlage gepumpt und das gesamte System besteht aus einem einzigen Wasserkreislauf. Üblicherweise ist bei Übergabestationen auch ein Brauchwarmwasserbereiter (BWWB) integriert. Er kann an der Primär- oder an der Sekundärseite angeschlossen sein. Er kann als Wärmetauscher oder als Speicher ausgeführt sein. Anschlüsse zum Fernwärmenetz

Anschlüsse zur Hausanlage

Anschlüsse zum Brauchwarmwassernetz

WärmemengenZähler Umwälzpumpe Hausheizungsanlage

Brauchwarmwasserwärmetauscher

Differenzdruckregler Mengenbegrenzer

Plattenwärmetauscher

Abb. 9.25: Vorgefertigte indirekte Kompakt-Hausübergabestation


377

Die meisten Fernwärmeunternehmen bieten vorgefertigte Hausübergabestationen an. Richtpreise für ausgewählte Stationen sind aus Tabelle 9.11 zu ersehen. In der angegebenen Quelle sind weitere Angaben zu finden. Die Eigentumsgrenze kann, je nach Fernwärmeunternehmen und Anschlussbedingungen, vor oder nach der Übergabestation liegen. Das muss auch beim Vergleich von Fernwärmepreisen beachtet werden. Tabelle 9.11: Richtpreise, Kompaktstationen mit BWW-Bereitung Leistung kW

10 20 30 40 50 60 70 80 100 250 500

direkter Anschluss *) 130 / 75°C - 110 / 70 °C Bandbreite €

indirekter Anschluss *) 130 / 75°C - 110 / 70 ° Bandbreite €

4.499 4.550 4.602 4.704 4.806 4.908 5.011 5.113 5.266

5.522 5.573 5.624 5.726 5.829 5.931 6.033 6.136 6.289

6.136 6.187 6.238 6.340 6.442 6.545 6.447 6.749 6.902 10.500 12.000

7.158 7.209 7.260 7.363 7.465 7.567 7.669 7.772 7.925 11.500 13.000

*) Temperaturangaben: Temperaturspreizung der Primär-Sekundärseite Quelle: Kennziffernkatalog, GfEM, Berlin, 2004

9.3.6 Erschließungskosten der Fernwärmenetze

Ein forcierter Ausbau der Fernwärmeversorgung hat in Deutschland nach dem Krieg, überwiegend bis Ende der 70er Jahre, stattgefunden. Seit 1990 stagniert der Anschlusswert, bei den Netzlängen ist dagegen eine Zunahme um ca. 38% im selben Zeitraum zu beobachten >AGFW Hauptbericht 2005@. Aus dieser Entwicklung lässt sich ableiten, dass Neuanschlüsse den Rückgang der Anschlusswerte durch die fortlaufende wärmetechnische Sanierung bestehender Gebäude gerade noch ausgleichen können. Ein weiterer Ausbau der Fernwärmeversorgung findet hauptsächlich durch Verdichtung innerhalb von bestehenden Fernwärmenetzen, durch den Bau von Nahwärmenetzen zur Versorgung von Neubaugebieten oder von größeren Verbrauchern oder durch den Anschluss von an bestehende Fernwärmenetze angrenzenden Neubaugebieten statt. Investitionen für die Hauptkomponenten der Fernwärmeverteilung wurden bereits in den vorangegangenen Abschnitten angegeben. Die Investitionsausgaben für die Erschließung von neuen Versorgungsgebieten

378


oder Neukunden sind in erster Näherung von der Wärmedichte der betreffenden Gebiete abhängig. Eine Erstabschätzung der Investitionen für Neuanschlüsse oder Netzerweiterungen kann durch die sogenannte Siedlungstypenmethode durchgeführt werden. Die Wärmeanschlussdichten von ausgewählten typisierten Siedlungen sind aus der Tabelle 9.12 >Blesl@ zu ersehen. Tabelle 9.12: Wärmeanschlussdichte ausgewählter Siedlungstypen Typ *)

EFH ZFH RDH KMH GMH HH

ST 2 ST 4 ST 5a ST 5b ST 6 ST 7a ST 7b ST 10a ST 11b

x

x

Art der Bebauung

MW / km 2

EFH- u. ZFH- Siedlung Reihenhaussiedlung x Siedlung kleiner MFH x x Zeilenbebauung x x Zeilenbebauung x x Blockbebauung, niedrieger Dichte x x Blockbebauung, hoher Dichte Große öffentliche Sonderbauten Gewerbliche u. Dienstleistungs-Sonderbauten

18 18 27 30 37 44 45 42 52

x

*) EFH: Einfamilienhäuser; ZFH: Zweifamilienhäuser; RDH: Reihen- u. Doppelhäuser KMH: kleine Mehrfamilienhäuser; GMH: grosse Mehrfamilienhäuser; HH: Hochhäuser Quelle: Markus Blesl, Dissertation 2002, Universität Stuttgart, IER

Die auf der Basis der Merkmale der Siedlungstypen näherungsweise ermittelten Investitionen und die Nutzwärmekosten der Fernwärmeverteilung in Abhängigkeit von der Wärmedichte sind aus Abb. 9.26 und Abb. 9.27 zu ersehen. Die zugrundegelegten wirtschaftlichen Eckdaten zur Kostenermittlung sind in der Tabelle 9.13 zusammengestellt. Tabelle 9.13: Wirtschaftliche Eckdaten für Fernwärmenetze Position Kalkulatorische Lebensdauer Fernwärmenetz Hausanschlüsse Übergabestationen Kalkulatorischer Zinssatz, real Fernwärmenetz inkl. KSt und GeSt Hausanschlüsse (Privatinvestition) *) Übergabestationen (Privatinvestition) *) Pumpstromaufwand Netzverluste (bez. auf Netzeinspeisung) Instandhaltung und Personal Verwaltung, Versicherungen

Einheit

Zahlenangabe

a a a

35 35 30

% % % kWhel / MWhth % % / Inv. % / Inv.

7,5 4,5 4,5 20 8 0,5 0,5

*) Hypothekendarlehen: 10 Jahre, 6,5 % nominaler Zinssatz abzügl. 2 % Inflation


379

Verlegekosten der Verteilung T€ / MW

1.200 1.100

nur Verteilung ohne Hausanschlüsse Kunststoffmantelrohre PN 16 - 130°C / 70°C

1.000 900 800

obere Bandbreite Innenstadt, befestigtes Gelände günstige Verhältnisse

700 600 500 400 300

untere Bandbreite Neubaugebiete, unbefestigtes Gelände

200 100

Quelle: Eigene Berechnungen 20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

Wärmedichte MW / km

45,0

50,0

2

Abb. 9.26: Erschließungskosten für neue FW-Gebiete, Richtwerte

spezifische Kosten der Verteilung € / MWh

70

Eckdaten Verteilung ohne Hausanschlüsse Kunststoffmantelrohre ND 16 Temperatur Vor-/Rücklauf 130°C/70°C Neubau oder wärmetechnisch sanierte Gebäude Vollbenutzungsstunden 1.800 h/a Zinssatz 7,5%; kalk. Lebensdauer 35 a Fixe Betriebskosten 1% der Investition spez. Kosten bez. auf Wärmeabgabe

60

50

40

obere Bandbreite Innenstadt, befestigtes Gelände, günstige Verhältnisse

30

20

10

untere Bandbreite Neubaugebiete, unbefestigtes Gelände Quelle: Eigene Berechnungen

20

25

30

35

40

45

50

Wärmedichte MW / km2

Abb. 9.27: Spez. Verteilungskosten zur Neuerschließung

Bei der Berechnung wird angenommen, dass es sich um Neubauten bzw. wärmetechnisch sanierte Gebäude handelt. Solche Gebäude haben einen niedrigen Anschlusswert, die Benutzungsdauer des Anschlusswertes ist aber relativ hoch, weil der Wärmeverbrauch für Brauchwarmwasser einen großen Anteil am Gesamtwärmebedarf einnimmt. Es wird deshalb eine Benutzungsdauer von mindestens 1.800 h/a angenommen.

380


Neubaugebiete an der Peripherie von größeren Fernwärmenetzen werden meistens aus einer Mischung von drei Siedlungstypen, nämlich Reihen- und Doppelhäusern, kleinen und mittleren Mehrfamilienhäusern und einigen großen Mehrfamilienhäusern gebaut. Die Hauptmerkmale einer solchen Siedlung sind in Tabelle 9.14 zusammengestellt und in Beispiel 9.4 werden die Erschließungskosten für den Anschluss an ein bestehendes Fernwärmenetz überschlägig ermittelt. In Beispiel 9.5 werden die anlegbaren Fernwärmeerzeugungskosten in Konkurrenz zur Heizölheizung am Beispiel einer kleinen Neubausiedlung ermittelt. Tabelle 9.14: Hauptmerkmale ausgewählter Siedlungstypen Merkmal Siedlungstyp Gebäudetypen *) Anzahl Gebäude Länge der Straßen Abstand zw. Gebäude und Straße Wärmedichte

Einheit 2 Gb / km 2 km /km m 2 MW / km

Siedlungstyp ST 2 EFH + ZFH 1.257 21,84 7 18,0

ST 5a KMH 1.524 27,56 7 27,2

ST 5b KMH u. GMH 1.172 17,72 9 30,2

*) RDH: Reihen- und Doppelhäuser; KMH : kleine Mehrfamilienhäuser; GMH: große Mehrfamilienhäuser Quelle: Markus Blesl, DIsertation 2002, Universität Stuttgart, IER

Beispiel 9.4: Erschließungskosten für ein Neubaugebiet Ein Neubaugebiet bestehend aus Ein- und Zweifamilienhäusern sowie kleinen und großen Mehrfamilienhäusern soll an das naheliegende Fernwärmenetz angeschlossen werden. Die Erschließungskosten sind nach der Siedlungstypenmethode zu ermitteln. Neubaugebiet ( je 1/3 Siedlungstypen) Fläche Länge der Straßen Anschlusswert Nutzwärmebedarf Heizung + BWW Fernwärmenetz Anzahl Hausanschlüsse Fernwärmenetz,Verrohrungsgrad Abstand zum best. FW-Versorgungsgebiet Leitungsdurchmesser Anschlussleitung Mittlerer Durchmesser im Versorgungsgebiet Netzeinspeisung Pumpstromaufwand

1.800 h / a

90%

8% Verluste 20 kWh el / MWh th

ST 4 + ST 5a + ST 5b km 1,0 km 22,4 MW 25,1 MWh /a 45.240

km km DN DN MWh /a MWh /a

1.318 20,1 0,5 300 100 49.174 983


381

Fortsetzung Beispiel 9.4 Wirtschaftliche Eckdaten Hausanschluss Antransportleitung Verteilung im Gebiet kalkulatorische Lebensdauer kalkulatorischer Zinssatz, real Instandhaltung, Personal, Versicherungen Strompreis Erschließungsinvestitionen Hausanschlüsse Antransportleitung Verteilung im Gebiet Spez. Erschließungkosten, nur Verteilung Jahreskosten der Verteilung Betriebskosten, fix Pumpstrom Kapitalkosten Spez. Kosten der Verteilung, bezogen auf Nutzwärme davon Fernwärmeverteilung davon Hausanschlüsse

€ €/m €/m a % % / Inv. € / MWh T€ T€ T€ T€ T€ / MW T€ / a T€ / a T€ / a T€ / a € / MWh € / MWh € / MWh

8.000 600 500 35 7,5% 1,0% 80,00 20.909 10.541 300 10.068 401 1.992 209 79 1.704 44,02 25,03 18,99

Beispiel 9.5: Anlegbarer Preis Fernwärme - Heizölheizung Eine kleine Siedlung mit kleinen und großen Mehrfamilienhäusern soll an eine angrenzende Fernwärmeleitung angeschlossen werden. Zu ermitteln sind die Kosten für die Erschließung sowie der anlegbare Preis der Fernwärmeerzeugung gegenüber einer Heizöl-Einzelheizung. Es wird angenommen, dass die Investitionen für die Wärmeübergabestationen etwa gleich hoch sind wie die Investitionen der Heizölkessel; sie werden deshalb nicht berücksichtigt. Die Kosten der Fernwärme werden bis zur Schnittstelle Hausanschluss - Übergabestation ermittelt und mit den Brennstoffkosten der Heizöl-Zentralheizung verglichen. Technische Parameter Neubaugebiet Wärmeanschlussdichte Wärmebedarf je Gebäude Nutzwärmebedarf

ST 5b *) 30 39 70

1.800 h / a

MW / km2 kW MWh / a

45 € / hl

T€ %/a a € / MWh

9 4,5% 30 45,00

€ / MWh € / MWh € / MWh € / MWh

20,00 7,87 1,28 1,60

Wirtschaftliche Eckdaten Hausanschlusskosten Zinssatz Hausanschluss, real **) Kalkulatorische Lebensdauer Heizölpreis 2005 ****)

Kosten der FW-Verteilung + Hausanschluss Kosten der FW-Verteilung ***) Kapitaldienst für Hausanschluss Instandhaltung Pumpstrom 20 kWhel / MWhth

Summe Brennstoffkosten HEL ****) Anlegbarer Preis FW-Erzeugung

1% / a 80 € / MWh 88%

€ / MWh € / MWh € / MWh

30,75 51,14 20,38

382


*) Zeilenbauweise mit kleinen und großen Mehrfamilienhäusern **) Privates Hypothekendarlehen:Laufzeit 10 Jahre, mit 6,5% Zinsatz abzügl. ***) entnommen aus Diagramm ****) Heizölpreis aus StBA, Fachserie 17 Vermerk: Ohne Umsatz- bzw MWSt

Fernwärmeerzeugungskosten in dieser Höhe können nur in KWK realisiert werden (s. Kapitel Kraft-Wärme-Kopplung).

Literaturverzeichnis >AGFW@ Arbeitsgemeinschaft für Wärme und Heizkraftwirtschaft - AGFW- beim Verband der Elektrizitätswirtschaft e.V. >Albers@ Dr. Klaus Albers, RWE-Net, Netzbertrieb, Vortrag: „Preisbildungsmechanismen für die Abrechnung von Regelenergie und resultierende Marktreaktionen“, DVG/VDN-Fachtagung „Regelenergiemarkt in Deutschland, Nov. 2001 >Benz@ Dr.-Ing. Thomas Benz,Vortrag: „ Energieübertragung und -verteilung“, Euroforum-Seminar „Energietechnik für Nicht-Techniker“, Köln Okt 2003 >Blesl@ Markus Blesl, Räumlich hoch aufgelöste Modellierung leitungsgebundener Energieversorgungssysteme zur Deckung des Niedertemperaturwärmebedarfs, Dissertation 2002, Universität Stuttgart, Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung IER, http://elib.unistuttgart.de/opus/volltexte/2002/1193/pdf/FB92.pdf >Cerbe@ Günter Gerbe, Grundlagen der Gastechnik, DVGW, Hanser Verlag München Wien, 2004 >Elsässer@ Prof. F. Rainer Elsässer, Vorlesungsmanuskript „Power Supply and Distribution“, Universität Stuttgart,, Centre for Infrastrucre Planning >EnWG@ Zweites Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts - Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz EnWG), 7. Juli 2005 >Eon-Ruhrgas@ Erdgaswirtschaft im Überblick, Januar 2006 >GasNEV@ Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Gasversorgungsnetzen (Gasnetzentgeltverordnung) >GasNZV@ Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen (Gasnetzzugangsverordnung) von 25. Juli 2005 >GfEM@ Kennziffernkatalog, Investitionsvorbereitung in der Energiewirtschaft, 2004, GfEM Gesellschaft für Energiemanagement mbH, Neuerhagen/Berlin, www.ener-cons.de >Grid Code@ Der Grid Code, Kooperationsregeln für die deutschen Übertragungsnetzbetreiber, DVG Deutsche Verbundgesellschaft >Hakansson@ Ing. (grad) Knut Hakansson, Handbuch der Fernwärmepraxis, Vulkan-Verlag Essen,1982 >Hodurek@ Dipl.-Ing. Claus Hodurek, DVG/VND-Fachtagung, November 2001


383

>Kalide@ Wolfgang Kalide, Technische Strömungslehre - Einführung, Carl Hanser Verlag München Wien, 1976 >Kraus@ Michael Kraus, Vortrag: „Der Regelenergiemarkt, Wirkungsweise und Wechselbeziehungen mit Spot- und Intra-Day-Märkten“, Regelenergie Symposium, Leipzig September. 2004 >Nick@ Dr.-Ing. Wolfgang Nick, E-Bridge, Belieferung von Kunden ohne Leistungsmessung, Vortrag, Euroforum-Konferenz „Das neue EnWG. Netzzugangsverordnung Strom“, Köln, 25.Oktober 2004 >Praxishandbuch Energiebeschaffung@ Wolfgang Zander, Martin Riedel, Michael Kraus, Ständig aktualisierte Loseblattsammlung >R-A-N-Gutachten@, „Kosten der Beschaffung und Abrechnung von Regel- bzw. Ausgleichsenergie mit Blick auf die kartellrechtliche Angemessenheit der Netznutzungsentgelte der RWE Net AG“, BET- Büro für Energiewirtschaft und Technische Planung GmbH, Aachen/Hamm/Leipzig März 2003 >StromNEV@ Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen (Stromnetzentgeltverordnung- StromNEV) von 25. Juli 2005 >StromNZV@ Verordnung über den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen, vom 25. Juli 2005 >VDN@ Verband der Netzbetreiber e.V. beim VDEW, http://www.vdn-berlin.de/ Schriftenreihe. >Verstege@ Univ.-Prof. Dr.-Ing Johannes Verstege. Bergische Universität Wuppertal, Vortrag: „Regelenergie“ Expertenanhörung, Berlin Nov. 2003

10. Abwicklung von Energieprojekten

10.1 Phasen der Projektabwicklung Investitionsvorhaben im Energiebereich sind meistens Projekte zur Erzeugung oder Verteilung von Energie. Die Abwicklung von großen Projekten erstreckt sich über mehrere Phasen. Im Wesentlichen kann man sie wie in der Tabelle 10.1 zusammenfassen: Tabelle 10.1: Projektphasen

Phase Projektstart Anlass und Projektidee Konzeptstudie Machbarkeitsstudie Planungs- und Vergabephase Vor- und Entwurfsplanung Ausführungsplanung Ausschreibung und Vergabe Bau und Inbetriebnahme Bau und Montage Inbetriebnahme/Probebetrieb Betrieb

Ziel Projektstart, Investoren motivieren Bestimmung der Vorzugsvariante technisch/wirtschaftliche Machbarkeit, Bewerbung für Kredite Genehmigungsunterlagen Ausschreibungsunterlagen Beschaffung der Anlagenkomponenten funktionsfähige Anlage produktionsfähige Anlage Kommerzielle Nutzung

Je nach Größe des Projektes können Phasen zusammengeführt werden oder zusätzliche hinzukommen. Ein Merkmal der meisten Projekte im Energiesektor ist die lange Dauer der Umsetzung von der Projektidee bis zur Inbetriebnahme. In den folgenden Abschnitten werden die einzelnen Abwicklungsphasen am Beispiel von Kraftwerksprojekten im In- und Ausland kurz beschrieben. Eine ausführlichere Beschreibung für BiomasseProjekte im Inland ist im >Leitfaden Bioenergie@ zu lesen.

386

10 Abwicklung von Energieprojekten

10.1.1 Projektstart

10.1.1.1 Anlass und Projektidee

Der Anlass für ein neues Projekt kann aus einer betrieblichen Notwendigkeit entstehen, wenn sich z.B. das bestehende Heizwerk oder Heizkraftwerk einer Papierfabrik dem Ende seiner technischer Lebensdauer nähert, muss die Geschäftsleitung rechtzeitig seinen Ersatz vorbereiten. Kraftwerksprojekte für die Allgemeine Versorgung entstehen entweder, um den steigenden Strombedarf zu decken, was bei vielen Ländern der Fall ist, oder wie in Deutschland, weil bestehende Kraftwerke altersbedingt ersetzt werden müssen. Es handelt sich hierbei um „Nicht- aufschiebbare“ Investitionen. Ein Projekt kann auch aus Gründen der Rationalisierung und Effizienzerhöhung eines Systems entstehen, z.B. die Integration von mehreren Inselnetzen zu einem Verbundnetz; der Zeitpunkt der Realisierung ist quasi frei wählbar, es handelt sich in diesem Fall um eine „aufschiebbare Investition“. Die Projektidee kommt bei Energieprojekten der Allgemeinen Energieversorgung meistens vom Bauherrn selbst. Er kann ein Energieversorgungsunternehmen, ein IPP (Independent Power Producer), ein Contracting Unternehmen oder bei vielen Ländern auch die zuständige Regierungsstelle selbst sein. Oft werden Energieprojekte von Projektentwicklern generiert, meistens Beratungsunternehmen, die das Projekt bis zu einer gewissen Reife entwickeln und dann an Investoren vermarkten. Dies geschieht zunehmend in Zusammenhang mit dem CO2-Emissionshandel in Form von CDM- oder JI-Projekten, wie z.B. Windkraftfarmen, Verstromung von Methan aus Kohleminen etc. Die Projektidee muss in einem ersten Projektentwurf formuliert werden. Das Ziel des Projektentwurfs ist, insbesondere bei aufschiebbaren Investitionen, das Projekt für potenzielle Investoren attraktiv zu machen. Die Inhalte des Projektentwurfs können wie folgt umrissen werden: x x x x x

Technisch-wirtschaftliche Randbedingungen Erstabschätzung des Kapitalbedarfs und der Wirtschaftlichkeit Grobes Finanzierungskonzept Vorläufige Organisationsform Zu erwartende Rendite für die Investoren

Die nächste Aufgabe des Projektentwicklers ist es, Investoren zu identifizieren und eine vorläufige Projektorganisation zu etablieren.

10.1 Phasen der Projektabwicklung

387

10.1.1.2 Konzeptstudie

Der nächste Schritt bei großen Projekten ist die Konzeptstudie (prefeasibility study). Hierzu werden i.d.R. Beraterfirmen beauftragt. Ziel der Konzeptstudie ist es, die technische und wirtschaftliche Machbarkeit des Projektes zu untersuchen und das wirtschaftlichste technische Konzept zu bestimmen. Zu diesem Zweck werden, ausgehend von der Bedarfsprognose, die Größe der Anlage vorläufig festgelegt und eine Anzahl von technischen Varianten nach dem Stand der Technik grob konzipiert. Anschließend werden die Investitionsausgaben für jede Variante geschätzt, eine Wirtschaftlichkeitsrechnung, meistens nach der Annuitätenmethode, durchgeführt und die Varianten vergleichend gegenübergestellt. Als Ergebnis der Konzeptstudie muss die Anzahl der Varianten eingegrenzt, und nach Möglichkeit eine Vorzugsvariante bestimmt werden. Für diese sollte auch die grundsätzliche Genehmigungsfähigkeit geprüft und auf die erforderlichen Genehmigungen hingewiesen werden. Die Untersuchungen und Ergebnisse der Konzeptstudie werden in einem Bericht (report) zusammengefasst. Am Anfang des Berichtes steht eine kurze Ergebniszusammenfassung (executive summary), die für die Entscheidungsträger bestimmt ist. Die Ergebniszusammenfassung zeigt auf, ob das Projekt erfolgsversprechend ist und realisiert werden soll, und beinhaltet einen Vorschlag über das weitere Vorgehen (follow-up action). 10.1.1.3 Machbarkeitsstudie

Nach positiver Entscheidung über die Weiterführung des Projektes kann eine Machbarkeitsstudie (feasibility study) erarbeitet werden. Ziel dieser Studie ist die Detailuntersuchung der Vorzugsvariante mit Schwerpunkt auf deren Wirtschaftlichkeit. Die Studie muss, insbesondere bei Auslandsprojekten, bankable sein, d.h. auf deren Grundlage müssen Kreditinstitute eine Vorentscheidung über die Finanzierung treffen können. In der Studie muss auch eine vorläufige Organisationsform mit Festlegung der wichtigsten Akteure, wie Bauherr, Anlagenbetreiber, Brennstofflieferanten, Abnehmer der produzierten Energie etc. erarbeitet werden. Nach Möglichkeit sollten auch Vorverträge zwischen den Akteuren vorliegen. Die Investitionen müssen mit ausreichender Genauigkeit geschätzt werden. Die Wirtschaftlichkeit wird mit einem Erfolgsvorschau-Modell (financial model) auf jährlicher Basis untersucht. Dieses besteht meistens aus einem Finanzierungsplan mit Eigenmitteln (equity capital) und Fremdmitteln (borrowed capital), einer jährlichen Gewinn- und Verlustvorschau für die kalkulatorische Lebensdauer der Anlage mit Ausweisung des Betriebs-

388


ergebnisses vor und nach Steuern und des verfügbaren cashflow für die Kreditrückzahlung. 10.1.2 Planung und Vergabe

10.1.2.1 Vor- und Entwurfsplanung

Die Vor- und Entwurfsplanung (Process design, basic engineering) werden i.d.R. gemeinsam durchgeführt; für die ausgewählte Variante werden die wesentlichen Planungs- und Genehmigungsunterlagen erarbeitet; sie bilden die Grundlage für die Erstellung des Genehmigungsantrags. Die wesentlichen Inhalte sind: Beschreibung der Art der Anlage, technische Auslegung der einzelnen Anlagenkomponenten, die Erstellung von Verfahrensfließbildern, Stoffbilanz mit Ausweisung der Art und Mengendurchsätze der Einsatzstoffe. Die Unterlagen sollen so aufgebaut sein, dass deren Einarbeitung in den Genehmigungsantrag reibungslos erfolgen kann. Für Projekte mit Standort in Deutschland sind je nach Anlagentyp eine immissionsrechtliche Genehmigung nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG-Genehmigung) sowie eine Umweltverträglichkeitsprüfung erforderlich. Dementsprechend ist ein förmliches Verfahren mit Öffentlichkeitsbeteiligung notwendig. Neben dem BImSchG und dem Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetz (UVPG) sind für die Genehmigung insbesondere die Technische Anleitung zum Schutz gegen Lärm (TA-Lärm), die Geruchsimmissionsrichtlinie (GIRL), das Bundesnaturschutzgesetz (BNatschG) und das Wasserhaushaltsgesetz (WHG) relevant. Das Genehmigungsverfahren ist zeitaufwändig. Nach Vorlage des Genehmigungsantrages prüft die Behörde zuerst die Unterlagen auf deren Vollständigkeit, was etwa einen Monat dauert. Nach Abschluss der Vollständigkeitsprüfung beginnt die Abwicklung des Genehmigungsverfahrens. Dies dauert beim sogenannten förmlichen Verfahren 7 Monate und beim vereinfachten Verfahren 3 Monate bis zur Erteilung des Genehmigungsbescheids. Bei Auslandsprojekten erfolgt die Genehmigung nach den Landesgesetzen. Der Genehmigungsablauf und die Dauer der Abwicklung sind ähnlich. Bei Projekten, die von internationalen Kreditinstituten finanziert werden (Weltbank, European Bank for Reconstruction and Development – EBRD), gelten für die Genehmigung ähnlich strenge Vorschriften wie in Deutschland.


389

10.1.2.2 Ausführungsplanung und Detailplanung

Die Ausführungsplanung wird meistens dann gestartet, wenn die Genehmigungsunterlagen zur Prüfung bei der Genehmigungsbehörde eingereicht worden sind. Sie kann zeitlich parallel mit der Prüfung der Unterlagen erfolgen und nach Erteilung des Genehmigungsbescheids unter Berücksichtigung möglicher behördlicher Auflagen abgeschlossen werden. Ziel der Ausführungsplanung ist die Vorbereitung der Ausschreibungsunterlagen. Daher muss vor Beginn der Ausführungsplanung entschieden werden, welches Vergabeverfahren zur Anwendung kommt: die „LosVergabe“ oder die „Generalunternehmer-Vergabe“. In der Tabelle 10.2 werden die beiden Verfahren kurz beschrieben. Bei der Los-Vergabe wird die Anlage komponentenweise in sogenannte Lose (lots) aufgeteilt und an mehrere Lieferanten vergeben. Bei der Generalunternehmer- oder EPC-Vergabe wird die schlüsselfertige (turn-key) Anlage an einen einzigen Generalunternehmer (EPC-Contractor, „EPC“ Engineering Procurement Construction) vergeben. Während in der Vergangenheit die Los-Vergabe das übliche Verfahren war, hat sich in den letzten Jahren die EPC-Vergabe, insbesondere im Ausland, durchgesetzt. Ein Grund hierfür ist die Abwälzung des Risikos während der Bauzeit auf den EPC-Contractor. Welches Verfahren das vorteilhafteste ist, muss im Einzelfall untersucht werden. Im Allgemeinen ist für Kohlekraftwerke die Los-Vergabe, für GuD- oder Gasturbinenkraftwerke die EPC-Vergabe die Vorzugsvariante. Bei der Los-Vergabe macht die Ausführungsplanung der Bauherreningenieur, bei EPC-Vergabe der EPC-Contractor. Der EPC-Contractor vergibt auch Lose an Unterlieferanten in Eigenverantwortung. Die Detailplanung wird i.d.R. von den Lieferanten durchgeführt. Die technischen Inhalte der Ausführungsplanung sind im Wesentlichen die Detailauslegung und Beschreibung des Bauteils sowie des maschinen-, elektro- und leittechnischen Teils der Anlage als Basis für die Ausschreibung der Lose. Der nicht-technische Teil der Ausführungsplanung umfasst die Aktualisierung der Schätzung der Baukosten und der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung, die endgültige Festlegung der Organisationsstruktur sowie die Vorbereitung der Verträge zwischen den Projektbeteiligten. Ferner muss die Terminplanung während der Bauphase überprüft und aktualisiert werden.

390


Tabelle 10.2: Beschreibung der Vergabeverfahren für Kraftwerksprojekte

Anzahl Lose (lots)

Verfahren (Procedure)

Bauherr (Owner)

BauherrenIngenieur (Owner's engineer)

Komponentenweise Los-Vergabe

Generalunternehmer(EPC-) Vergabe

Üblich 10 bis 40

1

- Aufteilung des Gesamtprojektes in Lose. - Ausschreibung der einzelnen Lose, Einholen von Angeboten. - Angebotsvergleich und Vergabe der einzelnen Lose an unterschiedliche Anbieter

- Vollständige Vergabe des Projektes an einen EPC-Contractor. - EPC-Contractor vergibt Teillose in eigener Verantwortung. - EPC-Contractor steuert das Gesamtprojekt und trägt das Risiko während der Realisierung des Projektes.

- Benennt einen Ingenieurberater. - Trägt Risiko während der Realisierung des Projektes.

- Benennt einen Ingenieurberater.

- Plant das Projekt. - Teilt das Projekt in Einzellose und schreibt Anfragen aus. - Macht Angebotsvergleich und Vergabevorschlag. - Koordiniert Einzellose hinsichtlich termingerechter Realisierung, Kosten und Qualität.

- Schreibt funktionelle Ausschreibung aus. - Macht Angebotsvergleich und Vergabevorschlag für die Wahl eines EPCContractors. - Übernimmt Aufsicht der Bauausführung und Qualitätssicherung.

10.1.2.3 Ausschreibung und Vergabe

Nach Abschluss der Ausführungsplanung kann das Ausschreibungs- und Vergabeverfahren (tendering procedure) beginnen. Ziel der Ausschreibung ist das Einholen von vergleichbaren Angeboten von Lieferanten. Aus diesem Grunde muss der Bauherren-Ingenieur vor Fertigstellung der Anfragen die Methodik des technisch/kommerziellen Vergleichs der Angebote festlegen. Bei Vergabe an einen Generalunternehmer erstellt der BauherrenIngenieur eine sogenannte „funktionelle Ausschreibung“ für die schüsselfertige (Turn-key) Anlage. Der Generalunternehmer schreibt anschießend die Lose aus und vergibt Unteraufträge an die Unterlieferanten in Eigen-


391

verantwortung. Beim Losverfahren ist die Aufstellung und Ausschreibung der Lose Aufgabe des Bauherren-Ingenieurs. Die Ausschreibungs- und Vergabeprozedur setzt sich aus folgenden Schritten zusammen: x x x x x x x x x

Erstellung der Ausschreibungsunterlagen Auswahl der möglichen Bieter Verschicken der Anfragen an pre-qualifizierte Bieter Einholung der Angebote Angebotsvergleich Durchführung technischer Klärungsgespräche mit den Bietern Endvergleich der Angebote Vergabeempfehlung an den Bauherrn Vergabe

Die Ausschreibungsunterlagen enthalten einen kommerziellen Teil und einen technischen Teil. Der kommerzielle Teil beinhaltet u.a. die Preisgestaltung, Zahlungs- und Abrechnungsmodalitäten, Lieferbedingungen, Liefertermine, Haftung für Mängel und verschiedene vertragliche Klauseln. Der technische Teil umfasst u.a. die Beschreibung der zu liefernden Anlagenteile, den vom Bieter angefragten Liefer- und Dienstleistungsumfang, die einzuhaltenden Garantiewerte hinsichtlich Leistung und Wirkungsgrad, die notwendige Dokumentation, Referenzen etc. Die Vorschriften für die Ausschreibung von Bau-, Liefer- und Dienstleistungsaufträgen sind in der Vergabe- und Vertragsordnung für Bauleistungen (VOB/A und VOL/A) enthalten >s. auch Wikipedia@. Auftraggeber aus dem Energiesektor sind zu einer öffentlichen Ausschreibung und bei Überschreitung des Schwellenwertes sogar zu einer europaweiten Ausschreibung verpflichtet. Der Schwellenwert beträgt nach Artikel 16 der >EU-Sektorenrichtlinie@ bei Bauaufträgen 6.242 Mio. €, bei Liefer- und Dienstleistungsaufträgen 499 T€. Es gibt jedoch eine Reihe von Ausnahmeregelungen. Nach Vorliegen der Angebote aller Lieferanten wird zuerst der vorläufige technische und kommerzielle Vergleich der Angebote durch den Bauherren-Ingenieur durchgeführt. Hierzu sind oft technische Klärungsgespräche mit den Bietern, die zu der engeren Wahl gehören, notwendig. Nach der technischen Klärung und möglicherweise Vorlage modifizierter Angebote erfolgt der endgültige Vergleich und die Vergabeempfehlung an den Bauherrn. Im Anschluss daran erfolgen dann die Vergabegespräche mit den Bietern. Nach der Vergabeentscheidung des Bauherrn erfolgt dann die Erstellung der Bestellunterlagen sowie das Arbeitsaufnahmegespräch mit den Lieferanten.

392


10.1.3 Bau und Inbetriebnahme

10.1.3.1 Bau und Montage

Nach der Vergabe der Lose für die Anlagenkomponenten beginnt die Bauphase. Es wird ein Bauleiter benannt, dem mehrere Ingenieure und kaufmännische Sachbearbeiter unterstellt sind. Die wesentlichen Aufgaben der Bauleitung sind die Termin- und Kostenverfolgung, die Überwachung der Montagearbeiten, die Qualitätskontrolle sowie die Baustellenverwaltung. Eine wesentliche Voraussetzung für den kommerziellen Betrieb der Anlage ist die Schulung des Bedienungspersonals. Sie erfolgt parallel mit der Inbetriebnahme und dem Probebetrieb der Anlage. 10.1.3.2 Inbetriebnahme und Probebetrieb

Nach Beendigung der Montagearbeiten erfolgt die Inbetriebnahme (commissioning). Sie beginnt mit der Funktionsprüfung der einzelnen Anlagenkomponenten nach deren Montage, im Hinblick auf deren sicherheitstechnisch einwandfreie Betriebsbereitschaft. Sobald die Funktionsprüfung der einzelnen Anlagenkomponenten abgeschlossen ist, kann die Inbetriebnahme der gesamten Anlage erfolgen. Bei der Inbetriebnahme wird das einwandfreie Zusammenspiel der einzelnen Anlagenkomponenten getestet, so dass die Anlage als Gesamtes funktionsfähig ist. Nach Beendigung der Inbetriebnahme erfolgt der Probebetrieb. Beim Probebetrieb wird die Gesamtanlage im Hinblick auf ihre Funktionsfähigkeit für den kommerziellen Betrieb getestet. Diese Phase kann sich bei Großanlagen über Monate hinziehen. Am Ende des Probebetriebes werden die Abnahmeversuche durchgeführt, durch Übernahmeprotokolle dokumentiert und die Anlage ihrem Bestimmungszweck übergeben.

10.2 Betrieb der Anlage Der Betrieb von Energieanlagen erstreckt sich über Jahrzehnte. In der Vergangenheit war es üblich, dass der Bauherr auch der Betreiber der Anlage war und Bedienung, Instandhaltung und Wartung von Eigenpersonal durchgeführt wurden. Durch den zunehmenden Wettbewerb im Zuge der Liberalisierung der Märkte wurde als erstes die Instandhaltung an Fremdfirmen vergeben (outsourcing), so dass das Anlagenpersonal nur für die Bedienung der Anlage und für einfache Instandhaltungsarbeiten zuständig ist. Neuerdings wird zunehmend auch der Anlagenbetrieb an Fremdfirmen mit entsprechender Erfahrung vergeben.


393

Bei der Industrie ist der Trend zum Outsourcing der nicht zum Kerngeschäft gehörenden Aufgaben, darunter fallen auch die Energie- und Medienversorgung, seit Jahren verstärkt zu beobachten. Die Energieversorgung wird an Contracting-Firmen vergeben, welche die Anlagen bauen und betreiben und das Werk mit Energie beliefern. Das Konzept wird im Ausland bei Kraftwerksprojekten schon länger unter dem Begriff BOO (Build Own Operate) praktiziert.

Literaturverzeichnis >EU-Sektorenrichtlinie@ Richtlinie 2004/17/EG des Europäischen Parlaments und Rates vom 31 März 2004, zur Koordinierung der Zuschlagserteilung durch Auftraggeber im Bereich Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie Postdienste. >Leitfaden Bioenergie@ Planung Betrieb und Wirtschaftlichkeit von Bioenergieanlagen, Bundesministerium für Verbraucherschutz, Ernährung und Landwirtschaft, Herausgeber Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V., aktualisierte Fassung 2005 >VOB@ Vergabe- und Vertragsordnung für Bauleistungen- Teil A-VOB/A 2002, Bundesanzeiger Verlagsgesellschaft mbH, Köln, September 2002 >VOL@ Verdingungsordnung für Leistungen, Teil A: Allgemeine Bestimmungen für die Vergabe von Leistungen, Bundesanzeiger, Verlagsgesellschaft mbH, Köln, November 2002 [Wikipedia@ http://de.wikipedia.org/wiki/Vergaberecht

Abkürzungsverzeichnis

AGEB AGFW AHK AIV ARA ASUE

Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen Arbeitsgemeinschaft der Wärme und Heizkraftwirtschaft Abhitzekessel All-Inclusive-Vertrag Amsterdam-Rotterdam-Antwerpen (Nordseehäfen) Arbeitsgemeinschaft für Sparsamen und Umweltfreundlichen Energieverbrauch AtG Atomgesetz BAFA Bundesanstalt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle BAT-Benchmark Best Available Technology Benchmark BHKW Blockheizkraftwerk BImSchG Bundesimmissionsschutzgesetz BK Bilanzkoordinator Bkk Deutsche Bundesbank BKV Bilanzkreisvertrag BKZ Baukostenzuschüsse BMU Bundesministerium für Umwelt BMWA Bundesministerium Für Wirtschaft und Arbeit BMWi Bundesministerium für Wirtschaft BnaschG Bundesnaturschutzgesetz BNetzA Bundesnetzagentur BWWB Brauchwarmwasserbereiter CCGT Combined Cycle Gas Turbine (GuD) CDM Clean Development Mechnisme (CO2-Handel) CIF Kosten Versicherung Fracht (Cost Insurance Freight) DEHSt Deutsch Emissionshandels-Stelle dena Deutsche Energie Agentur DEWI Deutsches Windenergie Institut DN Nenndurchmesser DVG Deutsche Verbundgesellschaft EBA Ersatzbrennstoffanlagen EBRD European Bank for Reconstruction and Development EEG Erneuerbare-Energien-Gesetz EEX European Energy Exchange EG Erdgas EH-Richtlinie Energie-Handel-Richtlinie EnergieStG Energiesteuergesetz

396

Abkürzungsverzeichnis

EnWG EPC EUA EVU FW GasNEV GasNZV GDRM GewSt GT-HKW GuD-Kraftwerk HD HEL HGÜ HKW hl HöS HS HS IdEV IPP IRR ISCC-Kraftwerk JI-project KAV KKW KSt KWK KWK-G lb LNG LPG MBA MinölSt MinölStG MS MWV NAP NAV NNE NNV NPV NS OPEC OTC Phelix

Energiewirtschaftsgesetz Energeering Procurement Construction European Union Allowance (CO2 Berechigung) Energieversorgungsunternehmen Fernwärme Gasnetzentgeltverordnung Gasnetzzugangsverordnung Gasdruckregel- und Messstationen Gewerbesteuer Gastturbinen -Heizkraftwerk Gas- und Dampfturbinen Kraftwerk Hochdruck Heizöl Extra leicht Hochspannungs-Gleichstromübertragung Heizkraftwerk Hektoliter Höchstspannung Hochspannung Heizöl schwer Interessenverein der Energieverbraucher e.V. Independent Power Producers Internal rate of return (interner Zinssatz) Integrated Solar Conbined Cycle Kraftwerk Joint Implementaition Projekt (CO2-Handel) Konzenssionsabgabeveordnung Kernkraftwerk Körperschaftsteuer Kraft-Wärme-Kopplung Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz engl. Gewichtseinheit (pound) Liquified Natural Gas (Flüssig-Eerdgas) Liquified Petroleum Gas (Flüssiggas) Mechanisch biologische Aballbehandlung Mineralölsteuer Mineralölsteuergesetz Mittelspannung Mineralölwirtschaftsverband Nationaler Allokationsplan Netzanschlussvertrag Netznutzungsentgelte Netznutzungsvertrag Net Present Value (Kapitalwert) Niederspannung Organization of Petroleum Exporting Countries Over the counter (Art von Stromgeschäften) Physical Electricity Index (EEX)

Abkürzungsverzeichnis PN REA RÖE ROI RV SKE SLV StBA StromNEV StromNZV StromStG tce TEHG TOE TRÖE TSO UCTE ÜNB UVPG VDKi VDN VIK VNB VOB VOL WHG WIFO WKA WKO WNA WTI ZuG

Pressure Nominal Rauchgasentschwefelungsanlage Rohöleinheit Return of Investment Rahmenvertrag Stein-Kohle-Einheit (Heizwert = 7.000 kcal/kg) Stromliefervertrag Statistisches Bundesamt Stromnetzentgeltverordnung Stromnetzzugangsverordnung Stromsteuergesetz Ton of coal equivalent Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz Ton of oil equivalent Tonne Rohöleinheit Transmission system operator Union for the Coordination of Transmission of Electricity Übertragungsnetzbetreiber Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetz Verein der Kohlenimporteure Verband der Netzbetreiber Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft. Verteilnetzbetreiber Vergabe- und Vertragsordnung für Bauleistungen Verdingungsordnung für Leistungen Wasserhaushaltsgesetz Österreichisches Institut für Wirtschaftsforschung Windkraftanlage Wirtschaftskammer Österreichs World Nuclear Association West Texas Intermediate (Rohölsorte) Zuteilungsgesetz (CO2-Handel)

397

Sachverzeichnis

abgeleitete Einheiten 140 abgeschlossenesSystem 144 Abhitzekessel 197, 230 Abzinsen 100 Adiabate 155 All-Inclusive-Vertrag 41, 51 als nominaler Zinssatz 101 Alte Bestandsanlagen 81 Amortisationsrechnung 128 analytisches Verfahren 343 AndaSol-Solarkraftwerk 254 Anergie 151 Anlaufkosten 133, 364 Anlaufphase 133 anlegbarer Wärmepreis 18 Annuitätenmethode 125 Anreizregulierung 70, 73 Anschaffungskosten, Kraftwerke 232 Anschlusspflicht 72 Arbeit 144 Arbeitsblatt FW 308 81 Arbeitspreisregelung 51 Asynchrongenerator 187 Aufwand 132 Aufzinsen 100 Auktionshandel 44 Ausführungsplanung 389 Ausgaben 132 Ausgleichsenergie 347 Ausschreibung 390 Ausschreibungsunterlagen 391 Barrel 9 Barwert 100 Base- und Peakload-Preise 47 Baseload-Kontrakt 43

Basiseinheiten 139 BAT-Benchmarks 96 Bauarten von Wasserturbinen 263 Bauphase 392 Bauzinsen 112 begünstigte Anlagen 76 Belastungsausgleich, KWK-Strom 83 Bemessungsleistung nach EEG 87 Benutzungsdauer 52, 217 Betriebsausgaben 125 Betriebskostenansätze für WKA 277 Betriebszustand 146 BHKW-Instandhaltungsvertrag 289 Bilanzkreisvertrag 41 Biomasseanlagen, Zuschläge 88 Biomassekraftwerke 225 Blindleistung 181 Blindstromentgelt 53 Blindstromkompensation 181 Blockheizkraftwerke Aufbau und Funktionsweise 288 Richtpreise 289 Vollwartungsverträge, Richtpreise 289 Braunkohle 12 Brennelement 21 Brennstoffkennwerte 161 Brennstoffpreise 136 Brennstoffpreise frei Kraftwerk 136, 235 Brennstoffverbrauch 304 Brennstoffversorgung 218 Brennwert 162 Bundesnetzagentur (BNetzA) 38 Burden Sharing 90

400

Sachverzeichnis

Carnot-Prozess 173 CDM- und JI-Projekte 93 CO2-Gehalt, Rauchgas 168 CO2-Grenzkosten 212 CO2-Stromkostenanteil 212 CO2-Zertifikate 93 Dampferzeuger 219 Dampfturbinen-Heizkraftwerke Biomasse/Ersatzbrennstoffe 293 Entnahme-Kond.-Anlage 293 Gegendruckanlage 293 Wärmeschaltbilder 293 Dampfturbosatz 219 Dampfüberhitzung 223 Dauer der Anfangsvergütung WKA 87 DCF-Methode 122 Deutsche Emissionshandelsstelle 91, 94 DEWI-Kostenstudie 277 Drehstrom 182 Drehstromgenerator 185 Drehstrommotoren 188 Dreieckschaltung 184 Drosselung 155 Druck-Temperatur-Diagramm 159 Druckverlustgleichung 357 Druckwasserreaktor 242 durchgehende Lieferung 61 EEX-Leipzig 42 EEX-Spotmarkt 43 EEX-Spotmarkt, Produkte 43 EEX-Terminmarkt 45 effektiver Zinssatz 104 Eigenbedarf von Kraftwerken 234 Ein- und Ausspeiseentgelte 363 Einheitensystem 139 Einnahmen 125, 132 Einnahmeüberschuss 117 Einsatz von Wärmespeichern 324 Einspeise- und Ausspeisekapazitäten 59 Elektrofilter 205 Emissionsberechtigung 211

Emissionsgrenzwerte 201 Emissionshandel 90 Emissionsminderung 203 Emissionsregister 91 Endenergie 1 Endenergieverbrauch 6 Energie 144 Energiebilanzgleichung 148 Energieertrag von WKA 271 Energieformen 1 Energiewirtschaftsgesetz 70 Energiewirtschaftsrecht 69 Entflechtung 37, 71 Entgelt für Messung 54 Entgeltermittlung, Strom 349 Entropie 151 Entry-Exit Netznutzungsmodell 59 Entry-Exit-Modell 71 EPC-Contractor 389 EPC-Vergabe 389 Erdbeschleunigung 146 Erdgasaufkommen 15 Erdgas-Grenzübergangspreise 17 Erdgas-Hauptimportländer 15 Erdgaspremium 18 Erdgasverbrauch 15 Erdgasverbundnetz 355 Erdöl 8 Erlöse 133 Erneuerbare-Energien-Gesetz 84 Erschließungskosten, Erdgasnetze 363 Erschließungskosten, Fernwärme 379 erste Ölkrise 9 Erster Hauptsatz 147 Ertragsberechnung, WKA 271 Erzeuger 39 EU-Emissionshandel 90 EU-Recht 67 EU-Richtlinien (Directives) 67 Europäische Kommission 68 EU-Verordnungen (Regulations) 67 Exergie 151, 317

Sachverzeichnis Fahrpläne 342 Faustformeln für Dampf 161 Ferntransport von Erdgas 352 Ferntransportleitungen 354 Fernwärme 365 Fernwärme, Pumpstrom 370 Fernwärme-Hausanschluss 375 Fernwärmeleitungen 371 Fernwärmenetze 366 Fernwärmenetze, Auslegung 369 Fernwärme-Übergabestationen 375 Fernwärmeversorgung, Grundbegriffe 367 Fernwärmeverteilung 366 Feuerungswärmeleistung 216 finanzmathematischer Mittelwert 112 fixe Kosten 134 Flammroh-Rauchrohrkessel 193 Flexible Mechanismen 93 Flüssigerdgas 353 Flüssiggas-Luft-Mischanlagen 355 Formeln für Zahlungsreihen 110 Frachtraten, Binnenschifffahrt 29 Freileitungen 336 Futures 46 FW-Stationen, Richtpreise 377 Gasbeschaffung 58 Gasdruckregelanlagen 360 Gasgemische 156 Gaskonstante 153 Gaslieferungsvertrag 61 Gasturbinen-Heizkraftwerke Aufbau und Funktionsweise 291 Richtpreise 291 Wartungsverträge 292 Gasturbinenkraftwerk 226 Gasturbinen-Prozess 228 Genehmigung 388 Genehmigungsverfahren 388 Generalunternehmervergabe 389 geschlossenes System 144 Gewerbesteuer 105 Gleichgewichtspreis MCP 47

401

Gleichstrom 174 Gleichstromübertragung 332 Gleichung des idealen Gases 152 Gleichzeitigkeitsfunktion 350 Gondel 268 Grenzkosten 133 Größen (quantities) 139 Grundlastkraftwerke 216 Grundversorger 74 Grundversorgung 74 GuD-Heizkraftwerk Aufbau und Funktionsweise 295 Richtpreise 296 GuD-Kraftwerk 230 Handelsperiode 92 Heizkraftwerke Blockheizkraftwerke 288 Dampfturbinen-Heizkraftwerke 292 Gasturbinen-Heizkraftwerke 291 Heizwert 163 Hochtarif- (HT) 52 Hubs 58 ideale Gase 153 Importkohle 12 Importkohlepreise 13 Importkohle-Preisentwicklung 13 Inbetriebnahme 392 inflationsbereinigter Zinssatz 102 Inflationsbereinigung 103 Inflationsraten 102 Instandhaltung 136 interne Zinssatzmethode 122 interner Zinssatz 122 Investition 116 Investitionsausgaben 135 Investitionsrechnung 116 Isentrope 155 Isobare 154 Isochore 154 Isotherme 154 Jahresabrechnung, Strom 54 Jahresdurchschnitts-Strompreis 52

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Sachverzeichnis

Kalkulationszinssatz 104 Kapazitätsentgelt 59 Kapazitätsfaktor 217 Kapitaldienst 125, 135 Kapitalwert 117 Kapitalwertmethode 117 Kavernerspeicher 354 Kennzahlen Ent.-Kond.-HKW, Diagramme 306 Kennzahlen von BHKW und GTHKW 310 Kennzahlen von GuD-HKW 309 Kennzahlen von KWK-Anlagen äquivalente Kond.-Leistung 302 Beziehungen z. Kennzahlen 303 Energienutzungsgrad 299 KWK-Gesamtwirkungsgrad 299 Spez. Brennstoffverbrauch 302 Stromkennzahl 300 Stromverlust-Kennziffer 301 Wirkungsgrad 299 Kernbrennstoff 21 Kernbrennstoff-Preisentwicklung 24 Kernbrennstoffprozesskette 20 Kernkraftwerke Baukosten 247 Stromgestehungskosten 247 Typen und Funktionsweise 242 Kirchhoffsche Gesetze 176 Klausel für Preisänderungen 54 Kleine KWK-Anlagen 81 Knotenregel 176 Kohlekette-Kostenübersicht 14 Kohlenstaubfeuerung 198 Kondensationsdruck 224 Kondensator 219 Kondensatrückführung 195 kontinuierlicher Handel 44 Konzeptstudie 387 Konzessionsabgaben 89 Konzessionsabgabenverordnung 89 Körperschaftsteuer 105 Kosten 133 Kosten, Hilfsstoffe u. Entsorgung 234

Kostenarten bei Energieprojekten 133 Kostenaufteilungsverfahren, KWK Arbeitswertverfahren 312 Exergieverfahren 317 kalorisches Verfahren 319 Restwertverfahren 321 Stromäquivalenzverfahren 312 Wahl 326 Kraft-Wärme-Kopplung Energieflussdiagramm 283 Prinzip 283 Prinzipschaltbilder 285 Wärmeschaltbilder 283 Kraftwerksbraunkohle 28 Kraftwerkskohle 12 Kreisprozess 146, 171 Kreisprozessrechnung 221 Kühlwasserkreislauf 220 Kunststoffmantelrohre 371 KWK Mod G 81 KWK-Gesetz 80 KWK-Strom-Fördersätze 82 Kyoto-Protokoll 90, 211 Lastfaktor 217 Laufzeit, Stromlieferverträge 54 Leistungsfaktor 181 Leistungskennlinie einer WKA 269 Leistungspreisregelung 52 Lieferanten 39 Lieferantenrahmenvertrag 41 LNG-Terminal 355 Los-Vergabe 389 Luftverhältniszahl O 169 Luftzusammensetzung 157 Machbarkeitsstudie 387 Maschenregel 176 Masse und Gewicht 146 Mehr- und Mindermengen 343 Mindestabnahmeklausel 52 Mindestverbrennungsluftmenge 164 Mindestvergütungssätze nach EEG 86

Sachverzeichnis Mineralölsteuergesetz 75 Mineralölsteuergesetz, Historie 74 Mineralöl-Steuertarif 76 Minutenreserve 346 Mittellastkraftwerke 216 Modernisierte Anlagen 81 Molmasse 153 Molvolumen 153 NAP I und NAP II 95 Nationaler Allokationsplan 91 Netzanschlussvertrag 39 Netzebenen 330 Netzfrequenz 345 Netznutzungsentgelte 48 Netznutzungsvertrag 40 Netzzugang 348 Neue Bestandsanlagen 81 Niedertarifzeit (NT) 52 Nominalwert 100 Normzustand 146 NOX-arme Brenner 229 Nullvariante 116 Nutzenergie 1 Ohmscher Widerstand 175 Ohmsches Gesetz 176 ökologische Steuerreform 74 Ökosteuer 75 Onshore-Windpark 277 Parabolrinnenkollektoren 250 Parbolschüsselkollektor 252 Payback-Zeit 128 Peakload-Kontrakt 43 Personalkosten 136 Phelix® Base 46 Phelix® Monat 47 Phelix® Peak 47 Planerfolgsmodelle 131 Porenspeicher 354 Portfoliomanagement 49 Preisblatt für die NNE 48 Preisentwicklung von Heizöl 29 Preisentwicklung von Importenergien 26

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Preisgleitklausel bei Gaslieferverträgen 63 Preisverhältnis zum Rohöl 33 Primärenergieverbrauch 6 Primärmaßnahmen 203 Primärregelung 346 Prinzip der Anlegbarkeit 17 Probebetrieb 392 Projektmechanismengesetz 94 Projektphasen 385 Prozessgrößen 145 Punktmodell 60 Rankine-Prozess 173 Rauchgasentschwefelung 206 Rauchgasentstickung 208 Rauchgasreinigung 208, 220 Rayleigh-Verteilung 272 realer Zinssatz 102 Referenz-Rohölsorten 9 Referenzstandort für WKA nach EEG 87 Referenzstandort WKA nach EEG 274 Regelenergie 347 Regelenergiebeschaffung 347 Regelungen zum Netzbetrieb 72 Regelzonen, Verbundnetz 338 Regressionsgerade, Erdgas 361 Regulierungsorgan 38 relative Vorteilhaftigkeit 116 Rentabilitätsrechnung 131 Rentenbarwertfaktor 109 Reserveleistung 53 Reserveleistungspreis 53 Rohöl 8 Rohölaufkommen 8 Rohöl-Einfuhrpreise 10 Rohölpreisentwicklung 9 Rohrauslegung, Erdgasleitungen 357 Rohrdurchmesser, Ermittlung 358 Rohrrauhigkeit 359 Rostfeuerungen 199 Rotor 268

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Sachverzeichnis

Schadstoffemissionen 200 Schaltanlagen 334 Scheinleistung 180 Schornstein 221 Schuldverschreibungen 101 Schwachstellenanalyse 72 Schwefeldioxid 201 Schwefeleinbindung 203 Seefrachtraten, Importkohle 14 Sekundärregelung 346 Sensitivitätsanalyse der Stromgestehungskosten 238 Siedewasserreaktor 243 Siedlungstypen 378 SI-Einheiten 142 Solarkraftwerke, Stromgestehungskosten 258 Solarthermische Kraftwerke 250 ISCC-Kraftwerke 256 Parabolrinnenkraftwerke 253 Stromgestehungskosten 258 Turmkraftwerke 255 spez. Stromgestehungskosten 120 Spitzenausgleich, Beispielrechnung 79 Spitzenausgleich, MinölSt 78 Spitzenlastkraftwerke 216 Standardauslastungsfaktoren 96 Standardlastprofile 342 Statische Verfahren 128 Staubemissionen 200 Sternschaltung 183 Steuerentlastung 77 für Kraft-Wärme-Kopplung 77 für produzierendes Gewerbe 77 in Sonderfällen 78 Stickoxide 201 Stillegung von Kernenergieanlagen 245 Stromaustausch, Nachbarländer 340 Strombeschaffung 37 Strombörse, Funktionsweise 42 Stromgestehungskosten 235 Stromgestehungskosten fossilthermischer Kraftwerke 237 Strom-Großhandelspreise 56

Stromgutschrift 322 Stromkabel 337 Stromkennzeichnung 74 Stromlieferungsvertrag 41 Strompreisentwicklung 55 Strompreisindex 55 Stromsteuergesetz 79 Stromübertragung 331 Stromverteilung 331 Stunden- und Blockkontrakte 43 Stundenleistungspreis 62 Summenformel geom. Reihe 109 Synchrongenerator 186 synthetisches Verfahren 342 Systemdienstleistungen 341 Systemgrenzen 144 System-Operator 38 Tagesleistungspreis 62 take-or-pay clause 52 technische Arbeit 148 Teilkosten 133 thermodynamisches System 144 Transformatoren 189, 333 Transportkapazität, FW-Leitungen 372 Treibhauseffekt 210 Treibhausgase 90 Treibhauswirksamkeit 211 Turn-key 390 Übertragungsnetzbetreiber 38 üblicher Preis 82 UCTE-Verbund 338 unterbrechbare Lieferung 61 Untertagespeicher 354 Uran 20 Urangewinnung 20 Uranoxid 22 variable Kosten 134 Verbrennungsgasmenge 165 Verbrennungsmotorkraftwerke 231 Verbundnetz 329, 338 Verdampfungsprozess 158 Verdichteranlagen 353

Sachverzeichnis Verdingungsordnung für Bauleistungen 391 Vergabeverfahren für Kraftwerksprojekte 390 Verheizen 76 Verlegekosten von PERohrleitungen 361 Verlegekosten, FW-Leitungen 373 Verteilnetzbetreiber (VNB) 39 Vollkosten 133 Vollversorgungsvertrag 51 Vor- und Entwurfsplanung 388 Vorhalteleistung 61 Walzenroste 199 Wälzmechanismus, KWK-Strom 85 Wälzung der Kosten 349 Wanderrostfeuerungen 199 Wärmeauskopplung aus Großkraftwerken 296 Wärmekapazität 149 Wärmeliefervertrag 64 Wärmepreis von Brennstoffen 3 Wärmeschaltbild 222 Wasserdampf 158 Wasser-Dampf-Kreislauf 219 Wasserkraftwerke Investitionsausgaben 265 Laufwasserkraftwerke 261 Pumpspeicherkraftwerke 263 Speicherkraftwerk 262 Wasserrohrkessel 194 Wechselstrom 178 Windenergie, Ausbauperspektiven 279

405

Windgeschwindigkeitsverteilung 271 Windkraftanlagen 266 Windkraftanlagen, Investitionsausgaben 275 Windkraftanlagen, Leistungskennlinie 269 Windpark Erfolgsvorschaurechnung 278 Stromgestehungskosten 277 Wirbelschichtfeuerung 199 Wirkungsgrad 172 WKA, Dauer der Anfangsvergütung 279 yellow cake 20 Zahlenformeln 143 Zahlungsreihe "nominal - real" 114 Zahlungsreihen 108 Zeitwert einer Zahlung 99 Zertifizierung von KWK-Strom 82 Zielwertfunktion 123 Zinssatz 101 Zugang zu Erdgasspeichern 60 Zusammenarbeit von Gasnetzbetreibern 73 Zusatzfeuerung 198, 231 Zustandsgleichungen 145 Zustandsgrößen 145 Zustandsgrößen des Dampfes 160 Zuteilungsgesetz 94 Zweiter Hauptsatz 150 Zwischenüberhitzung 224

Praxisbuch Energiewirtschaft: Energieumwandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt

Praxisbuch Energiewirtschaft: Energieumwandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt (VDI-Buch) 2. Auflage

Weltweite Energiewirtschaft und Klimaschutz

Weltweite Energiewirtschaft und Klimaschutz 2009 (German Edition)

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