Praxisbuch Energiewirtschaft: Energieumwandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt (VDI-Buch) 2. Auflage

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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

2. bearbeitete und aktualisierte Auflage

123

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

ISBN 978-3-540-78591-0

e-ISBN 978-3-540-78592-7

DOI 10.1007/978-3-540-78592-7 Bibliografische Information der Deutschen Nationalbibliothek Die Deutsche Bibliothek verzeichnet diese Publikation in der Deutschen Nationalbibliografie; detaillierte bibliografische Daten sind im Internet über http://dnb.d-nb.de abrufbar. © 2009, 2007 Springer-Verlag Berlin Heidelberg 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. 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. 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 hinzuzuziehen. Herstellung: le-tex publishing services oHG, Leipzig Einbandgestaltung: WMXDesign GmbH, Heidelberg Gedruckt auf säurefreiem Papier 987654321 springer.de

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 Schwellen- und 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 zur zweiten Auflage

Der Wandel in der Energiewirtschaft sowohl im Hinblick auf die Technik als auch hinsichtlich der Energiegesetzgebung und Preisentwicklung nimmt zunehmend rasantere Formen an. Zwei Jahre nach der ersten Auflage erscheint nunmehr das „Praxisbuch Energiewirtschaft“ in der vollständig neu bearbeiteten zweiten Auflage. Text, Tabellen, Abbildungen und Beispiele wurden aktualisiert, und das Buch wurde durch neue Inhalte ergänzt. Dabei sind auch Anregungen von Kollegen, Kunden und Benutzern des Buches mit eingeflossen. Die Konzeption des Buches wird aber beibehalten. Hauptziel dabei ist die Zur-Verfügung-Stellung von praxisnahem technisch/wirtschaftlichen Wissen in prägnanter Form und in der notwendigen Breite und Tiefe für die Entwicklungsphase von Energieprojekten. Verbrauchsstrukturen und Preisentwicklung aller Energieträger wurden in Kapitel 1 und 2 bis zum Redaktionsschluss dargestellt und analysiert. In beiden Kapiteln wurden auch neue Inhalte aufgenommen. Der Primärenergiemarkt war in den letzten Jahren durch einen ununterbrochenen Preisanstieg gegenzeichnet. Mitte 2008 erreichte der Rohölpreis eine historische Rekordhöhe und ist dann nach Ausbruch der Finanzkrise in kurzer Zeit massiv eingebrochen. Diese Entwicklung bestätigte die These, dass Prognosen über Energiepreisentwicklung von der Realität immer wieder widerlegt werden. In Kapitel 3 wurden die Vergütungsregeln für Strom aus erneuerbarenEnergien und aus Kraft-Wärme-Kopplung nach den novellierten Gesetzen in mehreren Tabellen übersichtlich dargestellt und die Ermittlung der EEG-Umlage neu aufgenommen. Im Teil über Klimaschutz wurde der EUEmissionshandel wesentlich ausführlicher behandelt sowie die Auswirkungen der Regelungen des Zuteilungsgesetzes 2009 auf die Stromgestehungskosten in zahlreichen Beispielen demonstriert. Die Grundlagenkapitel 4, 5 und 6 wurden aktualisiert und teilweise ergänzt. Neu aufgenommen wurde in Kapitel 6 die Beschreibung des Entwicklungsstandes der Verfahren zur Reduzierung von CO2-Emissionen bei Kraftwerken. Soweit derzeit möglich wurden auch die Auswirkungen der Maßnahmen auf die Investitionen für Kraftwerke und auf die Stromgestehungskosten behandelt.

VIII

Vorwort

Der Bau von neuen Kraftwerken war seit dem Beginn der 80er Jahre fast zum Erliegen gekommen. Durch die weltweit enorm hohe Nachfrage nach neuen Kraftwerkskapazitäten und durch andere Markteffekte sind die Preise für Neuanlagen in den letzten drei Jahren drastisch gestiegen. In Kapitel 7 wurden die Investitionen für alle Kraftwerkstypen dem aktuellen Stand angepasst und deren Stromgestehungskosten neu berechnet und analysiert. Auch die Auswirkungen der Kosten für Emissionsberechtigungen nach dem Zuteilungsgesetz 2009 wurden dabei berücksichtigt. Neu aufgenommen wurde der Abschnitt über Photovoltaik-Kraftwerke. In Kapitel 9 wurde der Zugang zu den Gasnetzen ergänzt sowie auf die Bestimmung der Netznutzungsentgelte nach der Anreizregulierung bei Strom und Gas eingegangen. Wie in der ersten Auflage wurde bei jedem Abschnitt zuerst ein Entwurf vom Verfasser erstellt, und anschließend wurde dieser von Fachleuten geprüft und überarbeitet. In diesem Zusammenhang möchte ich stellvertretend folgenden Fichtner Kollegen für ihre Unterstützung und deren Beitrag zum Gelingen dieser zweiten Auflage des Buches danken: Georg Brakmann (Fichtner Solar), Johannes Laubach, Dr. Achim Stuible und Lena Kersten (Emissionshandel), Tjark Kohberg (Carbon Capture and Storage), Johannes Kretschmann (Thermische Solarkraftwerke), Okko Ulrichs (Photovoltaikanlagen). Herzlich bedanke ich mich auch bei Silke Bohms von der Fichtner Bibliothek, die mich stets mit Informationen und Literatur versorgt hat, sowie bei Monika Riepl von le-tex publishing services, Leipzig für ihre immer freundliche Unterstützung bei der redaktionellen Gestaltung des Buches. Stuttgart, im Herbst 2008

Panos Konstantin

Vorwort zur ersten Auflage

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

X

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: Georg Brakmann, Dr. Sigurdur Dagbjartsson, Bruno Fey, Birgit Jahraus, Norbert Krebs, Johannes Laubach, Tobias Metzger, Wolfgang Schröder, Andreas Siegel, Dr. Achim Stuible, Nino Turek, Andreas Vondung, HansFriedrich 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 Maß- und Handelseinheiten für Energie ................................ 2 1.2 Struktur des Energieverbrauchs in Deutschland............................ 5 1.2.1 Primärenergieverbrauch ......................................................... 5 1.2.2 Endenergieverbrauch ............................................................. 7 1.2.3 Energieträgereinsatz zur Stromerzeugung ............................. 8 1.2.4 Beitrag erneuerbarer Energien zur Energiebereitstellung ...... 9 1.3 Herkunft u. Preisentwicklung der Primärenergieträger............... 10 1.3.1 Herkunft und Grenzübergangspreise von Rohöl.................. 10 1.3.2 Herkunft und Grenzübergangspreise von Steinkohle........... 14 1.3.3 Herkunft und Grenzübergangspreise von Erdgas................. 18 1.3.4 Herkunft und Preise von Kernbrennstoff ............................. 23 1.3.5 Preisentwicklung von Importenergien im Vergleich ........... 31 1.4 Entwicklung der Brennstoff-Verbraucherpreise.......................... 33 1.4.1 Preise von Kraftwerkskohle ................................................. 33 1.4.2 Preise von Heizöl ................................................................. 34 1.4.3 Preise von Erdgas................................................................. 36 1.5 Schlussfolgerungen ..................................................................... 37 1.5.1 Lehren aus der Vergangenheit ............................................. 37 1.5.2 Preisrelationen der Hauptenergieträger zum Rohöl ............. 37 1.5.3 Preisansätze bei Wirtschaftlichkeitsrechnungen .................. 39 Literaturverzeichnis .............................................................................. 39

2.

Beschaffung leitungsgebundener Energien .................................. 41 2.1 Merkmale eines liberalisierten Energiemarktes .......................... 41 2.1.1 Mindestanforderungen ......................................................... 41 2.1.2 Marktteilnehmer................................................................... 42 2.1.3 Börsenhandel, Funktionsweise und Produkte ...................... 43 2.2 Die Energiebörse European Energy Exchange „EEX“ ............... 44 2.2.1 Stromhandel an der EEX...................................................... 45 2.2.2 Handel mit Emissionsberechtigungen an der EEX .............. 51

XII

Inhaltsverzeichnis

2.2.3 Erdgashandel an der EEX .................................................... 51 2.3 Strombeschaffung........................................................................ 53 2.3.1 Vertragliche Ausgestaltung.................................................. 53 2.3.2 Zusammensetzung der Stromverbraucherpreise .................. 55 2.3.3 Strombeschaffung mit Portfoliomanagement ...................... 61 2.3.4 Strombezug mit Vollversorgungsvertrag ............................. 62 2.3.5 Entwicklung der Strompreise............................................... 67 2.4 Gasbeschaffung ........................................................................... 68 2.4.1 Historischer Überblick − Gas-zu-Gas-Wettbewerb ............. 68 2.4.2 Vertragliche Ausgestaltung.................................................. 69 2.4.3 Zusammensetzung der Gasverbraucherpreise...................... 70 2.4.4 Zugang zu Erdgasspeichern ................................................. 73 2.4.5 Gaslieferungsverträge .......................................................... 74 2.5 Beschaffung von Fernwärme ...................................................... 77 Literaturverzeichnis .............................................................................. 79 3.

Energierechtliche Rahmenbedingungen....................................... 81 3.1 Definitionen und Überblick......................................................... 81 3.1.1 EU-Recht.............................................................................. 81 3.1.2 Deutsches Recht................................................................... 82 3.1.3 Internationale Abkommen.................................................... 83 3.2 Der deutsche energierechtliche Rahmen ..................................... 83 3.2.1 Energiewirtschaftsrecht........................................................ 84 3.2.2 Energiesteuergesetze............................................................ 88 3.2.3 Gesetze zur Kraft-Wärme-Kopplung ................................... 95 3.2.4 Gesetze zur Förderung erneuerbarer Energien................... 101 3.2.5 Konzessionsabgabenverordnung........................................ 115 3.3 Klimaschutzrechtliche Rahmenbedingungen ............................ 116 3.3.1 Internationale Klimaschutzabkommen............................... 116 3.3.2 Das EU-Emissionshandelssystem - EU ETS ..................... 121 3.3.3 Umsetzung des Emissionshandels in Deutschland ............ 123 3.3.4 Berechnungsgrundlagen, Rechenbeispiele und Analysen.. 130 3.3.5 Geplante Änderungen für die 3. Handelsperiode............... 141 Literaturverzeichnis ............................................................................ 145

4.

Investitionsrechnung in der Energiewirtschaft ......................... 147 4.1 Finanzmathematische Grundlagen ............................................ 147 4.1.1 Der Zeitwert des Geldes, Aufzinsen, Abzinsen, Barwert .. 147 4.1.2 Zinssatz und Inflation......................................................... 149 4.1.3 Ertragsteuern − Kalkulatorischer Zinssatz ......................... 152 4.2 Zahlungsreihen .......................................................................... 156

Inhaltsverzeichnis

XIII

4.2.1 Aufbau von Zahlungsreihen............................................... 156 4.2.2 Anwendungsfälle und Beispiele......................................... 160 4.3 Investitionsrechnungsmethoden ................................................ 164 4.3.1 Methodische Vorgehensweise............................................ 164 4.3.2 Dynamische Verfahren ...................................................... 165 4.3.3 Statische Verfahren ............................................................ 176 4.4 Planerfolgsrechnungsmodelle ................................................... 179 4.5 Randbedingungen für Wirtschaftlichkeitsrechnungen .............. 180 4.5.1 Begriffsfestlegungen .......................................................... 180 4.5.2 Kostenarten bei Energieprojekten ...................................... 181 4.5.3 Randbedingungen für Wirtschaftlichkeitsrechnungen ....... 183 Literaturverzeichnis ............................................................................ 185 5.

Physikalisch-technisches Grundwissen....................................... 187 5.1 Das internationale Einheitensystem .......................................... 187 5.1.1 SI-Einheiten ....................................................................... 187 5.1.2 Regeln für die Schreibweise von Größen und Einheiten ... 190 5.1.3 Der richtige Umgang mit Einheiten in Formeln................. 191 5.2 Basiswissen Thermodynamik.................................................... 192 5.2.1 Allgemeine Definitionen.................................................... 192 5.2.2 Thermodynamik der Gase und Gasgemische..................... 200 5.2.3 Wasserdampfthermodynamik ............................................ 206 5.2.4 Brennstoffkennwerte.......................................................... 209 5.2.5 Verbrennungsrechnung ...................................................... 212 5.2.6 Kreisprozesse ..................................................................... 219 5.3 Basiswissen Elektrotechnik....................................................... 222 5.3.1 Stromarten und Stromkreise............................................... 222 5.3.2 Drehstrommaschinen ......................................................... 233 Literaturverzeichnis ............................................................................ 240

6.

Energieumwandlung und Emissionen ........................................ 241 6.1 Energieumwandlungsanlagen.................................................... 241 6.1.1 Typen von Energieumwandlungsanlagen .......................... 241 6.1.2 Kessel ................................................................................. 241 6.1.3 Arten von Feuerungen........................................................ 247 6.2 Luftverunreinigende Schadstoffemissionen .............................. 249 6.2.1 Arten von Emissionen ........................................................ 249 6.2.2 Emissionsgrenzwerte ......................................................... 250 6.3 Emissionsminderungsmaßnahmen ............................................ 251 6.3.1 Primärmaßnahmen zur Emissionsreduzierung................... 251 6.3.2 Sekundärmaßnahmen zur Emissionsminderung ................ 253 6.4 Verfahren zur Reduzierung von CO2-Emissionen .................... 258

XIV

Inhaltsverzeichnis

6.4.1 Hintergrund und Zielsetzung ............................................. 258 6.4.2 Verfahren zur CO2-Abscheidung ....................................... 259 6.4.3 CO2-Transport.................................................................... 265 6.4.4 CO2-Speicherung ............................................................... 266 6.4.5 Vergleich der Verfahren, Energieeffizienz und Kosten ..... 266 Literaturverzeichnis ............................................................................ 269 7.

Kraftwerke, Technik und Kosten................................................ 271 7.1 Begriffsdefinitionen und Kennzahlen ....................................... 271 7.1.1 Kraftwerkstypen................................................................. 271 7.1.2 Definition der verwendeten Kennzahlen und Begriffe ...... 272 7.2 Fossilthermische Kraftwerke..................................................... 274 7.2.1 Dampfkraftwerke ............................................................... 274 7.2.2 Gasturbinenkraftwerke....................................................... 282 7.2.3 Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerke ................................ 286 7.2.4 Verbrennungsmotor-Kraftwerke ........................................ 287 7.2.5 Stromgestehungskosten fossilthermischer Kraftwerke ...... 287 7.3 Kernkraftwerke.......................................................................... 295 7.3.1 Typen und Funktionsweise von Kernreaktoren ................. 295 7.3.2 Kernenergieausstieg oder Ausbau...................................... 296 7.3.3 Der neue European Pressurized Reactor EPR.................... 298 7.3.4 Stilllegung von Kernenergieanlagen .................................. 298 7.3.5 Stromgestehungskosten von Kernkraftwerken .................. 300 7.4 Solarthermische Kraftwerke...................................................... 303 7.4.1 Das Energieangebot der Sonne .......................................... 303 7.4.2 Kollektorsysteme für Solarthermische Kraftwerke............ 303 7.4.3 Typen von solarthermischen Kraftwerken ......................... 306 7.4.4 Investitionsausgaben und Stromgestehungskosten ............ 310 7.5 Photovoltaik Anlagen................................................................ 312 7.5.1 Physikalisch-technische Grundlagen ................................. 312 7.5.2 PV-Module − Aufbau, Funktionsweise, Kenngrößen........ 315 7.5.3 Aufbau von Photovoltaik Anlagen..................................... 317 7.5.4 Kenngrößen von PV-Anlagen............................................ 319 7.5.5 Stromgestehungskosten...................................................... 321 7.6 Wasserkraftwerke...................................................................... 323 7.6.1 Physikalische Grundlagen.................................................. 323 7.6.2 Typen von Wasserkraftwerken .......................................... 323 7.6.3 Bauarten von Wasserturbinen ............................................ 325 7.6.4 Anlagenbestand, Stromerzeugung, Ausbauperspektiven ... 326 7.6.5 Investitionsausgaben und Betriebskosten .......................... 327 7.7 Windkraftanlagen ...................................................................... 329

Inhaltsverzeichnis

XV

7.7.1 Physikalische Grundlagen.................................................. 329 7.7.2 Anlagentechnik .................................................................. 330 7.7.3 Kenngrößen von Windkraftanlagen ................................... 331 7.7.4 Ermittlung des Energieertrages .......................................... 333 7.7.5 Investitionsausgaben und Stromgestehungskosten ............ 337 7.7.6 Ausbauperspektiven der Windenenergie............................ 342 Literaturverzeichnis ............................................................................ 345 8.

Kraft-Wärme-Kopplung, Technik, Kostenaufteilung............... 347 8.1 Thermodynamisch-technische Grundlagen ............................... 347 8.1.1 Das Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung ........................... 347 8.1.2 Bauarten von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen ................ 349 8.1.3 Aufbau und Fahrweise von Heizkraftwerken .................... 350 8.1.4 Anwendungsmöglichkeiten und Betreiber ......................... 351 8.2 Heizkraftwerke .......................................................................... 352 8.2.1 Verbrennungsmotor-Blockheizkraftwerke......................... 352 8.2.2 Gasturbinen-Heizkraftwerke .............................................. 355 8.2.3 Dampfturbinen-Heizkraftwerke ......................................... 356 8.2.4 Gas- und Dampfturbinen-Heizkraftwerke.......................... 359 8.2.5 Wärmeauskopplung aus Großkraftwerken......................... 360 8.3 Kennzahlen der gekoppelten Energieerzeugung ....................... 361 8.3.1 Thermodynamisches Modell KWK- und Kond.-Anlagen . 361 8.3.2 Wirkungsgrad und Energienutzungsgrad ........................... 362 8.3.3 Die Stromkennzahl............................................................. 364 8.3.4 Die Stromverlust-Kennziffer.............................................. 365 8.3.5 Äquivalente Kondensationsleistung................................... 366 8.3.6 Beziehungen zwischen den Kennzahlen ............................ 367 8.3.7 Richtwerte für Kennzahlen von KWK-Anlagen ................ 369 8.3.8 Auflistung verwendeter Symbole bei den Kennzahlen ...... 375 8.4 Kostenaufteilungsverfahren ...................................................... 376 8.4.1 Das Stromäquivalenzverfahren (Arbeitswertverfahren) .... 376 8.4.2 Das Exergie-Verfahren ...................................................... 381 8.4.3 Das kalorische Verfahren................................................... 383 8.4.4 Das Restwertverfahren ....................................................... 385 8.5 Wahl des Kostenaufteilungsverfahrens ..................................... 390 Literaturverzeichnis ............................................................................ 392

9.

Energietransport und -verteilung ............................................... 393 9.1 Stromübertragung und -verteilung ............................................ 393 9.1.1 Technischer Aufbau der Stromnetze.................................. 393 9.1.2 Systemkomponenten von elektrischen Netzen................... 396 9.1.3 Das Deutsche und das Europäische Verbundnetz .............. 402

XVI

Inhaltsverzeichnis

9.1.4 Netzzugang und Netznutzung bei Stromnetzen ................. 405 9.1.5 Genehmigung der NNE − Anreizregulierung .................... 417 9.2 Erdgastransport und -verteilung ................................................ 418 9.2.1 Technischer Aufbau von Erdgasnetzen.............................. 418 9.2.2 Das deutsche und europäische Erdgas-Verbundnetz ......... 421 9.2.3 Auslegung und Betrieb von Erdgasnetzen ......................... 423 9.2.4 Netzzugang und Netznutzung bei Gasnetzen..................... 428 9.3 Fernwärmeverteilung ................................................................ 432 9.3.1 Technischer Aufbau von Fernwärmenetzen....................... 432 9.3.2 Grundbegriffe der Fernwärmeversorgung.......................... 434 9.3.3 Ausgewählte Merkmale der Fernwärmeversorgung .......... 435 9.3.4 Auslegung und Betrieb von Fernwärmenetzen .................. 435 9.3.5 Systemkomponenten von Fernwärmenetzen...................... 438 9.3.6 Erschließungskosten der Fernwärmenetze......................... 444 Literaturverzeichnis ............................................................................ 449 10.

Abwicklung von Energieprojekten ......................................... 451 10.1 Phasen der Projektabwicklung............................................... 451 10.1.1 Projektstart ..................................................................... 452 10.1.2 Planung und Vergabe ..................................................... 454 10.1.3 Bau und Inbetriebnahme ................................................ 458 10.2 Betrieb der Anlage................................................................. 458 Literaturverzeichnis ............................................................................ 459

Abkürzungsverzeichnis ......................................................................... 461 Sachverzeichnis ...................................................................................... 467

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: • • • • •

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: • • •

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.

2

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 Maß- und Handelseinheiten 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 Einheitensystem für die physikalischen Größen ist in den meisten Ländern das „Standard Internationale Einheitensystem nach [ISO 1000], abgekürzt SIMaßsystem in Gebrauch. Siehe Abschnitt 5.1 "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 englischen 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 umgewandelt werden. Dies geschieht über den Heizwert der entsprechenden Energieart. Der Heizwert ist der nutzbare Energiegehalt in kJ oder kWh pro Handelseinheit (siehe hierzu Tabelle 5.10 Kennwerte ausgewählter Brennstoffe). Somit ist ein Kostenvergleich von Primärenergien über den Wärmepreis möglich. Wärmepreis = Handelspreis dividiert durch den Heizwert Hierzu das folgende einfache Beispiel: Beispiel 1.1: Umrechnung Handelspreis - 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. Zur Unterscheidung, ob es sich um thermische oder elektrische Energie handelt, werden oft Indizes gesetzt (z.B. MWth bzw. MWhel) 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 MWhth/t (anstelle von 26 GJ/t = 26/3,6 MWhth/t) Elektrischer Wirkungsgrad des Kraftwerkes: 0,4 (40%) Wärmepreis der Kohle: 70/7,22 = 9,70 €/MWhth Spezifische Brennstoffkosten des erzeugten Stromes pro MWhel: cB = 9,70/0,4 = 24,25 €/MWhel

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

1.2 Struktur des Energieverbrauchs in Deutschland

5

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

l 159 -

1 Mill. T SKE

1.2

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

Struktur des Energieverbrauchs in Deutschland

1.2.1 Primärenergieverbrauch

Wie aus Abb. 1.2 zu ersehen ist, wird der überwiegende Teil (ca. 83%) des Primärenergieverbrauchs in Deutschland durch die fossilen Primärenergieträger Kohle, Erdöl und Naturgase gedeckt. Primärenergieverbrauch in 2007 13.826 PJ = 417,7 Mio t SKE = 3.840,6 TWh

Kernenergie 11,1%

Wasser/Wind 1,2%

Sonstige 5,0% Mineralöl 33,8%

Naturgase 22,7% Steinkohle 14,1%

Braunkohle 11,7% Quelle: BMWi, (eigene Aufbereitung als Graphik)

Sonstige: Brennholz, Brenntorf, Klärschlamm, Müll, sonstige Gase

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 Gesamtverbrauch in 2007 ist um 7% niedriger als in 1990. Der Einsatz von Braunkohle hat sich, aufgrund des Ersatzes der alten Kraftwerke in Ostdeutschland durch hocheffiziente neue Braunkohlekraftwerke, halbiert. Auch der Einsatz von Steinkohle und Mineralöl hat beträchtlich abgenommen. Die Gewinner auf dem Primärenergiemarkt sind Erdgas und erneuerbare Energien (Wasserkraft/Windkraft, Sonstige darin Biomasse).

6


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

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

1990

0

Abb. 1.3: Entwicklung des Primärenergieverbrauchs Tabelle 1.2: Veränderungen beim Primärenergieverbrauch Energieträger (in PJ) Mineralöl Steinkohle Braunkohle Naturgase 1) Kernenergie Wasser- und Windkraft 2) Sonstige Insgesamt

3)

5.217 2.306 3.201

5.499 2.021 1.550

5.123 1.841 1.595

4.678 1.952 1.618

Prozent 1990 - 2007 -10% -15% -49%

1990

2000

2005

2007

2.328

2.996

3.236

3.136

35%

1.668 58

1.851 127

1.779 170

1.533 218

-8% 277%

128 14.905

357 14.401

495 14.238

691 13.826

441% -7%

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

Quelle: BMWi

Obwohl die Nutzung von Wasser, Windkraft und Sonstige beträchtlich zugenommen hat (Tabelle 1.2), ist deren Anteil am Gesamtprimärenergieverbrauch weiterhin klein. Das Steigerungspotential, insbesondere von Biomasse und Windkraft, ist hingegen, bedingt durch steigende Preise von fossilen Brennstoffen und durch öffentliche Fördermaßnahmen, erheblich.


7

1.2.2 Endenergieverbrauch

Etwa 50% des Endenergieverbrauchs wird durch die leitungsgebundenen Energien Strom, Erdgas und Fernwärme gedeckt. Feste Brennstoffe − Abb. 1.4 − spielen eine untergeordnete Rolle. Der Anwendungsbereich „Wärme“ verbraucht ca. 60% der Endenergie − Abb. 1.5. Der Fernwärmeanteil ist im Gesamtverbrauch klein, weil deren Einsatz wegen des hohen Aufwandes im Verteilungsbereich nur in Gebieten mit hoher Wärmedichte wirtschaftlich ist. Endenergieverbrauch in 2007 Total: 8.585 PJ = 292 Mio. t SKE = 2.386,6 TWh

Sonstige 3) 6,1% Fernwärme 3,1%

Steinkohle 4,6%

Braunkohle 1,0% Kraftstoffe 1) 29,1%

Strom 22,2%

Heizöl schwer 0,8% Heizöl leicht 7,9%

Gase 2) 27,5% 1) und Mineralölprodukte 2) Naturgase, Produktionsgase 3) Brennholz, Torf, Klärschlamm, Müll

Quelle: BMWi eigene Aufbereitung als Graphik

Abb. 1.4: Endenergieverbrauch in Deutschland

Anwendungsbereiche der Endenergie

Beleuchtung 2% mechanische Energie 39%

sonstige Prozesswärme 22%

Raumwärme 32%

Warmwasser 5%

Quelle: BMWi, AG Energiebilanzen, Bundesverband der Energiewirtschaft und Wasserwirtschaft

Abb. 1.5: Endenergieverbrauch nach Anwendungsbereichen

8


1.2.3 Energieträgereinsatz zur Stromerzeugung

Etwa 38% des Primärenergieverbrauchs in Deutschland wird zur Erzeugung des Endenergieträgers Strom − Abb. 1.6 − eingesetzt. Dabei haben Kernenergie, Braun-, und Steinkohle zusammen einen Anteil von ca. 83%. Bei der Bruttostromerzeugung − Abb. 1.7 − beträgt deren Anteil jedoch, bedingt durch die niedrigeren Wirkungsgrade bei Kernenergie und der älteren noch in Betrieb befindlichen Kohlekraftwerke, nur ca. 70%. Der Beitrag der erneuerbaren Energie insgesamt erreicht bereits ca. 15,7% . Energieträger zur Stromerzeugung 2007 Total: 5.366 PJ = 183,1 Mio t SKE = 1.490,6 TWh

Kernenergie 28,6%

Steinkohle 25,1%

Wasser-/Windkraft 4,2% Gase 10,3%

Heizöl 1,2%

Übrige feste Brennstoffe 2,1%

Braunkohle 28,4%

Quelle: BMWi, AGEB (eigene Aufbereitung als Graphik)

Abb. 1.6: Einsatz von Energieträgern zur Stromerzeugung

Bruttostromerzeugung nach Energieträgern in 2007 Gesamterzeugung 632 TWh

Biomasse 3,1% Wasserkraft 4,3% Windkraft 6,4%

Photovoltaik 0,6% Müll 1,3%

übrige Brennstoffe 2,3% Steinkohle 22,3%

Kernenergie 22,2% Erdgas 11,6%

Mineralöl 1,3%

Braunkohle 24,7%

Quelle: BMWi, Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen Eigene Überarbeitung als Graphik

Abb. 1.7: Bruttostromerzeugung nach Energieträgern


9

1.2.4 Beitrag erneuerbarer Energien zur Energiebereitstellung

Bedingt durch die ständig steigenden Energiepreise und die Klimaproblematik gewinnen erneuerbare Energien ständig an Bedeutung. Das Bewusstsein über die Endlichkeit der fossilen Energieträger ist sowohl bei der Politik und den Versorgungsunternehmen als auch bei der Bevölkerung gewachsen. Somit ist nun die Notwendigkeit für den forcierten Ausbau der erneuerbaren Energien unbestritten. Deren Beitrag bei der Energiebereitstellung betrug in 2007 ca.: • • •

am Primärenergieverbrauch am Endenergieverbrauch am Bruttostromverbrauch

6,7% 8,5% 14,2%

Quelle: BMU- AGEE-Stat

Der Beitrag der erneuerbaren Energien in den einzelnen Anwendungsbereichen ist aus folgender Tabelle zu ersehen. Tabelle 1.3: Endenergiebereitstellung aus erneuerbaren Energien (EE) Einheit

Strom

Wärme

Kraftstoff

Wasserkraft

20,7

Windenergie

39,5

-

-

39,5

Biomasse *)

23,8

84,2

44,4

152,4

3,5

-

-

3,5

Solarthermie

-

3,7

-

3,7

Geothermie

-

2,3

-

2,3

87,5

90,2

44,4

Fotovoltaik

TWh

Gesamt EE

TWh

Gesamt Endenergie

TWh

-

-

Gesamt 20,7

222,1 2.617,5

*) feste, flüssige, gasförmige Biomasse, biogener Anteil des Abfalls, Deponie- und Klärgas Quelle: BMU - Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien - Statistik (AGEE-Stat)

Mit dem Erneuerbare-Energien Gesetz von 2004 hat die Bundesregierung das Ziel gesetzt, den Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch im Jahr 2010 mindestens auf 12,5 % zu erhöhen. Als mittelfristiges Ziel ist vorgesehen, den Anteil der erneuerbaren Energien an der Strombereitstellung bis 2020 auf mindestens 20 % und am Primärenergieverbrauch auf mindestens 10 % zu steigern. Das erste Ziel ist bereits übertroffen, und der Anstieg erneuerbarer Energien bei der Stromerzeugung − Abb. 1.8 − bleibt unaufhaltsam. Nach den Vorstellungen der Bundesregierung soll langfristig, d.h. bis Mitte die-

10


ses Jahrhunderts, rund die Hälfte der Energieversorgung mit erneuerbaren Energien bestritten werden. 100 90

Sonstige

Stromerzeugung TWh

80

Anteil am Bruttostromverbrauch 2007: 14,2%

70

Biomasse

Sonstige: Biogenerer Anteil des Abfalls, Photovoltaik, Geothermie 60 50 1

40

Windkraft

30 20

Wasserkraft 10 Quelle: BMWi, BMU - AG-Erneuerbare Energien/Statistik 2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

0

Abb. 1.8: Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien

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 flüssigen 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. 34%) 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. 1.9 ist Aufkommen und Herkunft von Rohöl in Deutschland dargestellt.

1.3 Herkunft u. Preisentwicklung der Primärenergieträger

11

Rohölaufkommen in 2007 110.046 kt

Sonstige Länder 13,7%

Inlandförderung 3,1% Naher Osten

Großbritannien 12,5%

5,7%

Afrika 17,1% Venezuela 2,0%

Norwegen 15,1%

*) Zahlen gerundet

Russland 30,8%

Quellen: BMWi, Mineralölwirtschaftsverband 2007, eigene Aufbereitung als Graphik

Abb. 1.9: 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 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 auf 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:

12


Tabelle 1.4: Umrechnung von Handelseinheiten für Rohöl Einheit

l

kg

Gcal

t SKE

GJ

MWh

1 barrel

159

137

1,372

0,196

5,743

1,595

1 t RÖE

-

-

10,0

1,429

41,868

11,630

Abb. 1.10 zeigt die Preisentwicklung bei Rohöl in US$/barrel und €/barrel nach dem OPEC basket seit 1970. Die Diskrepanz zwischen den Dollar und Euro Preisen entsteht dadurch, dass Rohöl weltweit in US-Dollar gehandelt wird. Somit hängen die Preise in der EU auch vom Wechselkurs Dollar zu Euro ab. Die Preisentwicklung ist von Preissprüngen sowohl nach oben als auch nach unten gekennzeichnet. Die Ereignisse, die zu diesen Preissprüngen geführt haben, waren im Wesentlichen folgende: 1974 : 1979: 1982 - 1984: 1986 - 1988: 1990 - 1991: 1998: 2000: 2003: 2004:

erste Ölkrise, Rohöl wird politisches Druckmittel Revolution im 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 Affäre in Russland verstärkte Spekulation, Spannungen wegen Iran´s Urananreicherungsprogramm sowie zwischen USA und Venezuela wie in 2005, Dollar-Schwäche hat negativen Einfluss auf die Rohölpreise

2005: 2006-2007:

Rohölpreisentwicklung OPEC-basket Nominalpreise 80 70

Quelle: OPEC Bulletin eigene Aufbereitung als Graphik

60 50

€ / barrel

40 US$ / barrrel

30 20 10

Abb. 1.10: Rohölpreise seit 1970, Jahresmittelwerte, nominal

2006

2004

2002

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

1978

1976

1974

1972

1970

0


13

Die Seefrachtraten scheinen hingegen eine untergeordnete Rolle zu spielen. Für die Route Golf - nordwesteuropäische Häfen betrugen sie auf dem Spotmarkt in 2006 nach [OPEC Bulletin] zwischen 2,5 und 4,0 US$/barrel. In der Abb. 1.11 werden die Rohöl-Einfuhrpreise in Deutschland als Nominal- und als Realpreise dargestellt. Weil sich aber dabei zwei Effekte summieren, nämlich die Inflation und die Euro-Dollar-Parität, wurde auch ein fiktiver Verlauf mit Realpreisen bei einer konstanten Euro-DollarParität gleich 1 eingefügt. Zur Inflationsbereinigung wurden die Verbraucherpreisindizes vom Statistischen Bundesamt (StBA) verwendet. Man erkennt aus der Darstellung, dass trotz des kräftigen Preisanstiegs in den letzten 3 Jahren die realen Rohölpreise den Stand von Anfang der 1980er Jahre noch nicht erreicht haben (2007). In den letzten 10 Jahren ist der Unterschied zwischen Nominal- und Realpreis wegen den niedrigen Inflationsraten gering. Entwicklung der Rohöl-Einfuhrpreise in Deutschland "Nominal - Real" und " Real & Euro-US$-Parität = 1 konstant" 600

Quelle: MWV / Deutsche Bundesbank eigene Aufbereitung als Graphik

500

Preis € / t

400

300

200

100

Nominal

Real

2006

2004

2002

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

1978

1976

1974

1972

1970

0

Real & 1 € = 1 US$

Abb. 1.11: Entwicklung der Rohöl-Einfuhrpreise

Der Aussagewert von gemittelten Jahrespreisen ist allerdings begrenzt. Wie bereits erwähnt, ändert sich der Rohölpreis auf den Handelsplätzen quasi stündlich. In der Abb. 1.12 wird die Preisentwicklung in kurzen Zeitabständen innerhalb des Jahres gezeigt. Daraus erkennt man, dass die Preisentwicklung beim Rohöl sich jeder Prognostizierbarkeit entzieht (siehe z.B. Jahr 2008).

14


Quelle: www.tecson.de Abb. 1.12: Kurzzeitige Entwicklung der Rohölpreise 1.3.2 Herkunft und Grenzübergangspreise von Steinkohle 1.3.2.1 Steinkohleaufkommen in Deutschland

Die gängigen Kohlesorten sind Steinkohle (hard coal) und Braunkohle (lignite). Je nach Verwendungszweck unterscheidet man hauptsächlich in Kessel- oder Kraftwerkskohle (steam coal), die in den Kraftwerken zur Stromerzeugung eingesetzt wird, und Kokskohle (coking 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 sowohl Braunkohle als auch Steinkohle eingesetzt. Braunkohle wird in Deutschland fast ausschließlich im Tagebau gewonnen und wegen der vergleichsweise niedrigen Energiedichte überwiegend in nahe liegenden Kraftwerken verstromt.


15

Über die Hälfte der Kraftwerks-Steinkohle − Abb. 1.13 − wird aus verschiedenen Ländern importiert. Hauptexportländer sind Polen, Südafrika, GUS, Australien und Kolumbien. Kesselkohle plus Kohle für Wärmemarkt Gesamtverbrauch ca. 52.4 Mio t Import 33,2 Mio t (t = t) Sonstige 8,1% Indonesien 2,2% Australien 2,2%

Inland 36,8%

Südafrika 11,8%

Kolumbien 13,2%

GUS 14,7%

USA 2,1%

Polen 8,8% Quelle: Verein der Kohlenimporteure, BAFA eigene Aufbereitung als Graphik

Abb. 1.13: Herkunft der Steinkohle 2007

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 einen Teilausgleich zum Importkohlepreis, der über den so genannten „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 diesem 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.

16


Die subventionierte Förderung von Steinkohle soll nach dem neuen Steinkohlefinanzierungsgesetz 2018 beendet werden. Im Gesetz ist aber die Option vorgesehen, dass der Bundestag im Jahr 2012 überprüfen soll, ob der Steinkohlebergbau auch nach 2018 gefördert wird. 1.3.2.2 Entwicklung der Einfuhrpreise von Importkohle

Die Entwicklung der Importkohlepreise in den letzten 37 Jahren ist in Abb. 1.14 dargestellt.

150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

Nominal

Real

2006

2004

2002

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

1978

1976

1974

1972

Quelle: BAFA, Verein der Kohlenimporteure, Deutsche Bundesbank eigene Aufbereitung als Graphik

1970

€ / t SKE

Entwicklung der Importkohlepreise frei deutscher Grenze

Real & Euro - US$ Parität = 1

Abb. 1.14: Entwicklung der Grenzübergangspreise von Importkohle

Auch bei Importkohle sind teilweise starke Preisschwankungen zu beobachten. Die Preisentwicklung hängt von Angebot- und Nachfragemengen, Seetransportfrachtraten und dem US$/€ -Wechselkurs ab, wobei der Rohölpreis den primären Einfluss auf die Nachfrage ausübt. Die zweite Ölkrise 1979/80 hat z.B. zur verstärkten Nachfrage nach Kohle und zur vollen Ausschöpfung der Angebotskapazitäten geführt, was einen drastischen Anstieg der FOB Preise (FOB: Free On Board) zur Folge hatte. Das gleichzeitige Auftreten von hohen Seefrachtraten führte schließlich zu den extrem hohen Importkohlepreisen Anfang der 1980er Jahre. 1.3.2.3 Seefrachtraten für Steinkohle, Kohlenkette

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 Fracht-


17

raumangebot und hohen Erdölpreisen können die Frachtraten beträchtlich steigen und bis zu 50% des Kohle CIF Preises (CIF: Cost Insurance Freight) erreichen. Während z.B. die Frachtraten Südafrika-Rotterdam (Abb. 1.15) lange Zeit zwischen 6 - 12 US$/t schwankten, stiegen sie in den Wintermonaten 2003 - 2004 auf über 27 US$/t an und sanken im Frühjahr 2005 wieder auf 12 US$/t. Durch verstärkte Nachfrage aus dem pazifischen Raum sind die Seefrachtkosten in 2007/2008 erneut drastisch gestiegen. Nach Einbruch der Wirtschaftkrise im Sommer 2008 sind sie, infolge des abzeichnenden Nachfragerückgangs für Kohle und Erze, innerhalb kurzer Zeit drastisch eingebrochen. 90 80

ARA: Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen

Frachtrate US$ / t

70 60 50 40 30 20 10

Quellen: Fichtner Archniv, VDKI, SSY

Australien

Südafrika

Jul 08

Okt 08

Apr 08

Jan 08

Jul 07

Okt 07

Apr 07

Jan 07

Jul 06

Kolumbien

Okt 06

Apr 06

Jan 06

Jul 05

Okt 05

Apr 05

Jan 05

Jul 04

Okt 04

Apr 04

Jan 04

Jul 03

Okt 03

Apr 03

Jan 03

Jul 02

Okt 02

Apr 02

Jan 02

0

USA Ostküste

Abb. 1.15: Seefrachten für Importkohle nach ARA-Häfen

Eine Übersicht der Kosten der gesamten Kohlenkette von der Grube bis zu den Zielhäfen in Europa ist in der Tabelle 1.5 zu ersehen. Tabelle 1.5: Repräsentative Kosten der Kohlenkette Kosten frei Grube

Transport Inland

Australien ***)

22 - 38

3 - 10

2-3

26

53 - 77

Südafrika

16 - 28

6 - 10

1,5 - 2

16

38 - 56 42 - 49

Land *)

Hafenumschlag

Seefracht **) 2006 - 2007

Gesamt CIF ARA

US$ / t

Kolumbien

22 - 26

2-3

3-5

15

Russland

16 - 20

24 - 26

2 -3

14

56 - 63

Indonesien

16 - 33

2-7

2 - 4,5

17

37 - 61,5

Venezuela

18 - 22

7-9

3-5

19

47 - 53

*) Abbaumethode: Tagebau ***) New South Wales

**) ARA: Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen; Base Panamax Quelle: Weltmarkt für Steinkohle, Dr. Ritschel, Dr.Schiffer

18


Die Preise sind in den letzten Jahren durch den anhaltenden Boom in der Eisenerz- und Kohlenindustrie erheblich gestiegen. Die Preise in USDollar sind außerdem gestiegen, weil in den meisten Förderländern der Wert der lokalen Währung gegenüber dem US$ gestiegen ist. 1.3.2.4 Handelsplattformen für Steinkohle

Am derzeitigen Steinkohlemarkt [Weltmarkt für Steinkohle] sind sowohl langfristige Lieferverträge als auch Spotabschlüsse üblich, wobei letztere an Menge und Bedeutung zunehmen. Daher beinhalten auch längerfristige Lieferverträge Klauseln mit Preisbindung an die jeweiligen Spotmarktpreisen. Durch die Einführung von Standard Kohleindizes hinsichtlich Herkunft, Qualität und Lieferort kann jetzt Kohle auf den internationalen Rohstoffbörsen und Handelsplattformen als Commodity auch auf Swap-, Futures- und Optionsbasis gehandelt werden. Gegenwärtig sind folgende Indizes im Kohlewelthandel etabliert:

Handelstransaktionen werden durch Broker wie z.B TFS oder über die elektronische Handelsplattform globalCoal abgewickelt. Bei physikalischer Beschaffung müssen auf jeden Fall die Vorlaufzeiten von Anmeldefrist bis zur Lieferung ans Kraftwerk berücksichtigt werden. Sie betragen z.B. für Lieferungen aus Südafrika oder Kolumbien ca. 10 Wochen. 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 auf dem Energiemarkt in Deutschland. Es wird heute größtenteils importiert. Hauptimportländer sind Russland, Norwegen und die Niederlande, siehe Abb. 1.16 und Abb. 1.17.


19

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

2006 *

2004 *

2002 *

1998

2000 *

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

1978

1976

1974

1972

1970

1968

1966

0

Abb. 1.16: Entwicklung der Einfuhren von Erdgas Erdgasaufkommen in Deutschland in 2007 4.016,4 PJ = 137,0 Mio t SKE = 1.115,7 TWh

Inland 14,9%

Speichersaldo 1,1% Russland 35,8%

Sonstige 2,7%

Niederlande 18,4% Norwegen 25,9%

Quelle: BMWi, AGEB (eigene Aufbereitung als Graphik)

Abb. 1.17: 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. 1.18 zeigt die Entwicklung der Grenzübergangspreise in den letzten 37 Jahren. Die Abhängigkeit vom Dollarkurs ist hier nicht di-

20


rekt gegeben, da Erdgas aus Norwegen und den Niederlanden in Euro abgerechnet wird. Das russische Erdgas wird jedoch noch auf US-Dollarbasis abgerechnet. Auch der Erdgaspreis zeigt deutliche Ähnlichkeit zu der Entwicklung der Rohölpreise. Allerdings sind Preisschwankungen weniger ausgeprägt, verglichen zu 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 verschiedenen Rohölsorten gebunden und kann in vereinbarten Zeitabständen angepasst werden. So folgt der Erdgasarbeitspreis weitgehend der Preisentwicklung von Rohöl. Kraftwerksgas kann in Sonderverträgen auch an den Preis von Importkohle als Hauptkonkurrenzbrennstoff gekoppelt sein. Entwicklung der Preise von Importerdgas Grenzübergangspreise 30 Quelle: Statistik Kohlenwirtschaft , BAFA ab 1991, Verbraucherpreisindex StBA eigene Aufbereitung als Graphik

Preis € / MWh in Ho

25

20

15

10

5

Nominalpreis

2006

2004

2002

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

1978

1976

1974

1972

1970

0

Realpreis

Abb. 1.18: Grenzübergangspreise von Erdgas, nominal-real

Der Leistungspreis wird bei Importlieferverträgen ebenfalls periodisch, allerdings in längeren Zeitabständen, angepasst. Die Anpassung erfolgt auch nach dem Prinzip der Anlegbarkeit – siehe Abschnitt 1.3.3.3. Wenn z.B. aufgrund strengerer Umweltauflagen die Kapitalkosten für die Anlagen der Konkurrenzenergie gestiegen sind, kann der Leistungspreis von Erdgas ebenfalls steigen, da Erdgas von diesen Auflagen weniger betroffen ist.


21

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. 1.19 veranschaulicht. Das Prinzip der Anlegbarkeit ist, wie auch das von Angebot und Nachfrage, ein Merkmal des Wettbewerbsmarktes und wird direkt oder indirekt bei allen Energieformen angewandt. Die 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 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.

Abb. 1.19: Anlegbarer Preis auf dem Endverbrauchermarkt

Die Anlegbarkeitsrechnungen für die Importstufe erfolgen meistens rückwärts nach der „Netback Preisbildung“ beginnend beim Endverbrauchermarkt. Der Endverbrauchermarkt wird dabei in mehrere Segmente unterteilt. Für jedes Segment werden typische Anlagen definiert und für jede Anlage und Segment der anlegbare Preis gegenüber der Konkurrenzenergie ermittelt. Anschließend werden die einzelnen Preise auf den gesamten

22


Markt projiziert. Berücksichtigt werden dabei alle fixen und variablen Kostenkomponenten, wie in der Abb. 1.19 dargestellt. In diesem Zusammenhang ist zu erwarten, dass bei der Preisfindung für Erdgas und für Energien mit niedrigeren CO2-Emissionen künftig auch der CO2-Kosten als Preisbestandteil einbezogen wird. Der anlegbare Wärmepreis für Erdgas ist i.d.R. höher als der Wärmepreis der Konkurrenzenergie. Die Differenz zum Wärmepreis der Konkurrenzenergie wird bei Erdgas oft als Erdgaspremium bezeichnet. 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 = p A _ EG 0 + ∆p K Darin bedeuten: pA_EG0: pA_EG: ∆pK: ηEG: ηK:

η EG ηK

Gl. 1.1

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

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. 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 die freie Wahl. Eine Preisentwicklung mit Öff-


23

nung der Preisschere ist im Wettbewerbsmarkt nur dann vorstellbar, wenn ein Energieträger aus einem Marktsegment aussteigen muss. Ausgehend vom anlegbaren Preis für den Verbrauchermarkt ergibt sich dann der Anlegbare Preis für die Importstufe wie folgt: Anlegbarer Preis auf dem Endverbrauchermarkt ./. Kosten für den Ferntransport ./. Kosten für die Verteilung ./. Steuern und Abgaben ./. Marge für das Import- und Verteilungsunternehmen Anlegbarer Preis für die Importstufe Beispiel 1.3: Anlegbarer Erdgaspreis für Endverbraucher

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 zugrunde gelegten Anlagen-Wirkungsgrade 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

Wie bereits erwähnt, findet das Anlegbarkeitsprinzip direkt oder indirekt auch bei langfristigen Verträgen für andere Energien Anwendung. 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: [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

24


chain) große Energiemengen in Form von Wärme freigeben. Daher wird es 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. 1.20 dargestellt und erläutert. Untertagemine

Uranbergwerk Abraum

Uranlösung

Uranerz

Abraum

Uranmühle

Abfall-. lösung

Abfall

Konversion

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. 1.20: Kernbrennstoff-Produktionskette

Uranerz wird entweder im Tagebau (open cut) oder in UntertageMinen (in-situ leach) abgebaut. Die größten Vorkommen befinden sich in Australien und in Kanada. Nach der Trennung von Fremdmaterial (waste rocks) wird das Uranerz in eine nahe liegende 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 welcher Uran in den Handel gebracht wird.


25

Das Uranoxid U3O8 wird anschließend in einer Konversionsanlage in Zentraleuropa, Russland oder in den USA zu gasförmigem Uranhexafluorid (UF6) konvertiert, das angereichert werden kann. Nach 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 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 Kernreaktor mit 1200 MW elektrischer Leistung verbraucht ca. 25 Tonnen Urandioxid (UO2) im Jahr. Dieses wird aus ca. 200 Tonnen yellow cake (Uranoxid U3O8) gewonnen. 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. 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: • •

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)

Bei Druckwasserreaktoren hat Uranbrennstoff einen äquivalenten Heizwert um die 1.000 MWhth/kg (zum Vergleich hochwertige Kohle 8,14 MWhth/t). Bei einem Wirkungsgrad von ca. 34,5 % beträgt die Stromerzeugung ca. 345 MWhel pro kg Uranbrennstoff, zum Vergleich aus 1 Tonne Kohle werden ca. 3 MWhel Strom erzeugt.

26


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. 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 Kosten für den Kernbrennstoff setzen sich dementsprechend aus folgenden Komponenten zusammen: B B B B

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

Im Folgenden wird auf die Preisentwicklung der einzelnen Kostenkomponenten eingegangen, und anschließend werden die Gesamtkosten des Kernbrennstoffs berechnet und angezeigt. Die Preisentwicklung von Uranoxid ist aus Abb. 1.21 zu ersehen.

Abb. 1.21: Preisentwicklung von Uranoxid (U3O8)

In den späten 1970er Jahren hatte der Uranoxidpreis ein Rekordhoch von 40 US$/lb erreicht. In den 1980er und Anfang der 1990er Jahren sind


27

die Preise bedingt durch das Überangebot von aus Waffenuran konvertiertem Kernbrennstoff stark gefallen und in 2001 auf ein Tief von ca. 7 S$/lb gesunken. In der Zwischenzeit ist der Preis, dem allgemeinen Trend folgend, wieder stark gestiegen. Hinzu kommt, dass bedingt durch die niedrigen Preise in den 1990er Jahren keine Abbaukapazitäten eingeplant wurden und die Bestände aus Waffenuran langsam zurückgehen. Danach sind in den beiden letzten Jahren die Preise für yellow cake drastisch gestiegen. Seit Anfang 2008 ist jedochder Preis für yellow cake wieder am Fallen. Entwicklung der Preise für yellow cake in 2008 in US$ / lbU3O8 Jan

Feb

Mrz

Apr

Mai

Jun

Jul

Aug

Sep

Okt

90

86

75

72

65

58

65

65

65

45

Für die Berechnung der Kosten von Kernbrennstoff werden 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 (s. Abb. 1.22). Die Konversionspreise steigen folgend den allgemeinen Trend ebenfalls an, aber wesentlich schwächer als die von Uranoxid.

Abb. 1.22: Konversionspreise für Uranbrennstoff

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. 1.23). Sie sind nur moderat gestiegen. Die Einheit SWU steht für

28


„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. 1.23: SWU-Preise für Urananreicherung

Die Kosten für die Herstellung der Brennelemente liegen in der Größenordnung von ca. 275 US$ / kg UO2-Kernbrennstoff. Aus der Preisentwicklung für die einzelnen Kostenkomponenten wurden schließlich die spezifischen Kosten vom fertigen Kernbrennstoff ermittelt und in Abb. 1.24 graphisch dargestellt.

Abb. 1.24: Entwicklung der Kosten für fertigen Kernbrennstoff


29

Aus der Abbildung wird der Zusammenhang zwischen der Preisentwicklung von Kernbrennstoff zum Rohölpreis in den letzten Jahren deutlich. Auch Kernbrennstoff folgt damit auf dem Primärenergiemarkt dem Preisführer Rohöl. 1.3.4.4 Wärmekosten und Kernstrom-Brennstoffkostenanteil

Auf der Basis der spezifischen Kosten für Kernbrennstoff wurden auch die spezifische Wärmkosten für das Wärmeäquivalent von Kernbrennstoff sowie der Brennstoffanteil beim Kernenergiestrom ermittelt und in der Abb. 1.25 graphisch dargestellt. Trotz des starken Anstiegs bleibt der Brennstoffanteil bei den Stromgestehungskosten von Kernenergiestrom relativ klein, verglichen mit den entsprechenden Kosten bei den Konkurrenzenergien Braun- und Steinkohle.

Abb. 1.25: Wärmepreis und Kernstrom-Brennstoffkostenanteil

Im Beispiel 1.4 ist die komplette Berechnung der Kosten für den Kernbrennstoff für das Jahr 2007 dargestellt. Als Ergebnis werden sowohl der Wärmepreis als auch die spezifischen Stromgestehungskosten − nur Brennstoffanteil − angegeben.

30


Beispiel 1.4: Spezifische Kosten von Kernbrennstoff , 2007 Berechnung

Position Spezifischer Verbrauch Verbrauch yellow cake (Uranoxid U3O8) Urangehalt U im UF6 bei der Konversion SWU-Input pro kg Brennstoff Urandioxid UO2

Im Reaktor Entladeabbrand (burnup) pro kg Kernbrennstoff x Wärmeabgabe im Reaktor 24 h x Stromerzeugung 34,5% Preise Wechselkurs Marktpreis Uranoxid U3O8 110,0

/

Spez. Wärmekosten Strom-Brennstoffkosten *) *) el. Wirkungsgrad 34,5%

8,50 7,20 4,00 1,00

x

2.981 2,86

/

2.981 2,86 8,30

/

x x x

/

/ /

Wert

kgU3O8 / kgUO2 kg U / kgUO2 SWU / kgUO2 kgUO2

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

MWd / kgUO2

43,4 1.042 359

1.042

MWh-th / kgUO2 MWh_el / kg UO2

0,454

€ / US$ US$ / lbU3O8 US$ / kgU3O8

43,4

US$ / kg U US$ / SWU US$ / kgUO2

1,371 110,0 242,3 12,0 140,0 275,0

242,3 12,00 140,00 275,00

US$ / kgUO2 US$ / kgUO2 US$ / kgUO2 US$ / kgUO2 US$ / kgUO2

2.059 86 560 275 2.981

(43,4 x 24) 0,345

US$ / MWhth US$ / MWhel

2,86 8,30

1,371 1,371 1,37

€ / kgUO2 € / MWh_th € / MWh_el

2.175 2,09 6,05

Konversionspreis pro kg U Anreicherungskosten pro SWU Fabrikationskosten pro kg Brennstoff Kosten pro kg Urandioxid (UO2) Kosten Uranoxid Konversion Anreicherung Brennstofffabrikation Summe Spez. Kosten in US$ Spez. Wärmekosten Strom-Brennstoffkosten *) Spez. Kosten in € Kosten pro kg Urandioxid (UO2)

Einheit

Im Vergleich dazu betragen die spezifischen Wärmekosten von Steinkohle bei einem Preis von 70 €/t SKE (Heizwert 8,14 MWhth/ t SKE) ca. 8,60 €/MWhth und der Brennstoffkostenanteil bei dem Stromgestehungskosten (ηel = 42,5 %) ca. 20,23 € / MWhel. Die Kosten für die Entsorgung des abgebrannten Brennstoffs sind erheblich. Sie sind unter anderem vom Reaktortyp und dessen Wirkungsgrad abhängig. Sie werden bei der Ermittlung der Stromgestehungskosten im Kapitel 7.3 berücksichtigt. 1.3.4.5 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.


31

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 Kernreaktor mit 1200 MW elektrischer Leistung 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 Preisentwicklung von Importenergien im Vergleich

In der Abb. 1.26 sind die Wärmepreise der drei fossilen Hauptprimärenergieträger in €/MWh und in Abb. 1.27 die indizierten Preise zum Vergleich dargestellt. Daraus ist die Abhängigkeit der Preise vom Preisführer Rohöl eindeutig erkennbar. Es 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 dieser Zeit lag der Index von Rohöl bei etwa 50 Prozent und von

32


Erdgas bei ca. 65 Prozent. Der Index der Importsteinkohle blieb lange Zeit relativ stabil bei 100 Prozent. Entwicklung des Wärmepreises von Importenergien 35 Quelle:BAFA, MWV, Statistik Kohlenwirtschaft eigene Aufbereitung als Graphik

30

€ / MWh in Hu

25 20 15 10 5

Rohöl

Erdgas

2007

2005

2003

2001

1999

1997

1995

1993

1991

1989

1987

1985

1983

1981

1979

1977

1975

-

Importkohle

Abb. 1.26: Grenzübergangs-Wärmepreise von Primärenergien

Indexierte Preise von Importenergien 250

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

Prozent

200

150

100

50

Rohöl

Importerdgas

Importkohle

Abb. 1.27: Indizierte Grenzübergangspreise der Basis-Primärenergien

2006

2004

2002

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

1978

1976

1974

1972

1970

-

1.4 Entwicklung der Brennstoff-Verbraucherpreise

33

1.4 Entwicklung der Brennstoff-Verbraucherpreise 1.4.1 Preise von Kraftwerkskohle

Die installierte Kraftwerksleistung in Deutschland beträgt z.Z. ca.124 GW. Davon sind ca. 29 GW Steinkohle- und ca. 22 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:

Preis frei Grenze (bereits analysiert) Umschlagkosten vom Hochseefrachter zum Binnenschiff Transportkosten bis zum Kraftwerk

Die Transportkosten bis zum Kraftwerk sind je nach Entfernung bedingt durch die hohen Treibstoffpreise stark gestiegen - Tabelle 1.6. Sie spiegeln die Betriebskosten der Binnenschifffahrt wieder, unterliegen außerdem starken Schwankungen abhängig von Angebot und Nachfrage [Prognos] sowie von der Höhe der Treibstoffpreise und von Zuschlägen für Kleinwasser. Der Frachtenspiegel der Zeitschrift [Binnenschifffahrt] veröffentlicht regelmäßig Frachtraten für ausgewählte Zielhäfen im Binnenland. Bahntransport wird nur gelegentlich bei Unterbrechungen der Binnenschifffahrt genutzt und ist erheblich teurer.

34


Tabelle 1.6: Binnenschifffahrt-Frachtraten, Anhaltswerte 2007 Von

Nach

km

Tage

€/t

ARA

Niederrhein 200 2,0 6,50 Ruhrgebiet 300 3,0 7,70 Mannheim 610 4,5 11,50 Karlsruhe 670 5,0 17,00 Heilbronn 717 5,5 14,50 Saarland 700 5,5 13,50 Nürnberg 630 5,0 16,50 Linz 1.350 10,0 26,50 Hamburg Berlin 350 3,0 6,60 Magdeburg 300 2,5 5,60 Salzgitter 205 2,0 4,00 Umschlag Übersee-/Binnenschiff ca. 2 €/t ; Entladung Binnenschiff/Kraftwerk 2 €/t

Quellen: Zeitschrift Binnenschifffahrt, Prognos, Eigene Recherchen (Stand 2007)

Beispiel 1.5: Kohlepreis Standort Heilbronn Preis frei Grenze € / t SKE Umschlag- / Entladekosten Fracht, Binnenschiff Summe Wärmepreis (Hu = 8,14 MWh/t) ca. Strom-Brennstoffkosten (ηel = 38% )

70,00 € / t SKE 4,00 € / t SKE 14,50 € / t SKE 88,50 € / t SKE 10,90 € / MWhth 28,60 € / MWhel

Anmerkung: 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. 1.28 wird die Preisentwicklung von Heizöl mit und ohne Mineralölsteuer gezeigt. Darin ist zum Vergleich auch der Rohölpreis frei deutsche Grenze zu ersehen.

1.4 Entwicklung der Brennstoff-Verbraucherpreise

50 45

Quellen: Statistik der Kohlenwirtschaft, StBA Umrechnungen und eigene Aufbereitung

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

40 35

€ / MWh

35

30 25 20 15 10 5

2006

2004

2002

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

1978

1976

1974

1972

1970

-

Abb. 1.28: Heizöl-Industrieverbraucherpreise mit und ohne MinölSt

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 bzw. 60% seit dem 1.1.2003). Außerdem kann über den so genannten "Spitzenausgleich" der Ökosteueranteil unter bestimmten Voraussetzungen "erlassen, erstattet oder vergütet" werden. Die Energiesteuern werden im Kapitel 3 "Rechtliche Rahmenbedingungen" eingehend behandelt. Der Mineralölsteuerregelsatz auf Heizöl zur Wärmeerzeugung ist aus der folgenden Tabelle 1.7 ersichtlich. Tabelle 1.7: Mineralöl-Steuersätze 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 Abb. 1.28 wird aber ersichtlich, dass der Preis für Heizöl S immer etwas unter dem Rohölpreis frei Grenze, und der von Heizöl EL deutlich darüber liegt.

36


1.4.3 Preise von Erdgas

Die statistisch erfassten Durchschnittspreise von Erdgas mit und ohne Mineralölsteuer für die Industrie sowie zum Vergleich der Erdgaspreis frei deutsche Grenze sind in der Abb. 1.29 dargestellt. Es handelt sich hierbei um die Durchschnittserlöse für Abgabe an Endverbraucher nach den Angaben der Erdgasversorgungsunternehmen. KWK-Anlagen mit einem Gesamtwirkungsgrad von mindestens 70% und Stromerzeugungsanlagen sind von der Mineralölsteuer befreit. 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 unwesentlich höher sind als die Grenzübergangspreise. 40 Quellen: Statistik der Kohlenwirtschaft, StBA eigene Aufbereitung als Graphik

35

€ / MWh in Hu

30

Importgas Industriegas mit MinÖlSt Industriegas ohne MinÖlSt

25 20 15 10 5

Abb. 1.29: Preise von Industriegas Tabelle 1.8: Mineralölsteuersätze für Erdgas davon Anwendung

Regelsatz

Öko-Anteil

Heizzwecke

5.50

3.66

Stromerzeugung

0

0

KWK-Anlagen mit η>70%

0

0

€ / MWh in Ho

2007

2005

2003

2001

1999

1997

1995

1993

1991

1989

1987

1985

1983

1981

1979

1977

1975

1973

-

1.5 Schlussfolgerungen

37

1.5 Schlussfolgerungen 1.5.1 Lehren aus der Vergangenheit

Aus den bisherigen Ausführungen über die Preisentwicklung der Basisenergien in den vergangenen 38 Jahren sind folgende Schlussfolgerungen abzuleiten: • • • • •

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 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 ist, ist die heimische Braunkohle. Die Preisbildung von Importkohle und Erdgas erfolgt offensichtlich nach dem Prinzip der Anlegbarkeit.

Wegen seiner Bedeutung bei der Preisbildung von Energieträgern wird dieses Prinzip im Folgendem näher erläutert. 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 1.10 zuerst die durchschnittlichen Preise der Hauptenergieträger für den Zeitraum 1970 - 2007 sowie für das letzte Jahrzehnt 1998 - 2007 und die für das Jahr 2007 angegeben. Anschließend wird in der Tabelle 1.10 das Verhältnis der Wärmepreise zum Preisführer Rohöl abgeleitet. Aus beiden Abbildungen sind folgende Schlussfolgerungen ableitbar: •

Bedingt durch den schwächeren Dollarwert ist der Rohölgrenzübergangspreis weniger stark gestiegen als der Dollarpreis pro barrel Tabelle 1.1

38

• • •


Der Anstieg der Preise für Kraftwerkskohle ist im Verhältnis zum Anstieg der Rohölpreise deutlich schwächer - Tabelle 1.9 Beim Import-Erdgas und den Heizölen bleibt das Preisverhältnis zum Rohöl relativ stabil - Tabelle 1.10 Im Jahr 2007 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 – z.B Erdgas Tabelle 1.10

Tabelle 1.9: Durchschnittspreise der Hauptenergieträger für 3 Zeiträume Einheit Wechselkurs 1 US$ / € Grenzübergangspreise

38 Jahre 1970 -2007

-

Jahrzehnt 1998 - 2007

1,07

2007

0,76

0,73

Rohöl: OPEC-basket Grenzübergang CIF Kraftwerkssteinkohle Erdgas

US$ / barrel

21,63

29,15

69,10

€/t

169,18

193,74

389,67

€ / t SKE

49,06

41,51

68,24

€ / MWhHO

9,45

10,89

19,82 251,14

Industrieverbraucherpreise *) Heizöl S (1% S) ab Raffinerie

€/t

126,71

160,16

Heizöl EL 500 t ab Lager

€ / hl

18,49

25,59

40,29

€ / MWhHO

14,32

18,83

25,60

Erdgas

Mineralölsteuersätze 2007 Heizöl S

Heizöl L

Erdgas (Ho)

25 € / t

6,14 € / hl

5,50 € / MWh

Tabelle 1.10: Wärmepreisverhältnis der Energieträger zum Rohöl 38 Jahre 1970 - 2007

Jahrzehnt 1998 - 2007

2007

Grenzübergangspreise Rohöl

1,00

1,00

1,00

Kraftwerkssteinkohle

0,42

0,31

0,26

Erdgas

0,73

0,74

0,67

Heizöl S (1% S)

0,78

0,86

0,67

Heizöl EL

1,30

1,57

1,23

Erdgas

1,00

1,15

0,78

Industrieverbraucherpreise *)

*) ohne Mineralölsteuer

0 Literaturverzeichnis

39

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 38 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 1.10 − 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/ [AGEE-Stat] Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien - Statistik beim Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit; http://www.erneuerbare-energien.de/inhalt/5468/

40


[BAFA] Bundesanstalt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle, http://www.bafa.de/ [Binnenschifffahrt] Zeitschrift für Binnenschifffahrt [BMU] Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit; http://www.erneuerbare-energien.de/inhalt/39830/20049/ [BMWi] Bundesministerium für Wirtschaft; Gesamtdaten zum Energieverbrauch; http://www.bmwi.de/BMWi/Navigation/Energie/energiestatistiken.html [bremer energie institut] Investitionen im liberalisierten Energiemarkt, Optionen, Marktmechanismen, Rahmenbedingungen, Januar 2004. [DIN 1301] Einheiten Einheitsnamen, Einheitszeichen [Fachserie 17, R2] Statistisches Bundesamt, Fachserie 17, R2, Preisindizes und Erzeugerpreise ausgewählter Produkte [ISO 1000-1981] SI units and recommendations for the use of their multiples and of certain other units [MWV] Mineralölwirtschaftsverband e.V., www.mwv.de [OPEC bulletin] Organization of the Petroleum Exporting Countries, OPEC Annual Statistical Bulletin 2007, http://www.opec.org [Prognos] Variantenvergleich Küste versus Binnenland, November 2006 [RKW-NRW] Konzeptstudie Referenzkraftwerk Nordrhein-Westfalen, VGB PowerTech e.V., Febr.2004. [RWE-Kohle] Weltmarkt Steinkohle 2005, RWE Power - Dr. Wolfgang Ritschel, Dr. Hans-Wilhelm Schiffer [Statistik der Kohlenwirtschaft] Statistik der Kohlenwirtschaft e.V., Entwicklung ausgewählter Energiepreise, Zeitreihe Jahreswerte ab 1970, http:/www.kohlenstatistik.de/ [SSY] Simpson Spence & Young Shipbrokers, http://www.ssyonline.com/Market_Information/Dry_Cargo/index.html [Tescon] http://home.t-online.de/home/tescon/prohoel.htm [Ux.Consulting] UC The Ux Consulting Company LLC, http://www.uxc.com/ [VDKI] Verein der Kohlenimporteure, Jahresberichte 2005-2008, http://www.Verein-Kohlenimporteure.de/ [Verbraucherpreisindex, SBA] Statistisches Bundesamt, Fachserie 17, R7, S2, Verbraucherpreisindex_lange Reihe 1881 [Wechselkurse BBK] Deutsche Bundesbank, http:/www.bundesbank/statistik/statistik-zeitreihen.php, Zeitreihen wj5009 und wj5636 [Weltmarkt für Steinkohle] Dr. Wolfgang Ritschel, Dr. Hans-Wilhelm Schiffer, 2007, www.rwe.com/.../standorte/konventkraftwerke/steinkohle/property=Data/id=503698/steinkohle-broschuere.pdf [Wise] nuclear fuel production chain, http:/www.wise-uranium.org/index.html [WNA] World Nuclear Association, http://worldnuclear.org/education/education.htm

2. Beschaffung leitungsgebundener Energien

2.1 Merkmale eines liberalisierten Energiemarktes 2.1.1 Mindestanforderungen

Die EU-Binnenmarktrichtlinie Elektrizität 96/92/EG vom 19. Dez. 1996 hat die Liberalisierung der Märkte von leitungsgebundenen Energien in der Europäischen Union eingeleitet. 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 leitungsgebundenen 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 wird die Energieversorgung meistens von vertikal integrierten Versorgungsunternehmen (EVU) von der Erzeugung bis zum Endverbraucher beherrscht. Im liberalisierten Markt sind Energieversorgungsunternehmen verpflichtet, die Unternehmensbereiche Erzeugung, 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

42 2 Beschaffung leitungsgebundener Energien

alle Netznutzer gleich sein. Sie 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, insbesondere im Gasbereich, als wenig erfolgreich herausgestellt. Im nachhinein wurde auf Druck der Europäischen Kommission mit der Novelle des EnWG vom 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. 2.1.2 Marktteilnehmer

Auf einem liberalisierten Strommarkt 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 die 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 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.

2.1 Merkmale eines liberalisierten Energiemarktes

43

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 sein, 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. Energiebörse: Im liberalisierten Markt sind Strom und Erdgas zur Handelsware geworden und werden, ähnlich wie Wertpapiere und andere Commodities, auch an Energiebörsen gehandelt. Aufgabe der Energiebörse 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 Energiebörse. Sonstige Akteure sind z.B. Makler, Broker und Portfoliomanager, die Stromhandelsgeschäfte im Auftrag ihrer Kunden abwickeln. 2.1.3 Börsenhandel, 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. 2.1 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)

Abb. 2.1: Arten von Geschäften und Produkten

Forwards Futures Swaps

Börsenhandel (Futures)

OTC-Geschäft (Forwards, Swaps)


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.

2.2 Die Energiebörse European Energy Exchange „EEX“ In Deutschland hat sich im Sommer 2000 die Energiebörse „European Energy Exchange − EEX“ mit Sitz in Leipzig etabliert. Die EEX betreibt Spot- und Terminhandel für Energieprodukte und energienahe Produkte. Sie ist mit mehr als 200 Handelsteilnehmern aus 20 Ländern die teilnehmer- und umsatzstärkste Energiebörse Kontinentaleuropas. An der EEX werden Strom, Erdgas und CO2-Emissionsrechte sowohl kurzfristig am „Spotmarkt“ als auch langfristig am „Terminmarkt“ bis zu sechs Jahre in die Zukunft gehandelt. Kohle wird z.Z. lediglich am Terminmarkt notiert. Das Clearing1) börslicher und außerbörslicher Geschäfte (OTC-Clearing) übernimmt die European Commodity Clearing AG [ECC]. Die EEX ist der Vertragspartner für alle Geschäfte und übernimmt deren finanzielle Abwicklung und Absicherung. Die Geschäfte werden anonym ausgeführt. Die EEX betreibt zwei Arten von Börsengeschäften, den „Spotmarkt“ und den „Terminmarkt“. In den nachfolgenden Abschnitten wird der Handel mit Energieprodukten am EEX in gekürzter Form dargestellt. Detaillierte Informationen finden sich in den jeweils aktuellen EEX-Broschüren [EEX]: • •

Einführung in den Börsenhandel an der EEX EEX Produktbroschüren für Strom, Emissionsberechtigungen, Gas und Kohle

Im Folgenden wird insbesondere der Stromhandel beschrieben, der Handel mit den anderen Produkten wird nur kurz erwähnt. 1)

Clearing: Die physische u. finanzielle Erfüllung von Spot- u. Termingeschäften. Detaillierte Informationen finden sich in den o.g. Broschüren.

2.2 Die Energiebörse European Energy Exchange „EEX“

45

2.2.1 Stromhandel an der EEX 2.2.1.1 Stromhandel am EEX-Spotmarkt

Der EEX-Spotmarkt ist ein sogenannter „day-ahead-market“. Der Handel wird einen Tag vor der physischen Erfüllung ausgeführt. Die am Vortag abgeschlossenen Geschäfte sind am Folgetag physisch zu erfüllen. 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. Lieferort sind die Regelzonen der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber sowie die der „Austrian Power Grid − APG“ und „swissgrid“ Die Lieferung wird über Fahrplanmeldungen bei den Übertragungsnetzbetreibern abgewickelt. Die EEX-Spotmarkt-Kontrakte auf Strom 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 [EEX] Kontrakt 1) 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

1) 2)

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

EEX-Morning, 06:00 bis 10:00 Uhr

0,1 MW x 4 h = 0,4 MWh

EEX-Business, 08:00 bis 16:00 Uhr

0,1 MW x 8 h = 0,8 MWh

Weitere 7 Kombinationen 2) 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


Preis €/MWh

Der Handel auf dem Spotmarkt erfolgt je nach Produktart im „kontinuierlichen Handel“ oder im „Auktionshandel“. Im kontinuierlichen Handel werden Blockkontrakte gehandelt. Marktteilnehmer können 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 Auktionshandel werden Stundenkontrakte gehandelt. Marktteilnehmer können 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.

Nachfragekurve (Kauf)

MCP *)

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

Abb. 2.2: Preisermittlung im Auktionshandel

Zur Preisfestlegung wird zu einem bestimmten Zeitpunkt − i.d.R. um 12:30 Uhr − eine Angebots- und Nachfragekurve (Abb. 2.2) für jede einzelne Stunde des Folgetages konstruiert. Der Gleichgewichtspreis (market clearing price MCP) ergibt sich aus dem Schnittpunkt der beiden Kurven und gilt für alle ausführbaren Orders der betreffenden Stunde. Zur Ausfüh-


47

rung 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. 2.2.1.2 Stromhandel am EEX- Terminmarkt 1)

Am EEX-Terminmarkt können unbedingte Futureskontrakte und bedingte Optionskontrakte gehandelt werden. Beide dienen in erster Linie zur Absicherung von Preisrisiken in der Zukunft. Tabelle 2.1 zeigt einen Vergleich der beiden Arten von Termingeschäften. Tabelle 2.2: Gegenüberstellung Futures − Optionen [EEX]

Futures Unbedingte Termingeschäfte Ö Physische Erfüllung Verpflichtung, einen bestimmten Basiswert*) zu einem heute festgelegten Preis zu einem bestimmten zukünftigen Zeitpunkt zu kaufen bzw. zu verkaufen. • • • • *)

Unbegrenztes Verlustrisiko Unbegrenztes Ertragspotential Neutralisierung von Risiken Keine Prämienzahlung

Optionen Bedingte Termingeschäfte Ö Barzahlungsausgleich Recht, am letzten Handelstag (europäische Option) oder bis zum letzten Handelstag (amerikanische Option) eine bestimmte Menge eines Basiswertes zu einem heute festgelegten Preis (Ausübungspreis) zu kaufen (Kaufoption, call) bzw. zu verkaufen (Verkaufsoption, Put) • Verlustrisiko begrenzt für Käufer, unbegrenztes für Verkäufer • Sehr hohes Ertragspotential • Versicherung gegen Risiken • Prämienzahlung

Basiswert ist die physische Grundlast- oder Spitzenlaststromlieferung bei Futures bzw. der Phelix-Base oder Phelix-Peak aus dem EEX-Spotmarkt für den Barausgleich bei Optionen

Der Verkauf von Futureskontrakten kann zur Absicherung (hedging) gegen fallende Strompreise, der Kauf zur Absicherung gegen steigende Strompreise genutzt werden. Ein Future wird z.B. in Erwartung fallender 1 )

Quelle: EEX-Produktbroschüre Strom, Stand 30. Jan. 2007


Marktpreise in der Absicht verkauft, einen Gewinn durch einen nachfolgenden Rückkauf zu einem niedrigeren Preis zu realisieren. Wie alle anderen Börsengeschäfte sind Futures und Optionen 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. Lieferort sind die Regelzonen der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber sowie die Regelzone des französichen RTE (French-futures). Am EEX-Terminmarkt können folgende Stromfutures gehandelt werden: Tabelle 2.3: Stromfutures am EEX-Terminmarkt [EEX] Art

Erfüllung

Phelix-Base-Futures

Barausgleich

Phelix-Peak-Futures

Barausgleich

German-Baseload-Futures

Physische Erfüllung

German-Peakload-Futures


French-Baseload-Futures


French-Baseload-Futures


Phelix steht für Physical Electricity Index

Lieferperioden sind Kalendermonate, -Quartale und -Jahre. Ein Baseload-future-Kontrakt sieht eine durchgehende Lieferung von 1 MW in den 24 Stunden eines Liefertages, 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 ein Kaufauftrag einem Verkaufsauftrag mit gleichem oder einem höheren Preis gegenübersteht. Barausgleich: Sobald ein Phelix-Base-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 Monats-


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preis 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 Differenz einen Ausgleich und umgekehrt, wenn er höher ist, muss er einen Barausgleich 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 kommenden Monat April auf dem EEX-Spotmarkt über Stundenkontrakte zu verkaufen. Er rechnet damit, dass er einen Preis von 60 €/MWh erreichen kann. Da aber der Spotmarktpreis sehr unsicher ist, entschließt er sich, ein Sicherungsgeschäft mit einem Future zu tätigen. Er verkauft ein Phelix-Base-Future mit einem Volumen von 50 MW zu einem Preis von 60 €/MWh fällig im Monat April. Der erwartete Erlös beträgt: 50 MW x 60 €/MWh x 30 Tage x 24 h/Tag = 2.160.000 € Wie geplant veräußert der Kraftwerksbetreiber im April die geplante Stromlieferung, wie vorgesehen. Der „durchschnittliche Monatspreis“ auf dem Spotmarkt ist aber im April auf 57 €/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. Die Summe aus Verkaufserlös plus Ausgleichszahlung ist gleich mit dem erwarteten Erlös. Wäre der Monatspreis auf 33 €/MWh gestiegen, würde der Kraftwerksbetreiber 108.000 € an den Käufer des Futures bezahlen müssen. 2.2.1.3 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:

®

Phelix Base; das ist der stundengewichtete Durchschnittspreis pro Tag, er wird für alle Kalendertage veröffentlicht. ® 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. 2.3 zeigt beispielhaft die Entwicklung der Tagespreise für Phe® lix -Base und -Peak an der EEX für ein Jahr. Aus der Darstellung wird die hohe Volatilität der Preise und die damit verbundenen Risiken erkennbar. 90 80 70

€ / MWh

60 50 40 30 20 10 Quelle: VIK

Phelix Day Base

Phelix Day Peak

Abb. 2.3: Base- und Peakload-Preise am EEX Spotmarkt

4.Q. 07

2.Q. 07

4.Q. 06

2.Q. 06

4.Q. 05

2.Q. 05

4.Q. 04

2.Q. 04

4.Q. 03

2.Q. 03

4.Q. 02

2.Q. 02

4.Q. 01

2.Q 01

4.Q. 00

2.Q. 00

0


51

2.2.2 Handel mit Emissionsberechtigungen an der EEX

An der EEX werden Emissionsberechtigungen (Kürzel: „EB“ oder „EUA“ für EU-Emission Allowance) von Treibhausgasen auf dem Spot- und Terminmarkt gehandelt. Es handelt sich dabei um die von den EUMitgliedstaaten im Rahmen des EU Emissionshandelsystems (EU-ETS: Eu Emission Trading Scheme) auf Basis deren Nationalen Allokationsplänen den Anlagebetreibern zugeteilte Emissionsberechtigungen. Eine EB oder EUA berechtigt den Anlagebetreiber in einem EU-Mitgliedstaat, eine Tonne CO2 zu emittieren. Die Emissionsberechtigungen gelten für die zweite Handelsperiode 2008 bis 2012 (siehe auch Abschnitt 3.3.2 „Das EU-Emissionshandelsystem“ und Abschnitt 3.3.3 „Umsetzung des Emissionshandels in Deutschland). Spotkontrakte auf Emissionsberechtigungen haben ein Kontraktvolumen von 1 EUA und werden auf zwei Nachkommastellen in €/EUA gehandelt. Die Feststellung des Abrechnungspreises (settlement price) findet am Ende des Handels an jedem Börsentag nach den Regularien der EEX statt. Ab 17:30 Uhr wird der festgelegte Tages-Abrechnungspreis auf der Homepage der EEX unter der Bezeichnung „Carbix“ veröffentlicht www.eex/com/de . Am EEX-Terminmarkt wird der börsliche Handel von Futures für Emissionsberechtigungen abgewickelt. Kontraktgegenstand der EuropeanCarbon-Futures ist die Lieferung bzw. die Abnahme von EUAs für das EU-Emissionshandelsystem der zweiten Handelsperiode von 2008 bis 2012. Das Mindest-Kontraktvolumen beträgt 1.000 EUA. Das heißt, nur Orders mit einem Vielfachen von 1.000 EUA werden in das System eingegeben. Die handelbaren Fälligkeiten der Carbon-Futures sind jeweils die Monate Dezember der Jahre 2008, 2009, 2010, 2011 und 2012. Der letzte Handelstag ist jeweils der vorletzte Handelstag im November. 2.2.3 Erdgashandel an der EEX 2.2.3.1 Erdgashandel am EEX-Spotmarkt1

Die Kontrakte auf dem EEX-Spotmarkt sind Blockkontrakte über die Lieferung bzw. Bezug von Erdgas der Qualität H-Gas mit konstanter Lieferleistung für: •

1

Tages-Grundlastlieferungen (Natural-Gas-Day-Kontrakte). Diese umfassen die Stunden 06:00 Uhr eines Liefertages bis 06:00 Uhr des folQuelle: EEX-Produktbroschüre Gas, Stand 31.05.2007


•

genden Kalendertages von Montag bis Sonntag. Die Liefermenge beträgt 24 MWh/d. Wochenend-Grundlastlieferung (Natural-Gas-Weekend-Kontrakte). Diese entsprechen einer Lieferung in der Zeit von Samstag 06:00 Uhr bis Montag 06:00 Uhr. Die Liefermenge beträgt somit 48 MWh.

Die minimale Liefermenge pro Order beträgt 10 MW. Nur Orders mit einem Vielfachen von 10 MW werden in das System eingegeben. Lieferperioden: Natural-Gas-Day-Kontrakte sind handelbar für die nächsten beiden dem Handelstag folgenden Kalendertagen sowie an allen sich unmittelbar an den Handelstag anschließenden Feiertagen und den Feiertagen folgendem Kalendertag. Natural-Gas-Weekend-Kontrakte sind handelbar an zwei der Lieferperiode vorangehenden Börsentage, i.d.R. Donnerstag und Freitag. Lieferort: Lieferorte für Blockkontrakte auf Gas sind die virtuellen Handelspunkte der beiden Marktgebiete der Übertragungsnetzbetreiber: • •

E.ON Gastransport AG & Co. BEB Transport GmbH & Co KG (BEB H-Gas Norddeutschland)

Die Notierungen werden auf der Homepage der EEX www.eex/com/de unter der Bezeichnungen „BEB One Day Ahead“ und „E.ON GT One Day Ahead“ täglich veröffentlicht. 2.2.3.2 Erdgashandel am EEX-Terminmarkt

Kontraktgegenstand am EEX-Terminmarkt ist die Lieferung bzw. der Bezug von Erdgas mit H-Gas Qualität mit konstanter Leistung von 1 MW in der Zeit von 06:00 Uhr an jedem Liefertag des Liefermonats bis 06:00 Uhr des nachfolgenden Kalendertages. Liefermenge ist somit in der Regel 24 MWh. Lieferort ist der virtuelle Handelspunkt in den Marktgebieten der beiden Übertragungsnetzbetreiber, E.ON Gastransport AG & Co KG (EGT-Natural-Gas-Futures) oder der BEB Transport GmbH & Co KG (BEB-Natural-Gas-Futures). Liefertage sind alle Kalendertage im Liefermonat. Handelbare Lieferperioden sind maximal jeweils die nächsten sechs Monate in der Zukunft, der aktuelle Monat, in dem die Lieferung nach dem Futureskontrakt bereits begonnen hat, die nächsten sieben Quartale und die nächsten sechs Jahre. Die Kontraktvolumina ergeben sich entsprechend: • • •

720 MWh bei einem Monatsfuture mit 30 Tagen 2.184 MWh bei einem Quartalsfuture mit 91 Tagen 8760 MWh bei einem Jahresfuture mit 365 Tagen

2.3 Strombeschaffung

53

Die minimale Orderquantität ist auf 10 MW festgesetzt. Die weiteren Lieferkonditionen hinsichtlich Kaskadierung, und Geschäftserfüllung sind sehr komplex und werden hier nicht weiter beschrieben. Sie sind in der „EEX-Produktbroschüre Gas“ detailliert beschrieben.

2.3 Strombeschaffung 2.3.1 Vertragliche Ausgestaltung

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

Netzanschlussvertrag Netznutzungsvertrag Rahmenvertrag Netznutzung Bilanzkreisvertrag Stromliefervertrag

Die Vertragsvarianten sind in der Abb. 2.4 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, Lieferspannung 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. Im Netznutzungsvertrag (NNV) werden alle Fragen der Netznutzung, insbesondere Entgeltfragen, geregelt, die über den Netzanschluss hinausgehen. Er beinhaltet u.a. auch Regelungen über das Messverfahren (Leistungsmessung oder Lastprofilverfahren), Netznutzungsentgelte, Entgelt für Messung und Abrechnung, die Konzessionsabgabe, die Umsatzsteuer und sonstige Abgaben wie den KWK-G-Zuschlag. Der Vertrag kann zwischen


Großkunde schliesst getrennte Verträge mit Lieferanten und VNB ab

Kunden und dem örtlichen Netzbetreiber direkt abgeschlossen werden. Üblicherweise wird der NNV jedoch zwischen dem Lieferanten und dem Netzbetreiber im Sinne eines Rahmenvertrags abgeschlossen.

ÜNB BK BKV

NAV +NNV

Lieferant

RV

VNB

(Erzeuger, Händler) BKV

SLV

NAV +NNV

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

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

Großkunde

ÜNB BK

*) kann auch im AIV enthalten sein

ÜNB: Übertragungsnetzbetreiber BK: Bilanzkoordinator VNB: Verteilnetzbetreiber BKV

NAV +NNV+BKV VNB BKV

Legende

RV

Lieferant (Erzeuger, Händler)

AIV

(NAV)*

Kunden des Lieferanten

Abb. 2.4: Vertragsvarianten bei der Strombeschaffung

Ein Lieferantenrahmenvertrag (RV) wird zwischen dem Lieferanten und dem Netzbetreiber abgeschlossen und regelt alle Rechte und Pflichten in Zusammenhang mit der Belieferung der Kunden des Lieferanten im Netzgebiet der Netzbetreibers. Darin wird u.a. der Umfang in Form von Fahrplänen sowie Datenaustausch zwischen dem Lieferanten und der Verteilnetzbetreiber geregelt, sowie 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.


55

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. Großkunden schließen Lieferverträge mit mehr als einem Lieferanten ab und beziehen Strom auch von der Börse (PortfolioManagement). Parallel dazu schließen sie einen Netznutzungsvertrag mit dem Verteilnetzbetreiber − Abb. 2.4. 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. 2.3.2 Zusammensetzung der Stromverbraucherpreise

Der Stromverbraucherpreis setzt sich aus folgenden Hauptbestandteilen zusammen: • • • •

Preis für die Stromlieferung Netznutzungsentgelt Messung und Abrechnung Steuern, Abgaben und Umlagen (KWK- und EEG-Aufschlag)

Nachstehend werden die einzelnen Kostenbestandteile erläutert. 2.3.2.1 Preis für die Stromlieferung

Der Preis für die Stromlieferung ist das Entgelt für den Stromkauf von den Stromproduzenten und soll die Stromgestehungskosten der Kraftwerke abdecken, die diesen der Strom produzieren. Der bezogene Strom ist ein Mix aus verschiedenen Kraftwerken, die je nach Lastfall, auf Basis deren Grenzkosten eingesetzt werden. Die Grenzkosten sind direkt abhängig


vom Brennstoffpreis. Die Stromgestehungskosten von verschiedenen Kraftwerkstypen werden im Kapitel 7 dieses Buches berechnet. Im freien Energiemarkt ist aber der Strompreis kein Kostenpreis, sondern wird auf dem Markt durch das Gesetz von Angebot und Nachfrage, vor allem durch den Stromhandel in den Energiebörsen wie EEX, bestimmt und unterliegt somit starken Schwankungen je nach Marktlage. 2.3.2.2 Netznutzungsentgelte

Die Netznutzungsentgelte „NNE“ − (transmission oder wheeling fees) − sind die Entgelte für den Transport und die Verteilung des Stromes durch die Stromnetze. Die Methodik zur Bestimmung der Netznutzungsentgelte ist in der Stromnetzentgeltverordnung „StromNEV“ vom 25. Juli 2005 festgeschrieben (siehe auch Kapitel 9, Abschnitt 9.1.4.6, Bestimmung der Netznutzungsentgelte). Die NNE sind nach § 23a des Energiewirtschaftsgesetzes „EnWG“ vom 7. Juli 2005 genehmigungspflichtig. Ab dem 1. Januar 2009 werden sie nach den Bestimmungen der Anreizregulierungsverordnung − [ARegV] − genehmigt. In Deutschland ist die Bundesnetzagentur die Regulierungsbehörde. Alle Übertragungsnetz- und Verteilnetzbetreiber sind außerdem verpflichtet, ihre Netznutzungsentgelte auf ihrer Internetseite zu veröffentlichen. Die Netznutzungsentgelte sind abhängig von der Spannungsebene, da die Kosten der höheren Spannungsebenen auf die niedrigeren Spannungsebenen entsprechend der anteiligen Netzlast gewälzt werden. Bei leistungsgemessenen Kunden setzt sich das Entgelt aus einem Leitungspreis und einem Arbeitspreis zusammen. Als Höchstlast gilt die höchste Leistung innerhalb eines Jahres. Eine Mittelung von zwei oder drei Monatshöchstlasten, wie bei Vollversorgungsverträgen im Monopolmarkt, findet nicht statt. Die Netzbetreiber bieten aber auch NNE auf Monatsbasis in €/kW und Monat an. Kunden mit Eigenstromerzeugung können für den Ausfall ihrer Eigenerzeugungsanlage eine Netzreservekapazität bestellen, für welche ein separates Entgelt bezahlt wird. Die Höhe dieses Entgeltes hängt von der Spannungsebene und von der Dauer der Inanspruchnahme ab. Das Entgelt ist fällig, auch wenn die Netzreservekapazität im Abrechnungsjahr nicht in Anspruch genommen wird. Bei nicht-leistungsgemessenen Kunden besteht das Entgelt aus einem Arbeitspreis und ggf. auch einem Grundpreis. Nachstehende Tabellen, Tabelle 2.4 und Tabelle 2.5, zeigen die Netznutzungsentgelte für leistungsgemessene Kunden eines Netzbetreibers. Die Zahlen in den beiden Tabellen wurden aus den Preisblättern auf der Web-


57

site des Netzbetreibers entnommen. NNE anderer Netzbetreiber sind aus deren Websites im Internet zu entnehmen (Netzebenen, siehe Abb. 9.1 und Beispiel 9.1). Tabelle 2.4: Preise für Netznutzung bei Kunden mit Lastgangzählung Jahresbenutzungstunden Entnahmestelle

weniger als 2.500 h/a

mehr als 2500 h/a

Leistungspreis Arbeitspreis Leistungspreis € / kWa Ct / kWh € / kWa

Arbeitspreis Ct / kWh

Höchstspannungsnetz

2,83

0,989

26,01

0,062

Umspannung zur Hochspannung

6,43

0,917

28,24

0,045

Hochspannungsnetz

4,88

1,460

38,31

0,120

Umspannung zur Mittelspannung

5,10

1,480

38,48

0,140

Mittelspannungsnetz

7,32

1,980

50,31

0,260

Umspannung zur Niederspannung

7,21

2,420

66,08

0,070

12,33

2,270

51,78

0,690

Niederspannungsnetz

Preise zzgl. Konzessionsabgabe, Mehrkosten gemäß KWKG und Umsatzsteuer Quelle: Website EnBW AG, Preisblätter NNE gültig ab 01.01.2008 Anmerkung: Die Zahlenangaben dienen nur als Orientierungshilfe. Verbindlich sind nur die auf der Website des Netzbetreibers jeweils aktuellen Preise

Tabelle 2.5: Entgelte für Netzreservekapazität Jahresbenutzungstunden

0 - 200 h/a

200 -400 h/a Leistungspreis

Entnahmestelle

400 600 h/a

1) 2)

€ / kWa Höchstspannungsnetz Umspannung zur Hochspannung

7,85

9,42

10,99

8,04

9,65

11,26

Hochspannungsnetz

12,20

14,64

17,08


12,76

15,31

17,86

Mittelspannungsnetz

18,31

21,97

25,63


18,04

21,64

25,25

Niederspannungsnetz

28,02

33,62

39,22

1)

Preise zzgl. Konzessionsabgabe, Mehrkosten gemäß KWKG und Umsatzsteuer. Die Preise der Netzreservekapazität beinhalten auch die entsprechende Arbeit. Bei Inanspruchnahme von Netzreservekapazität über 600 h/a erfolgt die Abrechnung mit dem normalen NNE. Quelle: Website EnBW AG, Preisblätter NNE gültig ab 01.01.2008 Anmerkung: Die Zahlenangaben dienen nur als Orientierungshilfe. Verbindlich sind nur die auf der Website des Netzbetreibers jeweils aktuellen Preise.

2)

Die Umlage aufgrund des Kraft-Wärme-Kopplung Gesetzes (KWKG) wird als Zuschlag auf das Netznutzungsentgelt erhoben, ebenso die Konzessionsabgabe.

58 2 Beschaffung leitungsgebundener Energien Beispiel 2.2: Durchschnittsentgelt Jahreshöchstlast: P = 30 MW Stromabnahme: W = 174.000 MWh Spannungsebene: Mittelspannung Benutzungsdauer: t = 174.000 / 30 = 5.800 h / a Leistungspreis aus Preisblatt: LP = 50,31 € / kWa Arbeitspreis: AP = 0,260 ct / kWh DP = 100 ×

DP = 100 ×

LP [ €/kWa] + AP [ct/kWh ] t [h/a]

50,31 + 0, 260 = 1,13 5.800

Gl. 2.1

[ct/kWh]

In der nachstehenden Tabelle 2.6 werden die Durchschnittsentgelte auf Basis der in der Tabelle 2.4 angegebenen Preise für alle Entnahmestellen in Abhängigkeit von den Benutzungsstunden der Netzhöchstlast gezeigt. Tabelle 2.6: Durchschnittsentgelte Jahresbenutzungstunden

1.600 h/a

2.500 h/a

4.000 h/a

6.000 h/a

Höchstspannungsnetz

k.A.

Durchschnittspreis Ct / kWh k.A. 0,71

Umspannung zur Hochspannung

k.A.

1,17

0,75

Hochspannungsnetz

k.A.

1,66

1,08

0,76


1,80

1,68

1,10

0,78

Entnahmestelle

0,50 0,52

Mittelspannungsnetz

2,44

2,27

1,52

1,10


2,87

2,71

1,72

1,17

Niederspannungsnetz

3,04

2,76

1,98

1,55

Preise zzgl. Konzessionsabgabe, Mehrkosten gemäß KWKG und Umsatzsteuer Quelle: Website EnBW AG, Preisblätter NNE gültig ab 01.01.2008, Eigene Berechnung der Durchschnittsentgelte Anmerkung: Die Zahlenangaben dienen nur als Orientierungshilfe. Verbindlich sind nur die auf der Website des Netzbetreibers jeweils aktuellen Preise

2.3.2.3 Entgelte für Messung und Abrechnung

Entgelte für Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung werden zuzüglich zu den NNE in Rechnung gestellt. Diese sind abhängig von der Spannungsebene. Bei Hoch- und Mittelspannung enthalten die Messentgelte z.B. auch Lastgangzählung, Messdatenerfassung auf ¼-h Basis, Fernübertragung der Messdaten etc.


59

Tabelle 2.7: Entgelte für Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung

Entnahmestelle Hochspannungsnetz Umspannung zur Mittelspannung Mittelspannungsnetz Umspannung zur Niederspannung Niederspannungsnetz einschließlich Umspannung MS/NS

MessstellenMessung Abrechnung betrieb Entgelt je Messstelle pro Jahr € / Jahr 2.830,58 607,85

248,44

180,18

286,03

Im Leistungsumfang sind enthalten: Lastgangzählung in der Standardausführung inkl. Messwandlern, Fernübertragung der Messdaten, Datenaufbereitung, werktägliche Datenbereitstellung per Email. Quelle: Website EnBW AG, Preisblätter NNE gültig ab 01.01.2008 Anmerkung: Die Zahlenangaben dienen nur als Orientierungshilfe. Verbindlich sind nur die auf der Website des Netzbetreibers jeweils aktuellen Preise.

2.3.2.4 Steuern, Abgaben und Umlagen

Die Steuern, Abgaben und Umlagen umfassen folgende Bestandteile: • • • • •

Die Stromsteuer, siehe Abschnitt 3.2.2.3 „das Stromsteuergesetz“ Die KWK-Umlage nach dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG), siehe Abschnitt 3.2.3 Die EEG-Umlage nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), siehe Abschnitt 3.2.4 Die Konzessionsabgabe als Entgelt für die Einräumung von Wegerechten durch die Kommunen, siehe Abschnitt 3.2.5 Die Umsatz- bzw. Mehrwertsteuer

Die entsprechenden Gesetze werden im Kapitel 3 dieses Buches beschrieben und erläutert. Nachstehend werden nur die Sätze für die Steuern, Abgaben und Umlagen kurz angegeben. Der Stromsteuertarif beträgt 20,50 €/MWh. Gewerbekunden zahlen einen ermäßigten Tarif von 12,30 €/MWh, sofern die Steuer im Kalenderjahr 512,50 € übersteigt. Nachweislich mit dem normalen Satz versteuerter Strom wird auf Antrag erlassen oder vergütet. Es gibt noch den so genannten Spitzenausgleich in Zusammenhang mit den Rentenversicherungsbeiträgen des Unternehmens (siehe hierzu Abschnitt 3.2.2.2 und Beispiel 3.1). Die Umlage aufgrund des KWK-Gesetzes wird jährlich bundeseinheitlich festgelegt. Die Verteilnetzbetreiber bzw. die Lieferanten stellen die


Umlage den Letztverbrauchern zusammen mit den NNE in Rechnung (siehe hierzu Abschnitt 3.2.3 Gesetze zur Kraft-Wärme-Kopplung). Es wird zwischen 3 Letztverbrauchergruppen − Tabelle 2.8 − unterschieden: Tabelle 2.8: Umlagen gemäß KWK-Gesetz Letztverbraucher Gruppe A

Gruppe B 1)

1) 2)

Gruppe C 2) stromintensiv

Jahresverbrauch je Abnahmestelle kWh bis 100.000 bis 100.000 über 100.000 bis 100.000 über 100.000

Umlage ct / kWh bis 31.12.2007 0,289 0,289 0,050 0,289 0,025

Ab 01.01.2008 0,199 0,199 0,050 0,199 0,025

Wenn sie nicht zur Verbrauchergruppe C gehören Verbraucher, deren Stromkosten im vorangegangenen Jahr 4% des Umsatzes übersteigen

Anmerkung: Die Umlage für das kommende Jahr wird im Voraus auf Basis der prognostizierten KWG-Stromeinspeisung (Fördervolumen) geschätzt. Die Umlage in 2008 wurde reduziert, weil die KWKStromeinspeisung für 2007 zu hoch eingeschätzt wurde. Der Mehrbetrag (Nachholung), mit dem die Kunden belastet wurden, wurde bei der Festlegung der Umlage für 2008 entsprechend berücksichtigt. Durch die EEG-Umlage werden die Kosten, die den Netzbetreibern durch die Abnahme und Vergütung von EEG-Strom entstehen, an die Letztverbraucher weitergegeben. Durch einen Umlage- und Ausgleichmechanismus (Wälzmechanismus), der im EEG-Gesetz geregelt ist, werden die Kosten bundesweit verteilt und schließlich auf die Letztverbraucher gewälzt. Der Wälzmechanismus wird im Kapitel 3, Abschnitt 3.2.4.2 beschrieben. Die EEG-Umlage wird auf Basis der Monatsprognosen des Verbandes der Netzbetreiber [VDN] bzw. des Bundesverbandes der Energie und Wasserwirtschaft [BDEW] für die Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energien monatlich neu festgelegt. Die Umlage für nicht-privilegierte Verbraucher beträgt: in 2007: 1,01 ct / kWh − in 2008: 1,1 ct / kWh (Prognosewerte ) Für privilegierte Verbraucher 0,05 ct / kWh Die Konzessionsabgabe ist abhängig von der Bevölkerungszahl der Gemeinde (Sätze, siehe Abschnitt 3.2.5). Sondervertragskunden mit einer Jahreslieferung von mehr als 30.000 kWh/a und zwei Monatshöchstlasten größer als 30 kW zahlen einheitlich 1.1 ct/kWh. Die Umsatz bzw. Mehrwertsteuer beträgt 19%.


61

2.3.3 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 allerdings 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 sind im Netznutzungsvertrag geregelt.


Abb. 2.5: Bedarfsdeckung mit Portofoliomanagement

2.3.4 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 seinen 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 sowohl die Stromlieferung als auch die Netznutzung ab. Vertragspartner sind Lieferant und Kunde. Darin werden die technischen und kommerziellen Rahmenbedingungen für die Stromlieferung geregelt. Im Wesentlichen enthält der Vertrag folgende Regelungen: • •

Art und Umfang der Lieferung Lieferstelle


• • • • •

63

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 Mehrwertsteuer vorgeschrieben. Die Angabe der anderen Abgaben ist zwar nicht vorgesehen, 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) vereinbart. 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) tM (h)

[ kW ]

Gl. 2.2

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.2.6 zu ersehen und in Abb. 2.6 dargestellt ist. Rechengang für den Jahresdurchschnitts-Strompreis:

C = LP × PH + AP × Wel / 100

[€/a]

Gl. 2.3

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]

Gl. 2.4

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

p = AP + 100 × LP ×

PH Wel

[ct/kWh]

Gl. 2.5

oder unter Benutzung der Formel für die Benutzungsdauer:

p = AP +

100 × LP tH

[ct/ kWh]

Gl. 2.6

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

Kunden mit Eigenstromerzeugung beziehen praktisch immer auch Zusatzstrom. Bei Ausfall ihrer Anlage muss der Vertrag auch eine Regelung für Reserveleistung enthalten − siehe Abschnitt 2.3.2.2 und Tabelle 2.5. 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 cosφ= 0,9. Der Preis liegt in einer Größenordnung von 1 bis 1,5 ct/kWArh.


65

16,0

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

14,0

Strompreis ct / kWh

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

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. In §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 so genannten 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 2.3 zeigt die Jahresabrechnung für die Stromlieferung an ein mittelständisches Unternehmen. Beispiel 2.3: Jahresabrechnung der Stromlieferung Stromverbrauch

Jahreskosten

Verrechnungsleistung kW Arbeit, gesamt kWh Anteil NT-Arbeit

2.250

229.500

8.965.000

Arbeitskosten HT-Arbeit

305.707

38%

Arbeitskosten NT-Arbeit

163.522

Benutzungsdauer

3.984 h/a

Spannungsebene

MS

Preise Leistungspreis

€/a

Leistungkosten

€ / kWa *)

102

Arbeitspreis HT ct / kWh *)

5,50

Arbeitspreis NT ct / KWh *)

4,80

Messung u. Abrechnung €/a

1.224

Messung u. Abrechnung

1.224

EEG-Abgabe

1,01 ct / kWh

KWK-Abgabe

0,05 ct / kWh

4.483

Stromsteuer

1,23 ct / kWh

110.270

Jahreskosten ohne MWSt Spez. Stromkosten ct / kWh

90.547

905.251 10,10

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

Spezifische Stromkosten

ct / kWh

%

Stromlieferung ohne NNE

5,49

54,4%

Netznutzungsentgelt

2,30

22,8%

Messung u. Abrechnung

0,01

0,1%

EEG-Abgabe

1,01

10,0%

KWK-Abgabe

0,05

0,5%

Stromsteuer

1,23

12,2%

10,10

100,0%

Gesamt

Aus der Tabelle mit den spezifischen Kosten und deren prozentuale Aufteilung zu den einzelnen Kostenpositionen wird erkennbar, dass mit Ausnahme der Position „Stromlieferung“ 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 0,27 ct/kWh bzw. ca. 2,7 % oder ca. 24.000 €/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.


67

2.3.5 Entwicklung der Strompreise

Zu Beginn der Liberalisierung sind die Strompreise 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. 250 240 230

VIK-Strompreisindex für Mittelspannungskunden in der Industrie Januar 2002 = 100

220

Strompreisindex

210 200 190 180 170 160 150 140 130 120 110

Quelle: VIK

100

Mai 08

Sep 08

Jan 08

Mai 07

Sep 07

Jan 07

Mai 06

Sep 06

Jan 06

Mai 05

Sep 05

Jan 05

Mai 04

Sep 04

Jan 04

Sep 03

Mai 03

Jan 03

Sep 02

Mai 02

Jan 02

90

Abb. 2.7: VIK-Index, Entwicklung der Strompreise und der Industrie

Tabelle 2.9 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 außerbörslichen Großhandelspreise veröffentlicht. Die Auswertungen werden von der Beratungsfirma Energie & More aufbereitet. Weitere Erklärung auf der VIK-Internetseite, Strompreismonitor.

68 2 Beschaffung leitungsgebundener Energien Tabelle 2.9: Außerbörsliche Großhandelspreise Abnahmefall Benutzungsstunden h /a 1600 2500 4000 5000 6000 7000 1)

Stromliefervertrag (Stand 23.09.2008) 2009

Last 2) night day night day night day night day night day night day

2010

1)

2011

ct / kWh 5,86 10,00 6,02 9,95 7,24 9,43 7,63 9,12 7,92 8,84 8,32 8,61

5,59 9,81 5,73 9,77 6,95 9,22 7,35 8,90 7,65 8,61 8,06 8,37

5,60 9,89 5,74 9,85 6,98 9,29 7,39 8,97 7,69 8,68 8,11 8,43

ohne NNE und Steuern

2)

night, day: Lastschwerpunkt in der Nacht bzw. am Tag Quelle: VIK / E&M-Strompreismonitor, www.vik.de Energy & More, Energiebroker GmbH & Co.KG

Preisvergleiche von verschiedenen Lieferanten sind u.U. im [Handbuch IdEV] zu finden.

2.4

Gasbeschaffung

2.4.1 Historischer Überblick − Gas-zu-Gas-Wettbewerb

Im Gegensatz zum Strom stand Erdgas auch vor der Liberalisierung im Substitutionswettbewerb mit anderen Energieträgern. In den 70er 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 80er 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

2.4 Gasbeschaffung

69

hat Erdgas nach und nach auch erhebliche Marktanteile im Heizungssektor erobert. 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 war 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. 2.4.2 Vertragliche Ausgestaltung

Grundlage des Systems für den Netzzugang zu den Erdgasnetzen und für die Entgeltabrechnung ist das „Entry-Exit Netznutzungsmodell“ nach § 20 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes. Die Abwicklung des Netzzugangs erfolgt nach dem „Zweivertragsmodell“. Die Regelungen zur praktischen Ausgestaltung des Netzzugangs sind in der Gasnetzzugangsverordung [GasNZV], in der Gasnetzentgeltverordnung [GasNEV] und in der Kooperationsvereinbarung zwischen den Netzbetreibern [KOV II] festgelegt. Im Kapitel 9, Abschnitt 9.4 „Netzzugang und Netznutzung bei Gasnetzen“, sind die entsprechenden Regelungen und Mechanismen kurzgefasst beschrieben. Zur Ausgestaltung des Netzzugangs zu den Gasversorgungsnetzen nach dem Entry-Exit-Modell haben Gaskunden folgende Verträge mit den Gaslieferanten und Netzbetreibern zu schließen: •

•

•

Einen Lieferantenrahmenvertrag. Dieser kann ein „All-inclusive“ Vertrag sein, in dem der Lieferant sowohl die Lieferung von Energie als auch Netzentgelte sowie Messung und Abrechnung anbietet. Er kann auch nur die Energielieferung beinhalten und der Kunde schließt dann einen separaten Vertrag für die Netznutzung mit dem Netzbetreiber. Einen Einspeise- und einen Ausspeisevertrag durch die Kapazitätsrechte (in m3/h oder kWh/h) des Transportkunden für den einzelnen Transportvorgang an bestimmten Ein- und Ausspeisepunkten des jeweiligen Netzbetreibers begründet werden. Einen Bilanzkreisvertrag über die Einrichtung von Bilanzkreisen zur Abrechnung von Differenzmengen.


Betreiber von Gasversorgungsnetzen müssen Einspeise- und Ausspeisekapazitäten anbieten, die den Netzzugang ohne Festlegung eines transaktionsabhängigen Transportpfades ermöglichen und unabhängig voneinander handelbar sind. Transportkunden ist außerdem zu ermöglichen, Einund Auspeisekapazitäten unabhängig voneinander, in unterschiedlicher Höhe und zeitlich voneinander abweichend zu buchen − § 4 Abs. 3 GasNZV. Durch den Einspeisevertrag ist der Netzbetreiber verpflichtet, das vom Transportkunden am Einspeisepunkt bereitgestellte Erdgas in das Netz aufzunehmen und auf dem Bilanzkonto des Kunden zu verbuchen. Durch den Ausspeisevertrag verpflichtet sich der Netzbetreiber, das in das Netz eingespeiste Erdgas dem Transportkunden am Ausspeisepunkt mit der vereinbarten Kapazität bereitzustellen. Der Abgleich und Ausgleich von Abweichungen zwischen den an Ein- und Ausspeisepunkt übertragenen Gasmengen wird im Bilanzkreisvertrag geregelt. 2.4.3 Zusammensetzung der Gasverbraucherpreise

Der Erdgasverbraucherpreis setzt sich aus folgenden Kostenbestandteilen zusammen: • • • •

Preis für die Gaslieferung Kapazitätsentgelte für Ein- und Ausspeisekapazitäten Entgelt für Messung und Abrechnung Steuern und Abgaben

2.4.3.1 Preis für die Gaslieferung

Der Preis für die Gaslieferung an Endkunden orientiert sich weiterhin über Preisgleitklauseln in den Gaslieferungsverträgen an dem Preis vom Heizöl. Das bedeutet, der Gaspreis folgt mit einer vereinbarten Zeitverzögerung der Entwicklung des Preises für Heizöl nach dem Prinzip der Anlegbarkeit (siehe hierzu Abschnitt 1.33 „Herkunft und Grenzübergangspreise von Erdgas). Gaslieferverträge mit fixen Preisen werden auch angeboten, allerdings meist mit einer Vertragslaufzeit von einem Jahr. Händler und große Industrieunternehmen haben im freien Energiemarkt die Möglichkeit ihren Gasbezug über Portfoliemanagement zu optimieren. Sie können Erdgas auch auf Spotmärkte in den so genannten Hubs (TTF, Zeebrügge, Bunde/Emden/Oude) oder in der Energiebörse EEX kaufen. Die Preise in den Hubs als auch in der Energiebörse bilden sich nach dem Marktgesetz von Angebot und Nachfrage und weisen im Gegensatz zu ölpreisgebundenen Gaspreisen eine hohe Volatilität.

2.4 Gasbeschaffung

71

Im Zuge der Liberalisierung der Energiemärkte sind in Deutschland 14 Gasmarktgebiete entstanden. Jedes Marktgebiet hat einen virtuellen Handelspunkt, in dem Händler und Kunden Gas einkaufen können. (siehe hierzu Ausführungen im Kapitel 9, Abschnitt 9.2.4.2 „Marktgebiete − virtueller Handelspunkt“) 2.4.3.2 Kapazitätsentgelte für Ein- und Ausspeisekapazitäten

RLM-Kunden und SLP-Kunden Beim Gastransport wird zwischen Kunden mit registrierender Leistungsmessung − „RLM-Kunden“ und Kunden mit Standardlastprofil − „SLPKunden“ unterschieden. RLM-Kunden müssen am Vortrag der Gaslieferung ihr Verbrauchsprofil in ihrem Bilanzkreis stundenweise beim Bilanzkreiskoordinator nominieren. Die Nominierung des Verbrauchs bei SPLKunden erfolgt über standardisierte Lastprofile je nach Anwendungsfall. Entgelte nach dem Zweivertragsmodell Transportkunden müssen Ein- und Einspeisekapazitäten bei den Netzbetreibern buchen, damit Gas durch das Netz transportiert werden kann. Die Ein- und Ausspeiseentgelte sind Kapazitätsentgelte in €/(mn3/h) oder in kWh/h 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. Ein- und Ausspeisekazazitäten sowie die jeweiligen Kapazitätsentgelte sind auf den Internetseiten der Netzbetreiber abrufbar. Einige Netzbetreiber bieten im Internet einen „Gemeinsamen Kapazitäts- und Entgeltrechner − [KuER]“. Netzbetreiber, die am gemeinsamen KuER noch nicht beteiligt sind, bieten eigene Kapazitäts- und Entgeltrechner auf ihren Internetseiten. In den Kapazitäts- und Entgeltrechnern sind die Netzstammdaten der Netzbetreiber (z.B. Entry- und Exitpunkte, Zuordungsauflagen, Netzkopplungspunkte und Kapazitätsentgelte) hinterlegt. Auf der Basis dieser Netzstammdaten wird zum Zeitpunkt der Benutzeranfrage eine Berechnung von Transportalternativen vorgenommen, um netzbetreiberübergreifend die möglichen Transportalternativen zu ermitteln. Entgelte für örtliche Gasnetze nach dem Punktmodell Die Berechnung der Entgelte für den Netzzugang zu örtlichen Verteilnetzen erfolgt abweichend von dem „Zweivertragsmodell“ nach einem transaktionsunabhängigen Punktmodell. Der Transportkunde braucht nur eine Ausspeisekapazität zu buchen und bezahlt das entsprechenden Entgelt. Nach der in der Kooperationsvereinbarung zwischen den Netzbetreibern werden innerhalb eines Marktgebietes die Entgelte vorgelagerter Netzbetreiber auf die nachgelagerten Netzbetreiber gewälzt. Die Netznut-


zungsentgelte der vorgelagerten Netzbetreiber werden auf die Entgelte des örtlichen Netzbetreibers hinzuaddiert. Die Entgelte nach dem Punktmodell für Kunden mit registrierender Leistungsmessung „RLM-Kunden“ werden von den zuständigen Landesbehörden durch die Vorgabe von zwei Formeln für das Arbeits- bzw. für das Leistungsentgelt genehmigt. Die Formeln sind für alle örtlichen Netzbetreiber der Struktur nach gleich, die Ausprägung (d.h. die Konstanten in den Formeln) sind aber unterschiedlich. Die Erklärung der Symbole in den Formeln ist im nachstehendem Beispiel 2.4 zu ersehen. Im Beispiel sind die Entgelte für ein Ortsnetz städtischer Struktur und ein regionales Netz berechnet. Der Unterschied in der Höhe der Entgelte ist auffallend. Formeln zur Entgeltberechnung für RLM-Kunden von Ortsnetzen >1,5 Mio. kWh/a oder > 500 kW: Arbeitsentgelt:

Leistungsentgelt:

AEW =

LEP =

+ AEOT

Gl. 2.7

C

+ LEOT

Gl. 2.8

D

AEOV  W  1+    WPA 

LEOV  P  1+    WPL 

Beispiel 2.4: Entgeltberechnung für RLM-Kunden Merkmal

Symbol

Einheit

Jahresarbeit

W

kWh

Max. Jahresleistung

P

kW

Städtisches Netz

Ländliches Netz

Eingaben

Konstanten für Netzentgelt Arbeit

21.375.000 4.500 Ausprägung

21.375.000 4.500 Ausprägung

Wendepunkt Arbeit

WPA

kWh

5.392.540

26.745.164

Briefmarke Arbeit Ortstransportnetz

AEOT

ct / kWh

0,0682

0,0829

Briefmarke Arbeit Ortsverteilnetz

AEOV

ct / kWh

0,2662

0,2424

C

-

Exponent Arbeit Konstanten für Netzentgelt Leistung

1,25 Ausprägung

1,285 Ausprägung

Wendepunkt Leistung

WPL

kW

Briefmarke Leistung Ortstransportnetz

LEOT

€ / kW

3,3935

5,6740

Briefmarke Leistung Ortsverteilnetz

LEOV

€ / kW

11,0257

11,7280

D

-

1,04

0,9711

Netzentgelt Arbeit

AEW

ct / kWh

0,1086

0,2214

Netzentgelt Leistung

LEP

€ / kW

7,3291

14,0034

Jahresentgelt Arbeit

AEW

€/a

23.207

47.331

Jahresentgelt Leistung

LEP

€/a

32.981

63.015

Durchschnittsentgelt

∅E

ct / KkWh

0,2629

0,5162

Exponent Leistung

2.555,14

11.327

Ergebnis Netzentgelte

2.4 Gasbeschaffung

73

Netzentgelte für Kunden mit Standard Lastprofil − SLP-Kunden − werden nach der Arbeit gestufte Tarife, wie nachstehend, vorgegeben: Tabelle 2.10: Tarife für Entgelte für SLP-Kunden von Ortsnetzen Jahresarbeit

Arbeitspreis

von kWh

bis kWh

Grundpreis

ct / kWh

€/a

-

1.000

2,5892

-

1.001

4.000

1,5892

10,00

4.001

50.000

1,0892

30,00

50.001

300.000

0,9492

100,00

300.001

1.000.000

0,8992

250,00

1.000.001

1.500.000

0,8892

350,00

Quelle: FairEnergie, Kunden mit 1700 MW

< 1100 MW

33,00

2011

> 1900 MW

< 1200 MW

40,91 § 33 Abs. 1

Keine Begrenzung

45,70

bis 30 kW

57,40

ab 30 kW

54,60

ab 100 kW

54,00

keine § 66 Abs. 1 in Verbindung Nach § 11 EEG 04 erhöht sich die mit Vergütung um 5 ct / kWh, wenn die Anlage § 11 Abs. 1 in die Fassade eines Gebäudes integriert EEG 04 ist und einen wesentlichen Bestandteil des 3) Gebäudes bildet .

1)

Bei Selbstnutzung des Stromes in unmittelbarer Umgebung verringert sich die Vergütung auf 25,01 ct / kWh

2)

Stichtag 30. September des Vorjahres, Anpassung der Degression im Folgejahr Im EEG-2009 ist die Regelung für Neuanlagen entfallen

3)

im Jahr 2010: 8% ab Jahr 2011: 9% jährlich im Jahr 2010: 10% ab Jahr 2011: 9% jährlich ab 01.01.05: 5,0 % ab 01.01.06: 6,5% jährlich ab 01.01.05: 5% jährlich

Beispiel 3.8: Degression Dachflächenanlage Dachflächenanlage, Inbetriebnahmejahr 2016, Vergütung 2009 43,01 ct/kWh, Degression in 2010 8% ab 2011 9%. Die Höhe der Vergütung kann nach folgender Formel berechnet werden:

Vn = VB × (1 − d )( n − B ) Darin bedeuten: Vn: Vergütungssatz im Jahr „n“ VB: Vergütungssatz im Basisjahr d: Degression als Absolutzahl (anstatt 9% 0,09) n: Jahr „n“ B: Basisjahr

V2010 = 43, 01× (1 − 0.08)( 2010− 2009) = 39,57 ct / kWh

V2016 = 39,57 × (1 − 0.09)(

2016 − 2010 )

= 22, 47 ct / kWh

Anmerkung: Obenstehende Formel ist Eigenentwicklung

Gl. 3.4

3.2 Der deutsche energierechtliche Rahmen

115

3.2.5 Konzessionsabgabenverordnung

Die derzeitige Fassung der Konzessionsabgabenverordnung „KAV“ ist seit dem 1. Jan. 1992 in Kraft. Sie wurde am 10. Nov. 2001 lediglich zwecks Umstellung auf Eurobeträge sowie am 1. Nov. 2006 geändert. Konzessionsabgaben sind Entgelte für die Einräumung des Rechts zur Verlegung und zum Betrieb von Leitungen zur Versorgung von bestimmten Letztverbrauchern mit Strom und Gas im Gemeindegebiet. Die Sätze der Konzessionsabgabe hängen von der Einwohnerzahl der Gemeinde ab. Tabelle 3.13: 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. 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. 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.

116

3 Energierechtliche Rahmenbedingungen

3.3 Klimaschutzrechtliche Rahmenbedingungen 3.3.1 Internationale Klimaschutzabkommen 3.3.1.1 Internationaler Rahmen und Konventionen

Der Zwischenstaatliche Ausschuss für Klimaänderungen (Intergovernmental Panel 0n Climate Change − IPCC), im Deutschen meistens als Weltklimarat bezeichnet, wurde im November 1988 vom Umweltprogramm der Vereinten Nationen (UNEP) und der Weltorganisation für Meteorologie (WMO) ins Leben gerufen. Der Sitz des IPCC-Sekretariats befindet sich in Genf. Das IPCC betreibt selbst keine Wissenschaft, sondern trägt die Ergebnisse der Forschung in den verschiedenen Disziplinen zusammen, darunter insbesondere die der Klimatologie. Es bildet eine kohärente Darstellung dieses Materials in so genannten Wissenschaftsberichten (IPCC Assessment Reports − AR). Die Berichte werden in Arbeitsgruppen erstellt und vom Plenum akzeptiert. Der 4. Sachstandsbericht (IPCC − AR4) wurde 2007 veröffentlicht und dient als wissenschaftliche Grundlage für politische Entscheidungsträger. Da die Sachstandberichte im Konsensprinzip zwischen Wissenschaft und politischen Vertretern aller teilnehmenden Länder erarbeitet werden, unterliegen sie auch immer erheblichem politischen Einfluss. Hauptaufgabe des der Klimarahmenkonvention beigeordneten Ausschusses des IPCC ist es, Risiken der globalen Erderwärmung zu beurteilen und Vermeidungsstrategien zusammenzutragen. Die Klimarahmenkonvention (United Nations Framework Convention on Climate Change UNFCCC) ist die erste internationale Vereinbarung, die den Klimawandel als ernstes Problem bezeichnet und die Staatengemeinschaft zum Handeln verpflichtet. Die Klimarahmenkonvention wurde auf dem Weltgipfel für Umwelt und Entwicklung 1992 in Rio de Janeiro angenommen und trat 1994 in Kraft. Sie wurde seither von fast allen Staaten der Weltgemeinschaft ratifiziert. Nach diesem Übereinkommen sind alle Unterzeichnerstaaten verpflichtet, nationale Programme zur Verringerung der Treibhausgasemissionen auszuarbeiten und regelmäßige Berichte vorzulegen. Die Konvention bildet den Rahmen für die Klimaschutzverhandlungen, die jeweils als Vertragsstaatenkonferenz (Conference of the Parties, COP) der Konvention stattfinden.

3.3 Klimaschutzrechtliche Rahmenbedingungen

117

3.3.1.2 Das Kyoto-Protokoll

Das Kyoto-Protokoll wurde am 11. Dezember 1997 auf der Vertragsstaatenkonferenz in der japanischen Stadt Kyoto beschlossen. Es ist zusammen mit der Klimarahmenkonvention UNFCCC der derzeit einzige internationale Rahmen für die Bekämpfung der globalen Erwärmung und des Klimawandels. Es legt rechtlich verbindliche Grenzen für die Treibhausgasemissionen in Industrieländern fest. Ferner sieht es innovative, marktwirtschaftliche Umsetzungsmechanismen unter Beteiligung nichtstaatlicher Akteure vor, durch die die Kosten der Emissionsreduzierung niedrig gehalten werden sollen. Im Kyoto-Protokoll bekennen sich Industrie- und Transformationsländer (Annex-B Staaten) dazu, während des 5-jährigen „Verpflichtungszeitraumes" von 2008-2012 ihre durchschnittlichen jährlichen Emissionen an klimarelevanten Gasen um mindestens 5,2 % gegenüber 1990 zu senken. Für die Entwicklungs- und Schwellenländer gibt es keine Emissionsreduktionsziele. Man hat sich für einen fünfjährigen Verpflichtungszeitraum entschieden, um jährliche Emissionsschwankungen auszugleichen, die auf unkontrollierbaren Faktoren wie dem Wetter beruhen. Das Kyoto-Protokoll wurde von den EU-Mitgliedsstaaten am 31.05.2002 ratifiziert. 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. Auch 10 der 12 neuen Mitgliedsstaaten, die der EU beigetreten sind (außer Malta und Zypern), haben eigene Reduktionsziele zwischen 6% und 8% festgelegt. Das Kyoto-Protokoll sieht neben CO2 noch weitere 5 Treibhausgase (green house gases) vor. Als Treibhausgase werden Gase bezeichnet, die wesentlich zum Treibhauseffekt beitragen. Sie können einen natürlichen oder auch anthropogenen Ursprung haben. Sie absorbieren in den oberen Atmosphärschichten einen Teil der vom Boden abgegebenen Infrarotstrahlung, die sonst in das Weltall entweichen würde. Entsprechend ihrer Temperatur emittieren sie einen Teil dieser Wärmestrahlung auf die Erde als atmosphärische Gegenstrahlung, die die Erdoberfläche zusätzlich zum Sonnenlicht erwärmt und zur globalen Erwärmung führt [Wikipedia]. 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 und als „CO2eq Äquivalent“ bezeichnet − Tabelle 3.14.

118


Tabelle 3.14: Treibhausgase - Treibhauswirksamkeit Treibhausgas Kohlendioxid CO2 Methan CH4 Lachgas N2O Fluorkohlenwasserstoffe Halogenierte Kohlenwasserstoffe HFC Schwefelhexafluorid SF6

Vorkommen, Entstehung

1

Anteil am Treibhauseffekt % 64

21

20

310

6

CO2Äquivalent

Verbrennungsprozesse Deponien, Massenviehzucht, Bergbau, Öl- und Gasindustrie Deponien, Stickstoffdünger, Düngemittelfabriken Aluminiumproduktion Kühlmittel, chemische Industrie Hochspannungsschaltanlagen, industrielle Prozesse

11.300 6.500

10

23.900

3.3.1.3 Flexible Mechanismen nach Kyoto-Protokoll

Das Kyoto-Protokoll sieht drei so genannte flexible Mechanismen vor, die es den Industriestaaten in Zusammenarbeit mit den Transformations- und Entwicklungsländern ermöglichen sollen, durch marktwirtschaftliche Instrumente ihre Emissionsreduzierungsverpflichtungen zu erfüllen: • • •

Emissionshandel (ET − Emission Trading) Gemeinsame Umsetzung (JI − Joint Implementation) Mechanismus für umweltverträgliche Entwicklung (CDM − Clean Development Mechanism)

Dabei können Industriestaaten mit Emissionsrechten handeln oder einen Teil ihrer Emissionsreduktionsverpflichtungen dadurch erreichen, dass sie in Projekte zur Reduzierung der Emissionen im Ausland investieren und die erzielten Emissionsverringerungen in Hinblick auf ihre eigenen Verpflichtungen anrechnen lassen. Das Instrument des Internationalen Emissionshandels erlaubt es den Vertragsparteien des Protokolls, Emissionsrechte zu kaufen und zu verkaufen. Vertragsparteien, die zusätzliche Anteile benötigen, können diese bzw. einen Teil davon von anderen Parteien dazukaufen, die Emissionsrechte übrig haben und verkaufen wollen. Hinter den Flexiblen Mechanismen CDM und JI 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 CDMLändern gehören vorwiegend die Entwicklungsländer. Diese sind auf nati-


119

onaler 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, Russland und die Ukraine). Diese Länder haben zugesagt, ihren Emissionsausstoß zu reduzieren oder eine fixe Obergrenze nicht zu überschreiten. Zertifikate für Emissionsreduzierungen und Baseline Zertifikate von CDM- und JI-Projekten können durch Emissionsreduzierungen gegenüber der so genannten „Baseline“ generiert werden. Als Baseline wird die Menge von Emissionen bezeichnet, die entstehen würde, wenn ein Projekt nicht oder ohnehin nach dem Prinzip business as usual umgesetzt wird. Emissionsreduzierungen werden nur dann anerkannt (zertifiziert), wenn zusätzliche Maßnahmen allein zum Zweck der Emissionsreduzierung realisiert und nachgewiesen werden. Sowohl CDM- als auch JI- Projekte unterliegen der so genannten Zusätzlichkeit (Additionality) als wesentlichem Anerkennungskriterium. Zertifikate aus CDM-Projekten heißen CERs (Certified Emission Reductions) und können ab 2000 generiert werden. Zertifikate aus JIProjekten werden als ERUs (Emission Reduction Units) bezeichnet und können ab 2008 generiert werden. Durch den Verkauf der Emissionszertifikate können Projekte zusätzliche Einkünfte generieren. Geltungsdauer der Zertifikate Wesentliches Merkmal des CDM ist ein maximaler Kreditierungszeitraum (Geltungsdauer) wahlweise von 1x10 Jahren oder 3x7 Jahren, d.h. insgesamt bis zu 21 Jahre maximal. Da es sich bei CO2-Minderungsmaßnahmen im Energiesektor i.d.R. um sehr langlebige Investitionsentscheidungen handelt, bietet CDM hierfür einen angemessenen Zeitrahmen. Es ist aber zu beachten, dass für jeden der Zeiträume, die nach dem jeweiligen Stand der Technik entsprechende Baseline zu Beginn der Periode gilt (so genannte „ex ante“ Baseline). Wenn ein Kreditierungszeitraum von 3x7 Jahren gewählt wird, dann besteht das Risiko, dass z.B. zu Beginn der zweiten oder dritten 7jährigen Periode der Stand der Technik soweit fortgeschritten ist, dass die Baseline keine Emissionsreduzierungen mehr ermöglicht. Der derzeitige Kreditierungszeitraum für JI-Projekte ist der KyotoVerpflichtungszeitraum 2008 bis 2012. Hierdurch werden im JI-Bereich insbesondere kurzfristig umsetzbare und amortisierbare Minderungsmaßnahmen insbesondere bei den Nicht-CO2-Treibhausgasen stimuliert (z.B. Maßnahmen zur Reduzierung von Methanemissionen).

120


Projektablauf Damit Emissionsreduktionseinheiten erzeugt werden können, muss ein Projekt im Rahmen des CDM oder JI ein komplexes Registrierungsverfahren durchlaufen und akzeptiert werden. Nachstehend wird eine Übersicht für CDM-Projekte gezeigt: Tabelle 3.15: Schematischer Ablauf von CDM-Projekten

Vorgang

Projektdesign

Validierung und Registrierung Prüfung des PDD Umsetzung/ Monitoring Jährliche Überprüfung / Zertifizierung Überprüfung/ Ausgabe

Arbeitsschritt

Verantwortung

Projektidee Erstellung PDD (Project Design Document) mit Angabe zur Baseline und Kreditperiode

Projektbetreiber

Validierung Registrierung bei CDM-Exekutivrat Überprüfung/Genehmigung oder Rückweisung des Projektes Projektdurchführung Monitoring der Treibhausgasemissionen Verifizierung und Zertifizierung der erzielten Emissionsreduktionen Antrag auf Ausstellung von CERs Verifizierungs- und Zertifizierungsreport Ausgabe der CERs

Projektbetreiber Designated Operational Entity (DOE-A) Designated Operational Entity (DOE-A) CDM-Executivrat Projektbetreiber Projektbetreiber Zertifizierungsunternehmen Designated Operational Entity (DOE-B) CDM-Executivrat

Verwendung von CERs und ERUs beim EU-ETS Nach der so genannten „EU-Linking-Directive“ können CERs (ab 2005) wie auch ERUs (ab 2008) gleichwertig neben EUAs (EU-Allowances oder auf Deutsch „Emissionsberechtigungen - EB“, auch EU-Emissionszertifikate) für die Pflichterfüllung im EU Emissionshandel verwendet werden. Die Maßeinheit für CERs, ERUs und EUAs ist 1 t CO2-Äquivalent (CO2eq). CDM und JI sind derzeit die einzige Möglichkeit, Emissionsberechtigungen auch andere Treibhausgase wie z.B. Methan in das EUEmissionshandelsystem einzubringen.


121

3.3.1.4 Kyoto-Nachfolgeprozess

Auf der 13. Vertragsstaatenkonferenz der Klimarahmenkonvention in Bali im Dezember 2007 einigten sich die Vertragsparteien auf einheitliche Rahmenvorgaben für die Verhandlungen (Bali-Roadmap) eines Nachfolgeprotokolls. Damit soll nach dem Auslaufen des Kyoto-Protokolls 2012 am 1. Januar 2013 ein neues Abkommen in Kraft treten, sodass hinsichtlich Emissionsregulierung keine Lücke entsteht. Die Verhandlungen sollen bis Ende 2009 abgeschlossen werden, damit den einzelnen Staaten genügend Zeit zur Ratifizierung bleibt. Nach den Verhandlungen in Bali hat die EU ihre Reduktionsziele für das Jahr 2020, bezogen auf das Basisjahr 1990, auf 20%, bzw. sollte ein internationales Kyoto-Nachfolgeabkommen unterzeichnet werden, auf 30% erhöht. Die USA, die als einziger Industriestaat das Kyoto-Protokoll noch nicht ratifiziert haben, haben zugesagt, sich an den Verhandlungen für ein neues Abkommen zu beteiligen und sich für einen erfolgreichen Abschluss einzusetzen. Sie haben sich aber bisher geweigert, konkreten Reduktionszielen zuzustimmen. Nach ihren Vorstellungen sollen Klimaschutzbestrebungen auch wirtschaftlich nachhaltig gestaltet werden. China, Indien und weitere Schwellenländer wollen keine Emissionsbeschränkungen akzeptieren. Diese vertreten die Meinung, dass wirtschaftliches Wachstum zur Überwindung der Armut in ihren Länder notwendig ist, welches nur mit einem höheren Energieverbrauch und auch steigenden Emissionen erreicht werden kann. Anmerkung: Die Inhalte des Abschnittes 3.3.1 wurden teilweise aus [www.emissionshandel-fichtner.de] übernommen. 3.3.2 Das EU-Emissionshandelssystem - EU ETS 3.3.2.1 Grundlage und Handelsperioden

Als Vorbereitung auf den internationalen Emissionshandel hat die EU ab 2005 ein eigenes Emissionshandelssystem (EU ETS − EU Emission Trading Scheme) etabliert. Grundlage hierfür ist die EU-Richtlinie Emissionshandel vom 13.10.2003 [EU-EHS-Richtlinie], die alle Mitgliedsstaaten 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 ist identisch mit der Kyoto-Verpflichtungsperiode 2008-2012. Ab 2013 werden 8-jährige Han-

122


delsperioden mit einheitlichen Zuteilungs- bzw. Ersteigerungsregeln angestrebt: 2013-2020 und 2021-2028. In den ersten beiden Handelsperioden des EU-Emissionshandels wird lediglich das Treibhausgas CO2 erfasst. Für die geplante dritte Handelsperiode ist vorgesehen, weitere Treibhausgase einzuschließen. 3.3.2.2 Ebenen und Akteure des EU-Emissionshandels

Bei der Implementierung des Emissionshandelssystems werden drei Ebenen unterschieden: • • •

Europäische Union, 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. Jeder Mitgliedsstaat musste für die 1. und 2. Handelsperiode im Vorfeld einen Nationalen Allokationsplan entwickeln und diesen von der EU genehmigen 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 Betreiber der zur Teilnahme am Emissionshandel verpflichteten Anlagen müssen die neuen Anforderungen in ihre Unternehmensplanung integrieren und im Tagesgeschäft praktizieren. 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


123

Umfang jeweils bis zum 30.4. dann entsprechende Berechtigungen für den Vorjahreszeitraum abgegeben werden müssen. 3.3.2.3 Prinzipielle Funktionsweise des Emissionshandels

Energieintensive Anlagen von Industrie und Energiewirtschaft erhalten in der EU seit 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 war nicht möglich. Gegen Ende der ersten Handelsperiode ist es zu einem Verfall der Zertifikatspreise gekommen, da mehr EB als überhaupt nötig zugeteilt worden waren. Reicht das zugeteilte Kontingent nicht aus, muss das Unternehmen entweder die zusätzlich erforderlichen Mengen auf dem Markt erwerben (EUAs, CERs, ERUs, letztere bis zur Obergrenze von 22% in der 2. Handelsperiode) oder in Maßnahmen zur Emissionsreduktion investieren und den eigenen Ausstoß senken. In der EU hat sich bereits ein Markt für Emissionsberechtigungen herausgebildet. Dazu gehören die börslichen Marktplätze, wie die EEXLeipzig in Deutschland, 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. Hält ein Unternehmen nicht die benötigte Menge an Emissionsberechtigungen, werden Strafzahlungen fällig. Sie betrugen in der ersten Handelsperiode 40 € / t CO2, in der zweiten werden sie auf 100 € / t CO2 hochgesetzt. Dies entbindet die Betroffenen jedoch nicht von der Pflicht, die fehlenden Zertifikate dennoch zu beschaffen. Technische Voraussetzung für den Ablauf des Emissionshandels sind die Existenz eines Buchführungssystems (Registers) sowie eines Überprüfungssystems (Monitoring- und Berichtswesen). 3.3.3 Umsetzung des Emissionshandels in Deutschland 3.3.3.1 Rechtlicher und organisatorischer Rahmen

Das Europäische Emissionshandelssystem wurde in Deutschland zum 1. Januar 2005 eingeführt. Basierend auf der EH-Richtlinie und der „Lin-

124


king Directive“ wurde ein umfangreicher Rechtsrahmen für den Emissionshandel geschaffen. Er setzt sich z.Z. aus den folgenden Elementen zusammen: • • • •

Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz „TEHG“ Zuteilungsgesetz „ZuG“ und Nationaler Allokationsplan „NAP“ Projekt-Mechanismen-Gesetz „ProMechG“ verschiedenen Verordnungen.

Das Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz [TEHG] 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. Voraussetzung für das Zuteilungsgesetz [ZuG] 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. Die EU hat hierzu die „NAP-Guidance“ vorgelegt, in der die Kriterien für die Prüfung der Allokationspläne erläutert werden. Sobald die Genehmigungen erteilt worden sind, kann das Zuteilungsgesetz verabschiedet werden. Das Projektmechanismengesetz [ProMechG] setzt die EU-Linking Directive für die (teilweise) Nutzung von ERUs und CERs neben EUAs für den Emissionshandel in nationales Gesetz um und regelt die nationale Genehmigung von CDM- und JI-Projekten. Die für den Emissionshandel zuständige Behörde in Deutschland ist die Deutsche Emissionshandelsstelle „DEHSt“. Sie ermittelt die Menge an Emissionsberechtigungen „EB“, 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 und Übertragung sowie Löschung der Berechtigungen.


125

3.3.3.2 Zuteilung von EB für die Handelsperiode 2008-2012

Das Zuteilungsgesetz 2007 [ZuG 2007] vom 26. August 2004 deckt die erste Zuteilungsperiode von 2005 bis 2007 ab. Basisperiode für die Bemessung der Emissionsrechte der einzelnen Anlagen war der Durchschnitt der Emissionen in den Jahren 2000-2002. Das Zuteilungsgesetz 2012 [ZuG 2012] vom 02. Juni 2007 deckt die zweite Zuteilungsperiode von 2008 bis 2012 ab. Als Basisperiode dient der Zeitraum 2000-2005. Die Ausführung der Gesetze wird in den entsprechenden Zuteilungsverordnungen [ZuV 2007] und [ZuV 2012] festgelegt. Das ZuG 2012 soll sicherstellen, dass Deutschland sein KyotoKlimaschutzziel mit einer Emissionsreduktion von 21% bis 2012 erreicht. Generell werden die Zertifikate kostenlos zugeteilt. Allerdings sieht das ZuG 2012 auch eine Teilveräußerung von Emissionsberechtigungen vor. Die Zusammensetzung des Gesamtbudgets von Emissionsberechtigungen für die zweite Handelsperiode 2008 bis 2012 sieht gemäß ZuG 2012 wie folgt aus (1 EB = 1 t CO2 Äquivalent „CO2eq“): Tabelle 3.16: EB für Handelsperiode 2008 - 2012, gemäß EU-Genehmigung Pos.

Mio. EB/a

1.

379,07

2.

11,00

3.

23,00

4.

40,00

5.

453,07

Kommentar (siehe Anmerkungen/Erläuterungen unten) Zuteilung an Bestandsanlagen B Davon 243.59 Mio. EB/a für Stromanlagen Zuteilung an „zusätzliche Anlagen“ gemäß §26 TEHG Reserve für „Neuanlagen“ , gemäß §5 ZuG 2012 ( nach Kürzung von 2 Mio. EB/a für Veräußerung) Zur Veräußerung vorgesehen gemäß §20 ZuG 2012 B 38 Mio. EB/a aus Veräußerungskürzung für Strom B 2 Mio. EB/aus Kürzung der Reserve Gesamtbudget, in 2008 - 2012 Ø pro Jahr

Anmerkungen/Erläuterungen zur Tabelle 3.16: Zu Pos. 1: Das Budget für energiewirtschaftliche Anlagen (nach Anhang 1 - TEHG für Tätigkeiten: I, II u III, siehe auch Tabelle 3.17) mit Strom als Produkt wird um 38 Mio. EB/a für Veräußerungszwecke gekürzt. Effektiv stehen deshalb von den 243,59 Mio EB/a nur 205,59 Mio. EB/a zur kostenlosen Zuteilung für diese Anlagen zur Verfügung. Daraus ergibt sich der so genannte Veräußerungsfaktor KFVer = 205,59/243,59 = 0,844. Zu Pos.2: „Zusätzliche Anlagen“ nach § 26 TEHG sind Anlagen, die erstmals nach dem 11. Aug. 2007 als emissionshandelpflichtige Anlagen aufgenommen wurden (siehe Tabelle 3.17). Nach [DEHSt Mai08] beste-

126


hen für diese Anlagen Ansprüche von 9,79 Mio. EB/a für kostenlose Zuteilung. Das Budget von 11 Mio. EB/a kann deshalb nicht voll ausgeschöpft werden. Das hat zur Folge, dass anstatt von 379,07+11=390,07 EB/a nur 379,07+9,79=388,86 für eine kostenlose Zuteilung an Bestandsanlagen verfügbar sind. Zu Pos 3: Neuanlagen sind solche, deren Inbetriebnahme nach dem 31.12.2007 erfolgte. Von den ursprünglich 25 Mio. EB/a für Reserve wurden 2 Mio. EB/a für Veräußerung zurückgehalten. Zu Pos. 5: Bedingt durch die Nicht-Ausschöpfung des Budgets für zusätzliche Anlagen verbleibt effektiv ein Gesamtbudget von 453,07-1,21 = 451,86 Mio EB/a für die Zuteilung. Damit wird das von der EU genehmigte Budget nicht voll ausgeschöpft. Emissionshandelpflichtige Anlagen Die durch den EU-Emissionshandel erfassten Anlagen sind im Anhang 1 des TEHG definiert. In der Tabelle 3.17 werden die emissionshandelpflichtigen Anlagen und das zugehörige Emissionsbudget pro Anlageart aufgelistet. Die Nummerierung ist identisch mit der im Anhang 1 des TEHG. In der ersten Handelsperiode sind vorerst Betreiber von Feuerungsanlagen mit mehr als 20 MW thermischer Leistung sowie die Keramik-, Zellstoff- und Papierindustrie betroffen. In der zweiten Handelsperiode sind zusätzliche Anlagen - Tabelle 3.17 - hinzugekommen. In der gesamten EU sind rd. 11.400 Anlagen zur Teilnahme am Emissionshandel verpflichtet. Diese vereinen ca. 46 % der CO2-Emissionen in der EU auf sich. In Deutschland erfasst der Emissionshandel (2008-2012) rd. 1.665 Anlagen. Davon erhalten 1.625 eine kostenlose Zuteilung von Emissionsberechtigungen [DEHSt]. Berichterstattung und Monitoring Die Ausgabe der Emissionsberechtigungen an die Anlagebetreiber erfolgt in jedem Kalenderjahr zum 28. Februar. Die Anlagebetreiber müssen am 31. März des Folgejahres den verifizierten Emissionsbericht für das Vorjahr an die DEHSt abliefern. Bis zum 30. April ist der Anlagebetreiber verpflichtet, eine Anzahl an Berechtigungen abzugeben, die der durch seine Tätigkeit im vorangegangenen Jahr verursachten Emissionen entspricht (TEHG § 6). Diese können die zugeteilten Emissionsberechtigungen und bei Überschreitung auch die zugekauften EB vom Markt und ggf. zertifizierte EB aus Projekten der flexiblen Mechanismen CDM und JI bis zu einer Obergrenze von 22% beinhalten. Eine Übertragung von EB von einem Jahr in das nächste innerhalb der Handelsperiode ist zulässig.


127

No

Gruppe

Tabelle 3.17: Emissionshandelpflichtige Anlagen und EB-Budget Anzahl Anlagen gesamt

Tätigkeit nach Anhang 1 TEHG

davon zusätzliche Anlagen

Budget EB/a

Bestandsanlagen

III IV

Energie

I II

V

Energieerzeugung

1.020

252,3

Erdgasverdichter

52

1,5

27

24,3

VI

Raffinerien

VII

Kokereien

VIII

Sintern von Eisenerz

IX

Integrierte Hüttenwerke

X XI XII XIIa

1

Weiterverarbeitung Stahl Industrie

IXb

8

Zement

39

Kalk

68

Glas

85

Mineralfasern

XIII

Keramik

XIV

Zellstoff

XV

Papier

61,0

44

Stahlwerke

IXa

8

8

139 5 125

XVI

Propylen/Ethylen

8

8

XVII

Ruß

5

5

XVIII

Fackeln

-

Summe Bestandsanlagen mit Emissionsberechtigung

1)

1.625

zur Veräußerung vorgesehenes Budget Reserve für Neuanlagen Gesamtbudget EB/a 2)

Anlagen ohne Emissionsberechtigung Anlagen für die kein Antrag gestellt wurde Summe emissionshandelpflichtiger Anlagen

27 13

1.665

1)

davon 792 Kleinemittenten ( 20 MW aber < 25 MW, die in jedem der drei Harmonisierte Jahre vor der Antragsstellung weniger als 10 000 t CO2 Vorschriften emittiert haben, werden vom EHS ausgeschlossen o Stromsektor vollständige Versteigerung ab 2013 o Energieintensive Industrie, ab 2013 zunächst 80% kosVersteigerung tenfreie Zuteilung. Jährlich lineare Reduzierung bis von 2020, danach vollständige Versteigerung Zertifikaten Ausnahmeregelungen möglich bei Risiko der Standortverlagerung aufgrund hohem Wettbewerbsdruck (CO2-Verlagerungsgefahr) o 20% der Versteigerungserlöse müssen für bestimmte, dem Klimaschutz dienende Zwecke verwendet werden

142


KWKFernwärme kostenfreie EB EU-weite Versteigerung Nationale Ausgleichsprojekte Erneuerbare Energien

Zertifikate aus CDM/JI Projekten

o Zur Förderung einer effizienten Stromerzeugung könnten für die von Stromgeneratoren erzeugte Fernwärme oder die von ihnen an Industriebetriebe gelieferte Wärme kostenfreie Zertifikate vergeben werden. o Die in der EU ansässigen Unternehmen sollen in sämtlichen Mitgliedstaaten Rechte erwerben können o Finanzsektor kann mitsteigern o Minderungsmaßnahmen, die zum einen nicht unter das System des europäischen Emissionshandels fallen und aufgrund des mangelnden grenzüberschreitenden Aspektes nicht als CDM/JI anerkannt werden o Anteil soll bis 2020 auf 20% des Primärenergieverbrauches steigen o 10% Biokraftstoff-Mindestanteil bis 2020 Generell o CDM-Zertifikate sind ab 2013 für 8-Jahreszeiträume gültig (bisher wahlweise 1x10 oder 3x7 Jahre) o Zertifikate aus Senkenprojekten können auch nach 2012 weiterhin nicht angerechnet werden Kein neues internationales Klimaschutzabkommen o Anlagenbetreiber können ab 2013 CDM/JI-Zertifikate aus der Periode 2008-2012 verwenden, die sie noch nicht aufgebraucht haben o Zertifikate aus neuen Energieeffizienz- und Erneuerbare Energien-Projekten können verwendet werden, wenn Abkommen mit den betreffenden Gastländern geschlossen werden und diese Zertifikate nicht die Gesamtmenge der zur Verfügung stehenden Zertifikate erhöhen o CDM-Zertifikate aus Projekten in Least Developed Countries können verwendet werden, ohne dass zunächst ein Abkommen geschlossen werden muss Neues internationales Klimaschutzabkommen o Die anrechenbare Menge von CDM-Zertifikaten wird automatisch um die Hälfte der zusätzlich nötigen Anstrengung erhöht o Es werden nur Zertifikate von Projekten in Ländern akzeptiert, die das neue Abkommen ratifiziert haben

3.3.5.2 Auswirkungen der Versteigerung auf die Industrie

Der Neufassung der EU Emissionshandelsrichtlinie für die Post-KyotoPeriode kommt nicht nur eine klimapolitische, sondern auch eine industrielle, energiepolitische und außenpolitische Bedeutung zu. Angesichts


143

der sehr ambitionierten Ziele der EU (21% bis 2020 mit Basisjahr 1990, bzw. 30% sollte ein internationales Nachfolgeabkommen unterzeichnet werden) und sogar noch weitergehende Ziele in Deutschland (14% bis 2020 mit Basisjahr 2005) wird die vorgesehene Ausgestaltung des Emissionshandelssystems „EHS“ die wirtschaftliche Entwicklung großer Teile der Industrie in Deutschland und Europa aller Voraussicht nach drastisch verändern. Besonders kritisch sind die Vorschläge hinsichtlich Versteigerung von Zertifikaten und Ausnahmeregelungen für energieintensive Industrien. 3.3.5.3 Ungleiche Belastung der Mitgliedstaaten

Anlagen der Energiewirtschaft sollen ab 2013 keine kostenlose Zuteilung von EB erhalten. Betroffen sind aber nur fossilthermische Kraftwerke, nicht Kernkraftwerke oder Wasserkraftwerke. Der Energiemix bei der Stromproduktion ist aber in der EU sehr unterschiedlich, wie die Länderauswahl in der nachstehenden Tabelle zeigt. Folglich würde die Stromproduktion in Polen extrem, in Frankreich dagegen nur marginal teuerer. Tabelle 3.29: Nettostromerzeugung aus fossilthermischen Kraftwerken

fossilthermisch

Polen 98%

Deutschland 61%

Österreich 36%

Frankreich 10%

Quelle: Statistical Yearbook UCTE 2006 3.3.5.4 Klärungsbedarf hinsichtlich energieintensive Industrie

Kostenlose Zuteilung an energieintensive Industrieanlagen soll beginnend ab 2013 stufenweise bis auf Null in 2120 reduziert werden. Ausnahmen sollen nur bei Gefahr der Standortverlagerung zugelassen werden. Welche Anlagen energieintensiv sind und wann die Gefahr der Standortverlagerung besteht, ist klärungsbedürftig. 3.3.5.5 Folgen der Einbeziehung von CCS im EU-ETS

Im Zuge der vollständigen Versteigerung der EB ab 2013 werden die Kraftwerksbetreiber vor die Wahl gestellt, EB auf dem Markt zu erwerben oder CO2-Abscheidesysteme zu installieren. In den nachfolgenden zwei Abbildungen wird der Break even point der Zertifikatpreise dargestellt, bei dem CO2-Abscheidesysteme rentabel werden. Die Darstellung wird gezeigt für ein modernes Steinkohlekraftwerk nach BAT mit super kritischen Frischdampfparametern (BAT- USC) sowohl für Grundlast- als auch für Mittellast-Fahrweise. Die zugehörigen Berechnungen wurden im „Kapitel

144


6.4-„Verfahren zur CO2-Abscheidung“, Beispiel 6.5“ durchgeführt. Es wird von der Annahme ausgegangen, dass auch Kraftwerke mit CCS Zertifikate für die Restemissionen erwerben müssen. Bei den Berechnungen wurde ein Abscheidegrad von 90% zugrunde gelegt. Aus der Darstellung wird ersichtlich, dass ein erheblicher Optimierungsbedarf für die CO2-Abscheideverfahren notwendig ist, damit die CO2-Abscheidung zu erträglichen Kosten anwendbar wird. Potentiale liegen bei den Investitionsausgaben sowie bei einer Erhöhung der Abscheidegrade.

Stromgestehungskosten € / MWh

100 90 80 70 60 Steinkohlekraftwerk USC-BAT Leistung ohne Abscheidung 900 MW Brennstoffpreis 80 € / t SKE Grundlast-Fahrweise 7.500 h / a Abscheidegrad 90%

50 40 30 0

10

20

30

40

50

60

70

Zertifikatspreis € / tco2 ohne Abscheidung

Post Combustion

Oxy-Fuel

Abb. 3.6: Break even CO2-Zertifikatspreis bei Grundlastfahrweise

Stromgestehungskosten € / MWh

100 90 80 70 Steinkohlekraftwerk USC-BAT Leistung ohne Abscheidung 900 MWel Brennstoffpreis 80 € / t SKE Mittellast-Fahrweise 5.500 h / a Abscheidegrad 90%

60 50 40 30 0

10

20

30

40

50

60

Zertifikatspreis € / t co2 ohne Abscheidung

Post Combustion

Oxy-Fuel

Abb. 3.7: Break even CO2-Zertifikatspreis bei Mittellastfahrweise

70


145

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. [BDEW] Aktuelle Daten zum Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), Bundesverband der Energie und Wasserwirtschaft e.V. http://www.bdew.de/bdew.nsf/id/DE_EEG-Monatsprognosen [BMU Z/III 1] Mindestvergütungssätze nach dem neuen Erneuerbare-EnergienGesetz (EEG) von 21. Juli 2004. http://www.windenergie.de/fileadmin/dokumente/Gesetze/verguetungssaetze_nach_eeg.pdf [DEHSt Mai08] Die Zuteilung von Emissionsberechtigungen in der Handelsperiode 2008-2012, Umweltbundesamt DEHSt, Mai 2008 [DEHSt Feb08] Erste Ergebnisse des Zuteilungsverfahrens 2012, Umweltbundesamt DEHSt, Feb 2008 [DowJones] Dow Jones Energy Daily, Dow Jones News GmbH, Frankfurt am Main (erscheint Montag bis Freitag als Abonnenten- Service im Internet mit aktuellen Informationen über die gesamte Energiewirtschaft). [EEX]-EEX-Internetseite, Quartalspreis gemäß KWK-Gesetz [EU-EHS-Richtlinie] Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13.10.2003 über ein System für den Handel mit Treibhausemissionszertifikaten in der Gemeinschaft und zur Änderung der Richtlinie 96/61/EG des Rates. [EU-EHS-Vorschlag] Vorschlag für eine Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rates zur Änderung der Richtlinie 2003/87/EG zwecks Verbesserung und Ausweitung des EU-Systems für Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten [Fichtner Emissionshandel] www.emissionshandel-Fichtner.de/, [www.klimahandel.info] [IPCC AR4] IPCC Fourth Assessment Report. Climate Change 2007 http://www.ipcc.ch/ipccreports/assessments-reports.htm [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

146


[ProMechG] Gesetz über projektbezogene Mechanismen nach dem Protokoll von Kyoto zum Rahmenübereinkommen der Vereinten Nationen über Klimaänderungen (Projekt-Mechanismen -Gesetz) vom 11. Dezember 1997 [TA-Luft] Erste Allgemeine Verwaltungsvorschrift zum Bundesimmissionsschutzgesetz, TA Luft - Technische Anleitung zur Reinhaltung der Luft, vom 24. Juli 2002. [TEHG] Gesetz über den Handel mit Emission von Treibhausgasen (Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz) vom 28.Juli 2004 zuletzt geändert am 21. Dezember 2007. [VDN] 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.vdnberlin.de [VDN] Aktualisierung Kapitel 13 (Besondere Ausgleichsregelung − § 16 EEG), Stand 25. April 2008, - 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 vermiedene Netznutzungsentgelte bei dezentraler Einspeisung [Wikipedia] http://de.wikipedia.org/wiki/Treibhausgas [ZuG 2007] Gesetz über den nationalen Zuteilungsplan für TreibhausgasEmissionsberechtigungen in der Zuteilungsperiode 2005 bis 2007 (Zuteilungsgesetz 2005 bis 2007) vom 26.August 2004 [ZuG 2012] Gesetz über den nationalen Zuteilungsplan für TreibhausgasEmissionsberechtigungen in der Zuteilungsperiode 2008 - 2012 (Zuteilungsgesetz 2008 bis 2012) vom 7.August 2007 [ZuV 2012] Verordnung über die Zuteilung von TreibhausgasEmissionsberechtigungen in der Zuteilungsperiode 2008 bis 2012 (Zuteilungsverordnung 2012)

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

148

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 Gl. 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

Gl. 4.2

Hierin bedeuten: Heutiger bzw. künftiger Zahlungsbetrag, Nominalwert K0, K t: 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. Anmerkung: 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

149

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. 12,0 11,0 10,0 9,0

Prozent / a

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

Eurozone

Deutschland

Österreich

USA

Abb. 4.1: Renditen längerfristiger staatlicher Schuldverschreibungen

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

Quelle: Österreichische Nationalbank [ÖΝΒ] 1990

0,0

1991

1,0

150


Finanzinvestitionen dieser Art sind praktisch ohne Risiko und die Renditen enthalten folglich keinen Risikozuschlag. 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, wobei ihr Verlauf jedoch von relativ stärkeren Schwankungen gekennzeichnet ist. 6,0

5,0

Prozent

4,0

3,0

2,0

1,0

Eurozone

Deutschland

Österreich

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

Quelle: Wirtschaftskammer Österreich [WKÖ] 1990

0,0

USA

Abb. 4.2: Harmonisierter Verbraucherpreisindex, Jahresinflationsraten 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.


151

Der inflationsbereinigte Zinssatz wird als realer Zinssatz (real rate of return) bezeichnet. Zur Bestimmung des realen Zinssatzes muss der jeweilige Nominalzinssatz um die Inflationsrate bereinigt werden. Zur Inflationsbereinigung wird oft die Inflationsrate vom nominalen Zinssatz subtrahiert. ir = in – r % Gl. 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

und

qr=1+ir

folgt: Gl. 4.4

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

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.

152


Tabelle 4.3: 10-Jahres-Mittelwerte Renditen und Inflation, 1995 – 2004 10-Jahresmittel 1998 - 2007 *) Land Eurozone Deutschland Österreich USA

Rendite nominal %

Inflationsrate %

Rendite real %

4,50 4,50 4,50 4,50

2,00 1,49 1,68 2,63

2,50 3,01 2,82 1,87

*) 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. Sind die Tilgungsperioden für einen Bankkredit kürzer als ein Jahr, dann steigt der Zinssatz und wird als effektiver Zinssatz (effective interest rate) bezeichnet. Dieser kann nach folgender Formel ermittelt werden: m

i   ie = 1 +  − 1  m

Gl. 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

0,08   i e = 1 +  − 1 = 0,0824 ≡ 8,24% 4   4.1.3 Ertragsteuern − Kalkulatorischer Zinssatz

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"


153

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. Kapitalgesellschaften (GmbH, AG) sind Körperschaftsteuerpflichtig. Bemessungsgrundlage für die Körperschaftsteuer (KSt) ist der körperschaftsteuerpflichtige Gewinn einer Kapitalgesellschaft. Das ist der Bruttogewinn (Bruttogewinn = Überschuss aus Einnahmen und Ausgaben abzüglich Abschreibungen). Der Körperschaftsteuersatz auf den Gewinn von Kapitalgesellschaften wurde in der Unternehmensteuerreform von 2008 [EStG] von 25% auf 15% gesenkt, zzgl. Solidaritätszuschlag von 0,83%. Bei Personengesellschaften (OHG, KG) haben die Gesellschafter oder die Unternehmer ein Wahlrecht zwischen der Gewinnbesteuerung mit dem persönlichen Einkommensteuersatz bzw. der Thesaurierungsbesteuerung. Bei der Thesaurierungsbegünstigung sollen Gewinne im eigenen Unternehmen investiert werden. Diese bereits bei Kapitalgesellschaften geltenden Steuervorteile werden nunmehr auf die Personenunternehmen ausgedehnt. Nicht entnommene Gewinne eines Wirtschaftsjahres werden bei Personengesellschaften vorerst nur mit 28,25% zzgl. Solidaritätszuschlag von 0,83% besteuert, bei späterer Entnahme müssen zusätzlich 25% zzgl. Solidaritätszuschlag nach versteuert werden. 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 ist nicht mehr als Betriebsaugabe abzugsfähig. Die Gewerbesteuerzahlung lässt sich wie folgt ermitteln: GewSt = MZ × HSz × GewErtrag

Gl. 4.6

Darin bedeuten: GewStS: Gewerbesteuersatz [%] MZ: Messzahl 3,5%, als Dezimalzahl einzugeben = 0,035 HSz: Hebesatz, als Dezimalzahl einzugeben GewErtrag: Gewerbeertrag

Die Messzahl (MZ) ist für Kapitalgesellschaften einheitlich. Sie wurde in der Unternehmenssteuerreform von 2008 von 5% auf 3,5% gesenkt. Der Hebesatz (HSz) ist von Gemeinde zu Gemeinde unterschiedlich und lag

154


2008 im Mittel bei ca. 400 %. (Liste der Hebesätze und Berechnungsschema siehe Internetseite von [DIHK]). Bei bisher auf Personenunternehmen angewendete Staffelung fällt weg. Gleichzeitig erhöht sich der Anrechnungsfaktor der Gewerbesteuer bei der Einkommenssteuer vom 1,8-fache auf das 3,8-fache. Beispiel 4.3: Berechung der Gewerbesteuer Gewinn: GewSt-Messzahl: GewSt-Hebesatz: Kst-Satz: SolZ:

100 3,5% als Dezimalzahl 0,035 400%, als Dezimalzahl 4,35 15% 0,83% 3,5 400 GewSt = × × 100 = 14 € 100 100

Steuerschuld, gesamt: 15 + 0,83 + 14 = 29,83 €

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 %

Eigenkapital

Anteile Rendite/Zins, nach Steuern Körperschaftsteuer KSt Gewerbesteuer GewSt Solidaritätszuschlag SolZ Summe Steuern Rendite/Zinsen inkl. Steuern Mischsatz, nom. inkl. Steuern ./. Inflationsrate Realer Mischzinssatz, inkl. Steuern

Darin bedeuten: EKA, FKA: EKR, FKZ: KStS; KSt: GewStS; GewSt: EKRst, FKZst: NMZS; RMZS:

Fremdkapital

EKA FKA EKR FKZ KSt = EKR / (1-KStS) 0 GewSt = EKR / (1-GewStS) GewSt=0,5xFKZ /(1-GewStS) SolZ = EKR / (1-SolZS) SolZ = FKZ / (1-SolZS) EKSt = KSt+GewSt+ SolZ FKSt= GewSt + SolZ EKRSt= EKR + EKSt FKZSt = FKZ + FKSt NMZS = EKA x EKRSt + FKA x FKZSt INF RMZS = NMZS - INF

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


155

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. Der kalkulatorischer Zinssatz inkl. Steuern wird bei Kostenrechnungen zur Ermittlung des jährlichen Kapitaldienstes (€/a) benutzt (z.B. mit Hilfe der MS-Excel Annuitätsformel RMZ). Beispiel 4.4: Kalkulatorischer Zinssatz Position

St-Satz

Kapitalanteile EK-Rendite/FK-Zinssatz nach Steuern, nominal

Eigen-

Fremd-

kapital

kapital

35,0%

65,0%

12,00%

6,50%

15,00%

2,12%

0,00%

12,28%

1,68%

0,46%

0,83%

0,10%

0,05%

Rendite / Zinssatz inkl. KSt und GewSt, nominal

15,90%

7,01%

Zwischensumme, gewichtet für EK, FK

5,56%

4,56%

Körperschaftsteuer KSt Gewerbesteuer GewSt *)

3,5% MZ

400% HS

Solidaritätszuschlag

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

10,12% 2,50% 7,43% 7,50% 6,0%

*) Druchschnittlicher GewSt-Hebesatz 2008

Barwertbildung mit nominal oder real Finanzmathematische Berechnungen können entweder mit dem nominalen oder mit dem realen Abzinsungsfaktor (1+Zinssatz/100) durchgeführt werden. Dabei ist folgendes zu beachten: Nicht-inflationsbereinigte Zahlungen werden mit dem nominalen Zinssatz abgezinst. Inflationsbereinigte Zahlungen werden mit dem realen Zinssatz abgezinst. Der Barwert ist in beiden Fällen gleich, sofern der Realzinssatz mit der exakten Formel nach Formel 4.4 bestimmt wurde. Im nachstehenden Beispiel 4.5 wird der Barwert einer künftigen Zahlung nach drei unterschiedlichen Methoden ermittelt. Damit soll bewiesen werden, dass im ersten und im zweiten Fall der Barwert genau gleich ist. Im dritten Fall ergibt sich eine Abweichung.

156

• • •


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

Beispiel 4.5: Abzinsen einer Zahlung "nominal - real" Merkmal

Formel

Wert

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

in r ir = in - r 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

1,045

Zinssatz, real, exakt

ir = qn / p - 1

4,5%

10.000 /1,1510

10.000 2.472

10.000 / 1,1010 3.855 / 1,04510 3.855 / 1,0510

3.855 2.472 2.367

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

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

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

Gl. 4.7

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

S n = k × ∑ q t −1 = k × t =1

qn −1 q −1

157

Gl. 4.8

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 × ∑ qt = k × q × t =1

qn −1 q −1

Gl. 4.9

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

Gl. 4.10

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

S n = BWS = k × ∑ t =1

1 qn −1 = k × qt q n × (q − 1)

Gl. 4.11

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.

158


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

Sn k

k

k

k

t =n

BWS = k × ∑

…….

t =1

1 qn −1 = k × q n × ( q − 1) qt

Barwertsummenfaktor "BWSF": Quotient 1 2 3 ……. n Jahr (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

K0 q n × (q − 1) = K × 0 t =n 1 qn −1 ∑ t t =1 q Annuitätsfaktor an: Quotient (ohne „Ko“) AN =

……. 1

2

3

…….

n

Jahr

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. Sn k

k

k

k

Endwertsumme gleicher Zahlungen (uniform series compound amount) t =n

EWS = k × ∑ q

……. n

n-1

n-2 …….

t =1

1

t

(q =k×

n

)

−1 × q q −1

Jahr 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

k*p

Barwertsumme eskalierender Zahlungen (Present value, series with escalation)

n

t =n

BWSesc= k × ∑

……

t =1

1

2

3

……

n

159

(

)

pt qn − pn × p = k × (q − p) × q n qt

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). S n 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 ) × p (q − 1) =k × × 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. 0

k*p

k*p

1

2

k*p

k*p

Endwertsumme eskalierender Zahlungen in der Vergangenheit (compound amount, series with escalation)

n-1

t =n

…… n

n-1

n-2 …….

EWSesc= k × ∑ pt −n × qt = k × 1

Jahr

t =1

(q − p )×q n

n

q− p

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

160


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: • • •

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 t =0

(

BZ = Σ Aot × q t − Aot t =m

)

161

Gl. 4.12

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 *)

Investitionsausgaben K t

Aufzinsungskoeffizient

t

ohne Bauzinsen

q t = 1,06 **)

BZ=K t x (q t -1)

1,06

Mio €

Mio € -4 -3 -2 -1

0 Prozent

100,0 165,0 160,0 100,0

525,0

t

1,262 1,191 1,124 1,060

-

Bauzinsen

26,25 31,52 19,78 6,00

83,54 15,9%

*) Jahr vor Inbetriebnahme, Jahr" 0" Inbetriebnahmezeitpunkt = Barwertungszeitpunkt **) q =1+ 5/100 =1,05, Jahreszinssatz ohne Ertragsteuern 6%

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.

162


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 Anmerkung: 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 × (q-1) / (q × (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

163

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

;

1

mit der Inflation wachsende Glieder 1,74 ·p

n

inflationsbereinigte Glieder

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

2

3

4

5

Z n

1,92

2,11

2,33

2,57

2,83

Z

1,74

1,74

1,74

1,74

1,74

r

Barwert mit der Infationsrate wachsende Glieder *)

Z n /q n

1,74

1,74

1,74

1,74

1,74

Z r /q r

1,61

1,49

1,38

1,28

1,18

Inflationsbereinigte Glieder **)

Summe der Barwerte von beiden Reihen

BWS

*) 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 ; q n

Zinssatz ; Abzinsungsfaktor, nominal Zinssatz ; Abzinsungsfaktor, real

ir ; q r

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

8,05

a n x BWS

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.

164


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

4.3 Investitionsrechnungsmethoden

165

in den folgenden 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. t =n

(Et − At )

t =1

qt

K0 = −I 0 + Σ

Gl. 4.13

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

K 0 = − I 0 + (E − A) ×

qn −1 q n × (q − 1)

K 0 = − I 0 + BWSF × (E − A)

Gl. 4.14 Gl. 4.15

Hierin bedeuten: Kapitalwert zum Bezugszeitpunkt "0" in € Ko: Investitionsausgaben inklusive Bauzinsen in € Io: Einnahmen am Ende des Jahres t in €/a Et: Ausgaben am Ende des Jahres t in €/a At: Einnahmenüberschuss in €/a (Et-At): 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 (Einnahmen − 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-

166


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 4.1.3) 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

167

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%

Im nachstehendem Beispiel wird die Ermittlung des Kapitalwertes eines Kraftwerkprojektes gezeigt. 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.

168


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 "∆ A 0 " Betriebskosteneinsparungen "∆ 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 = - ∆ A 0 + BWSF x ∆ 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

Σ cm ×

t =1

t =n A WEt = + Σ tt I 0 t =1 q t q

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

Gl. 4.16


169

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

At t =1 q t cm = t =n W Σ Ett t =1 q I0 + Σ

Gl. 4.17

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

variable

erzeugung netto

fixe BetriebsKosten

BetriebsKosten

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 × 10 6 = 41,0 36.326 × 10 3

€ / MWh

170


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 internen Zinssatz auf das Gesamtkapital (IRR on assets) und internen 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 + Σ

t =1

(E

t

)

− At =0 qt

Gl. 4.18

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

qn −1 − I 0 + (E − A ) × n =0 q × (q − 1)

Gl. 4.19

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. Die Berechnung wird solange wiederholt, bis der Kapitalwert Null ergibt: K0 IRR

i1

i2 Zinssatz

Abb. 4.3: Näherungsweise Ermittlung des internen Zinssatzes


171

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 Kraftwerkprojekt 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 = - I o + 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

qn −1 1 = = BWSF t =1 q t q n (q − 1)

t =n

=Σ

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

Gl. 4.20

172


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

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

15

∆ B A i,0

T€/a

-

4.098

5.476

∆I i,0

T€

-

24.000

32.000

- ∆ I i,0 / ∆ B A i,0

-

5,86

5,84

BWSF

-

5,86

5,84

15

Rechnung mit Zielwertsuchfunktion Differenz der Betriebsausgaben Differenzinvestition Quotient Barwertsummenfaktor (Zielzelle) Zu erfüllende Bedingung Diskontierungsfaktor Interner Zinssatz

-

BWSF = -∆ I i,0 / ∆ A i,0

q

-

-

1,150

1,150

IRR= (q - 1) x 100

%

-

14,95%

15,03%

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 - ∆ I i,0 / ∆ B 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

Kommentar: 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 GTVariante die Vorzugsvariante aus der Sicht eines Investors sein.

4.3 Investitionsrechnungsmethoden 4.3.2.3

173

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:

q n × ( q − 1) an = t =n = 1 qn −1 Σ t t =1 q 1

Gl. 4.21

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: • •

•

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 Entstehung, 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.

174


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 als Vorzugsvariante, bei der diese Annuität am höchsten ist. 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 aus Beispiel 4.14 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

Kommentar: 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 jedoch die Varianten GT-HKW und GuD-HKW näherungsweise gleich (IRR ca. 15%).


175

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 = k 0 ×

(q n − p n ) × p (q − 1) × n (q − p) (q − 1)

Gl. 4.22

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 ×

(1,08

)

− 1,0135 × 1,01 (1,08 − 1) 7,05 Mio. € = × (1,08 − 1,01) 1,08 35 − 1

35

(

)

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.

176


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 =

I Kapitaleinsatz = 0 Netto − Einsparung E − A

[a ]

Gl. 4.23

Hierin bedeuten: t: Payback-Zeit in Jahren Kapitaleinsatz in € I0: 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:


• •

177

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.

178


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 (PaybackZeit). Die Maßnahme hat eine Anlaufzeit, d.h. die Einsparungen steigen allmählich und bleiben dann konstant. kalkulatorischer Zinssatz

Kapitaleinsatz € Jahr

Einsparung

0%

8%

18%

Kapitalwert

€/a 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 -25.000

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0%

8%

18%

10

11

-50.000 -75.000 -100.000 -125.000

Abb. 4.4: Kapitalwert und Payback-Zeit

Memo: Schlussfolgerung: Payback-Zeit immer statisch anwenden

4.4 Planerfolgsrechnungsmodelle 4.3.3.2

179

Rentabilitätsrechnung

Bei der Rentabilitätsrechnung wird der durchschnittliche Einnahmenüberschuss pro Jahr bzw. die Betriebskosteneinsparung auf das durchschnittlich gebundene Kapital bezogen 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 E−A × 100 = Kapitalein satz I0

[%]

Gl. 4.24

Die Rentabilität ist somit der Kehrwert der Payback-Zeit. Beispiel 4.22: Rentabilität einer Einsparmaßnahme Kapitaleinsatz: 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-

180


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

181

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.

182


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 berechnet. Bei der Energieerzeugung sind dies größtenteils die Brennstoffkosten. Ihr spezifischer Wert pro produzierter Energieeinheit bleibt praktisch konstant.

4.5 Randbedingungen für Wirtschaftlichkeitsrechnungen

183

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: Anlagekosten • Bautechnik • Maschinentechnik • Elektro- und Leittechnik Ingenieurleistungen für Planung und Überwachung Bauherrenleistungen Bauzinsen Unvorhergesehenes 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. Die Anlagekosten insbesondere bei Kraftwerksprojekten sind in den letzten Jahren wegen der weltweit großen Nachfrage nach neuen Kraftwerken sowie wegen des Anstiegs der Stahlpreise, Kupferpreise und auch der Transportkosten sehr stark gestiegen. 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 4.1.3 in Beispiel 4.4 berechnet.

184


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. Tabelle 4.7: Kalkulatorischer Zinssatz Kapitalgesellschaften Privatbereich

Nominal % 10,0 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 2007 aus den offiziellen Statistiken (siehe Kapitel 1). Zusätzlich zu den Grenzübergangspreisen werden auch Transportkosten bzw. Netznutzungsentgelte für Erdgas berücksichtigt. 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. 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.


185

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

188

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 z.B.: ∆T = 15 K

aber t = 35 °C

0 K = -273,15 °C

Die Temperatur 0 K = -273,15 °C ist die niedrigste Temperatur überhaupt und wird in der Physik als absoluter Nullpunkt bezeichnet. Bei technischen Umrechnungen von wird meistens der Wert 273 verwendet. z.B.: 35 °C = 35 + 273 = 308 K 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. Bei technischen Rechnungen wird meistens das Vielfache kmol benutzt, z.B.: 1 kmol C = 12 kg C; 1 kmol O2 = 32 kg O2; 1 kmol CO2 = 44 kg CO2 Aus den Basiseinheiten und aus der Definition der physikalischen Größen werden durch Division oder Produktbildung alle anderen, so genannten 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 SI-Einheiten sind in der Tabelle 5.3 aufgelistet. Dezimale und Vielfache sind auch Potenzen von Einheiten z.B. • •

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: • • •

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 Newton auf die Fläche von 1 m2 ausübt (1 Pa = 1 N/m2). Diese Einheit ist für technische Anwendungen zu klein. Meistens wird die abgeleitete Einheit "bar" anstelle von "Pa" oder die Vielfachen „kPa“ und "MPa" benutzt. 1

Comité International des Poids et Mesures

5.1 Das internationale Einheitensystem

189

1 bar = 100.000 Pa = 100 kPa = 0,1 MPa 1 Pa = 1 N/m2;

1 kPa = 0,01 bar; 1 MPa = 10 bar

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) 1) Symbol-Name (abgeleitet aus SIBasiseinheiten) m/s

υ

Beschleunigung (acceleration) A

2)

Kraft (force) F

Arbeit und Energie (work, energy) W, E Leistung (power) P

m/s2

N - Newton ( 1N = 1 kg⋅m/s2)

J - Joule J=N⋅m=Wxs (1 J = 1 kgxm2/s2)

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

Definition Geschwindigkeit υ ist der zurückgelegte Weg s in m dividiert durch die Zeit t; υ=s / t Beschleunigung a ist die Änderung der Geschwindigkeit m/s pro Zeiteinheit s; a=υ/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 (pressure) Pa = N/m2 (1 Pa = kgx/ (m s2) ) P 1) abgeleitet aus den Grundeinheiten oder aus anderen abgeleiteten Einheiten 2) Eine besondere Beschleunigung ist die Erdbeschleunigung g = 9,81 m/s2

190


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

Zeichen Symbol µ 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 µm 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: •

• • •

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: N⋅m , m/s , m⋅s-1)

Anmerkung: 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. Wenn es der Klarstellung dient, wird dies auch in diesem Buch so praktiziert.

5.1 Das internationale Einheitensystem

191

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: P=Q⋅p/η W Eingaben: Q = 110 m3/h; p = 12 bar; η = 85% Umwandlung in Grundeinheiten: Q =110 m3/h = 110/3600 m3/s; P =12 bar = 12x105 Pa (=N/m2); η = 0,85 in die Formel P=

110 × 12 × 105 m3 N Nm = 43.137 = 43.137 W = 43,14 kW 3600 × 0,85 s×m 2 s

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. 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/η kW wobei Q in m3/s und p in bar eingegeben werden müssen

P=

100 ×110 × 12 = 43,14 kW 3600 × 0,85

192


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) in 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 (SteinKohleEnheit) 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

193

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 υ, Dichte ρ, innere Energie u, Enthalpie h, Entropie s. Speifische Größen 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 in 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).

194


5.2.1.4 Prozess und Kreisprozess

In einem thermodynamischen Prozess (thermodynamic process) oder einer 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

Anmerkung: Für Gasturbinen werden alle Leistungsangaben nach 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 [kg m/s2 = 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


195

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. Massenströme hingegen werden bei Kreisprozessrechnungen 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 υ in m3/kg ist eine Zustandsgröße. Der Kehrwert des spezifischen Volumens ist die Dichte (density) ρ 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] ρ =1,275x273/(273+t) ρ =1006 - 0,26xt - 0,0022xt2

Der Volumenstrom von Medien bei Kreisprozessrechnungen (z.B. Verbrennungsluft- oder Rauchgasvolumenstrom) wird in m3/s bzw. m3/h, meist 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:

196


Erster Hauptsatz: Die in einem thermodynamisch geschlossenen System (ohne Stoffübergang) zugeführte Wärmemenge Q ist gleich mit der 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 + Wυ ,12

Gl. 5.1

dQ = dU+dW= dU +p dV

Gl. 5.2

oder als Differential

2

mit

dW = p dV bzw.

wυ ,12 = − ∫ p dυ

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 cυ dT U2-U1= m cυ (T2-T1)

Gl. 5.3

cυ 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 υ 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 = 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:


197

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

Gl. 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

Gl. 5.5

Tabelle 5.5: 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. Anmerkung: Es ist sinnvoll bei solchen Aufgaben ein vereinfachtes Wärmeschaltbild des Prozesses zu entwerfen und die Stoffströme und deren thermodynamische Zustandgrößen in Kreuze eingetragen, wie in der nachstehenden Abbildung zu ersehen ist.

198


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/T ≥ 0 kJ/K ds =dq/T ≥ 0 kJ/(kgxK)

Gl. 5.6


199

und daraus für die zu- oder abgeführte Wärme: Q12 = T (S2 - S1)

Gl. 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. Aufgrund des zweiten Hauptsatzes und der Einführung der Entropie als Zustandsgröße ergibt sich durch Umformung der Ungleichung: ds ≤ dq / T der Ausdruck T ≥ ds/dq Der Dritte Hauptsatz besagt, dass der absolute Nullpunkt der Temperatur (T=0 K bzw. t=-273,15°C) durch kein technisches Verfahren erreicht werden kann. Es ist möglich, den absoluten Nullpunkt zu nähern, aber unmöglich ihn zu erreichen. 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

Gl. 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. Lösung: 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

200


Kühlwasser mit einer Temperatur von 15 °C angenommen werden. Die Stromgestehungskosten sind mit 50 €/MWh anzusetzen. 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 = kons tan t T

Gl. 5.9

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

Gl. 5.10 Gl. 5.11


201

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= (Kontrolle der Einheiten:

p × V 25 × 10 5 × 1,5 = = 49,26 kg R × T 259,83 × 293 N m 3 kg K N m kg J kg = = = kg ) J J m2 J K

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

υN =

VM 22,4 = = 0,773 mn3/kg M 28,964

1

ρ N = = 1,293 υ

kg /mn3

202


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 p2 V2 = T1 T2

Gl. 5.12

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

p1 p2 = T1 T2

Gl. 5.13

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

W12 = V1 × ( p1 − p 2 )

Q12 = m × cv × (T2 − T1 )

Gl. 5.14

Isobare: Zustandsänderung bei konstantem Druck V1 V2 = T1 T2

Gl. 5.15

Während der Zustandsänderung ist die technische Arbeit und der Wärmeumsatz:

W12 = 0

Q12 = m × c p × (T2 − T1 )

Gl. 5.16

Isotherme: Zustandsänderung bei konstanter Temperatur

p1V1 = p2 V2

Gl. 5.17

Während der Zustandsänderung ist die technische Arbeit und der Wärmeumsatz:


W12 = m RT1 ln

V1 = − Q12 V2

203

Gl. 5.18

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 V1κ = p 2 V2κ

Gl. 5.19

sowie näherungsweise:

T2  p 2  =  T1  p1 

(κ −1) κ

Gl. 5.20

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

Isentropenexponent κ 1,67 1,40 1,33

Während der Zustandsänderung sind die technische Arbeit und der Wärmeumsatz:

W12 = m c p (T2 − T1 )

Q12 = 0

Gl. 5.21

Eine Adiabate ist eine Zustandänderung bei der, 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.

204


Beispiel 5.7: Umrechnung Abgasvolumen Der 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 V2 = T1 T2

V2 =

bzw.

V2 22.000 = 273 273 + 145

(273 + 145)× 22.000 = 33.685 273

m3/h bzw. 9,36

m3/s

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

4× A

π

=

4 × 0,375 = 0,69 3,14

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 κ=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:

p  T2 = T1  2   p1 

(κ −1) κ

0, 4

 1,1  1, 4 = (110 + 273)   = 293 K = 20 °C  2,8  W12 = mxcpx (T2-T1)xη

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 so genannten Partial-


205

druck pi. Die Summe der Partialdrücke ergibt den Gesamtdruck. Das Gesamtvolumen ist die Summe der einzelnen Volumina der Mischung (gleicher Druck vorausgesetzt). p = Σ pi

V=Σ 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 Σ ri =1

Gl. 5.22

ξi=mi/m und Σ ξi=1

Gl. 5.23

Massenanteil:

Ferner gelten folgende Formeln: Rm=Σ ξixRi

Gl. 5.24

Mm = Σ ( rix Mi)

Gl. 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 ξi %

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) und

206


O2:

M=32 kg/kmol; R=260 J/(kgxK)

Molmasse der Luft: MLuft≈ Σ rixMi =0,79 x 28 + 0,21 x 32=28,84 kg/kmol (exakter Wert : 28,964) Massenanteile: ξ N2 = 0,79x28/28,84= 0,767 ξ O2 = 0,21x32/28,84 = 0,233 Gaskonstante der Luft: R Luft = ΣξixRi =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: • •

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


207

vom Sattdampf (saturated steam). Bei weiterer Wärmezufuhr bleibt der Druck konstant und die Temperatur steigt und es entsteht überhitzter Dampf - Punkt "4" - oder Heißdampf (superheated steam). h-s h-s--Diagramm Diagramm T konstant

Wasser

1

Nassdampf Flüssigkeits -Dampf-Gemisch

Entropie kJ/(kg K) Flüssigkeitswärme

Verdampfungswärme

Überhitzungswärme

Fläche ≡ Wärmemenge bzw. Arbeit

Enthalpie kJ / kg

nt nsta p ko

3

überhitzter Dampf

p, T konstant

KP 221 bar / 374°C

n pu

nt

x= 0,9 0

2

h´ h1

dT

ta ns ko

200°C

80 0, x=

Temperatur K

4

2 (Siedepunkt)

3

h´´

p

KP : 221 bar / 374°C

ko n

sta

nt

4

ar

h4

0,1 2b

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.

208


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

Wegen der besonderen Bedeutung des Wasserdampfes wurden seit Jahren die Zustandsgrößen des Wasserdampfes experimentell ermittelt und auf so genannten Dampftafeln aufgelistet. In dem zuvor erwähnten Mollier- h-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 Damp-


209

fes. Seit Einführung von 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 

Gl. 5.26

4

bar (ts in ° C)

Gl. 5.27

5.2.4 Brennstoffkennwerte 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. Jedoch können, je nach Herkunft und Zusammensetzung der Brennstoffe die tatsächlichen Werte von den in der Tabelle angegebenen Richtwerten abweichen. Die Ermittlung der Brennstoffkennwerte wird im Abschnitt 5.2.5 „Verbrennungsrechnung“ gezeigt.

210


Tabelle 5.10: Kenndaten ausgewählter Brennstoffe, Richtwerte Handels-

Brennstoff

einheit

Brennwert H o MJ

kWh

3,6

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

mn

3

12,75

3,54

Methan CH4

mn

3

39,82

11,06

Erdgas L

mn

3

35,20

9,78

Erdgas H Propan, flüssig C3H8

mn

3

41,30

11,47

-

12,61 10,85 11,75 -

Heizwert H u MJ

kWh

pro Einheit

L min

V Af

3

mn pro

mn pro

3

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 -

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 -

10,78

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

2,38

0,79

2,88

0,96

35,88

9,97

9,52

0,96

10,50

1,05

31,80

8,83

8,40

0,95

9,40

1,06

37,30

10,36

9,80

0,95

10,90

1,05 1,00

kg 3 mn

50,34

13,98

46,12

12,81

11,78

0,92

12,77

Propan, gasförmig C3H8

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

mn

3

133,78

37,16

123,57

34,33

30,94

0,90

33,44

0,97

Hochofen-Gichtgas

mn

3

3,41

0,95

3,34

0,93

0,64

0,69

1,51

1,63

Konvertergas

mn

3

8,28

2,30

8,23

2,29

1,54

0,67

2,21

0,97

Koksofengas

mn

3

20,94

5,82

18,64

5,18

4,58

0,89

5,32

1,03

Grubengas

mn

3

29,87

8,30

26,91

7,48

6,90

0,92

7,90

1,06

Klärgas Deponiegas

mn 3 mn

3

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-


211

Fortsetzung Tabelle 5.10: Kenndaten ausgewählter Brennstoffe, Richtwerte V Atr

CO 2_max V Atr /

mn3 pro

%

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 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

7.6.5 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. we-

328 7 Kraftwerke, Technik und Kosten

sentlich höhere spezifische Investitionen als Kohlekraftwerke und auch als Kernkraftwerke erfordert. In der Tabelle 7.27 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. Tabelle 7.27: 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 3.530 4.970 2.200 2.970 2.230 3.040 1.030 1.300

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: • •

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) schreibt eine Abnahme und Vergütungspflicht für Strom aus Wasserkraft durch die Netzbetreiber vor. Die Vergütungssätze, sind in Abschnitt 3.2.4.3 „Vergütungssätze für EEGStrom, Tabelle 3.6 zu ersehen.

7.7 Windkraftanlagen

7.7

329

Windkraftanlagen

7.7.1 Physikalische Grundlagen

Windkraftanlagen (WKA) nutzen die kinetische Energie des Windes zur Erzeugung von mechanischer Energie bzw. zur Stromerzeugung. Die Leistung des Windes ist direkt proportional zur dritten Potenz der Windgeschwindigkeit und zum Quadrat des Durchmessers der senkrechten Anströmfläche nach der Formel: P = π xρ xd2 xw3 / 8000 [kW] ρ: d: w:

Gl. 7.9

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 = cpxπxρx d2x w3 / 8000 [kW]

Gl. 7.10

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, ρLuft=1,2 kg/m3). P=0,593xπx1,2x602x103/(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-shoreAnlagen. Die mittlere Windgeschwindigkeit wird in Windatlanten für eine festgelegte Höhe über Grund in freien Lagen angegeben z.B. [windatlas]. Die Windgeschwindigkeit steigt aber mit der Höhe nach einem logarithmi-


schen Gesetz. Neben dem Durchmesser des Rotors ist deswegen auch die Nabenhöhe eine maßgebende Größe für die Leistung einer WKA. 7.7.2 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. 7.28 gezeigt. Die wichtigsten Systemkomponenten sind Rotor, Gondel mit Generator und ggf. Getriebe, der Turm, das Fundament und die Netzeinbindung (weiterführende Literatur [BV-Windenergie], [Gasch, Twele], [Hau]) .

Quelle: [Hau, Windkraftanlagen]

Abb. 7.28: 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


331

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 der Drehzahl des Rotors; sie werden über einen Gleichstromzwischenkreis mit nachgeschalteten Umrichtern für die Abgabe an das Netz umgerichtet. Fundament: Der Flächenbedarf einer einzelnen Windkraftanlage ergibt sich im Wesentlichen durch die Abmessungen des Fundaments. Als Faustformel gilt ca. 200 m2 pro 1 MW. Für eine WKA mit 2 MW elektrischer Leistung hat das Fundament die Abmessungen 20x20 m. Bei Windparks sind allerdings zur Vermeidung vom gegenseitigen Windabschatten Mindestabstände einzuhalten. Als Faustformel für den Mindestabstand gilt der fünffache Rotordurchmesser. 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. 7.7.3 Kenngrößen von Windkraftanlagen

Die Leistung von Windkraftanlagen ist abhängig von der jeweiligen Windgeschwindigkeit. Diese Abhängigkeit wird durch die Leistungskennlinie, wie in der Abb. 7.29 für eine WKA 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 Nenn-


leistung 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

Leistungsbeiwert

0,50

1800

600 400

0,10

200 0

0,00 1

3

5

7

9

11

13

15

17

19

21

23

25

Windgeschwindigkeit m/s Leistung

Leistungsbeiwert

Abb. 7.29: Leistungskennlinie einer WKA

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 so genannte 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 so genannte 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. Wenn ein günstiger Standort gefunden ist, wird dort nicht nur eine Windkraftanlage gebaut, sondern ein ganzer Windpark (wind farm) aus mehreren WKA errichtet. In der Tabelle 7.28 sind die technischen Daten von Windkraftanlagen eines namhaften Herstellers zu ersehen. Technische Daten anderer Hersteller sind in deren Internetseiten oder im Magazin [Wind Energy Market] des Bundesverbandes WindEnergie e.V. zu finden.


333

Tabelle 7.28: Technische Daten von Windkraftanlagen Merkmal Typ

Einheit

Technische Daten

-

E - 33

E - 44

E - 48

E - 53

E - 70

E - 82

kW

330

900

800

800

2.300

2.000

Rotordurchmesser

m

33,4

44/33

48

52,9

71

82

Nabenhöhe

m

44/50

45/55

50/56/65/76

73

Nennleistung

64/85/98/113 78/85/98/108

Anlagenkonzept

-

Erste Installation

-

2004

2007

getriebelos, variable Drehzahl, Pitchregelung 2004

2006

2003

2005

Anzahl installierte Turbinen

-

54

36

1.248

261

1.756

194

876

1.521

1.810

2.198

3.959

5.281

Rotor: Blattanzahl: Überstrichene Fläche

m

3 2

Blattmaterial Drehzahl variabel

GFK (Epoxidharz); integrierter Blitzschutz U / min

18 - 45

Dez 34

Blattverstellung

16 - 32

Dez 29

6 - 21,5

Generator

-

Netzeinspeisung

-

Wechselrichter

Bremssysteme

-

3 autarke Blattverstellsysteme mit Notversorgung

-

aktiv über Stellgetriebe, lastabhängige Dämpfung

Windnachführung: Abschaltwindgeschwindigkeit Referenzeertrag für System mit Nabenhöhe Vollbenutzungsstunden

6 - 19,5

Einzelblattverstellsystem direktgetriebener Synchron-Ringgenerator

m/s

28 - 34

kWh /a

759.685

k.A.

1.949.417

2.193.868

4.867.629

m

50

k.A.

76

73

113

6.261.919 108

h/a

2.302

k.A.

2.437

2.742

2.116

3.131

Quelle: [Enercon] [Wind Energy Market]

7.7.4 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:


• • •

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. 7.30 - angegebenen Formel erfolgen. Bei der Ertragsberechnung geht man von einer statistischen Windgeschwindigkeitsverteilung, der sogenannten "Rayleigh-Verteilung"1, aus. In der Verteilungsfunktion - Abb. 7.31 - ist nur die jahresmittlere Windgeschwindigkeit als Eingabe notwendig. 7,5

Windgeschwindigkeit m / s

7,0

6,5

HN z0 wN = wB × HB ln z0 ln

6,0

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. 7.30: Windgeschwindigkeit - Höhenprofil

1

Die Rayleigh-Verteilung ist ein Spezialfall der Weibull-Verteilung mit k=2


335

Die statistische Rayleigh-Windgeschwindigkeitsverteilung errechnet sich nach der in der Abb. 7.31 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

tv R =8.760 ×

700 600 500

π 2

×

w × e (−(π / 4 )× ( 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. 7.31: Statistische Windgeschwindigkeitsverteilung

Die Ertragsberechnung erfolgt dann durch Multiplikation der zugehörigen Werte der Leistung (kW) aus der Leistungskennlinie - Abb. 7.29 - und der zugehörigen Dauer der Windgeschwindigkeit (h/a) aus der Geschwindigkeitsverteilung -Abb. 7.31-. So ergeben sich Teilerträge (kWh/a) bei der einzelnen Windgeschwindigkeit, wie aus der Tabelle 7.29 und aus Abb. 7.32 zu ersehen. Durch Aufsummierung der einzelnen Teilerträge ergibt sich der Jahresertrag. Tabelle 7.29: Ertragsberechnung mittlere Windgeschwindigkeit in 30 m Höhe: Verfügbarkeit Nabenhöhe: mittlere Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe: wN m/s 0 1 2 3 4 kW P el 0 0 2 18 56 h/a 0 325 614 838 979 t W el MWh 0 0 1 15 53

5,5 m/s 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

Summe, Jahresertrag MWh Vollbenutzungsstunden h/a

25 Zwischen2050 summe 0 886 0

4.339 2.116


In Abb. 7.32 wird für den Referenzstandort nach dem ErneuerbarenEnergien-Gesetz [EEG] die Ertragsberechnung in graphischer Form gezeigt. 2.200

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

Energieertrag MWh

Leistung in kW

1.600

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. 7.32: Leistung und Energieertrag einer WKA

Zum Zwecke der Festlegung der Vergütungsdauer wurde im EEG ein fiktiver Referenzstandort festgelegt, dessen Windprofil wie folgt definiert ist: • • •

Mittlere Jahreswindgeschwindigkeit in 30 m Höhe: 5,5 m/s Mittlere Rauhigkeitslänge z0 am Standort: 0,1 m 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. 7.33 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

337

5,4 120

Nabenhöhe m Vollbenutzungsstunden h / a Jahresmittlere Windgeschwindigkeit m /s

Abb. 7.33: 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 Magazin des Bundesverbandes Windenergie [Wind Energy Market] werden die Referenzerträge der Windenergieturbinen aller namhaften Hersteller angegeben. 7.7.5 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 7.30. - ist kaum eine Kostendegression mit steigender Leistung festzustellen. Die


Preisangaben, auch bei derselben Leistungsklasse, steigen allerdings mit der Nabenhöhe und dem Rotordurchmesser. Tabelle 7.30: 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. • • •

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

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: • •

Kosten der Windkraftanlage (100%) und Nebenkosten als prozentualer Aufschlag auf die WKA-Kosten ab Werk.

Eine gründliche und detaillierte Darstellung der Kostenstrukturen und Investitionsausgaben von Windkraftanlagen sind im Buch von Erich Hau „Windkraftanlagen − Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit“ 4. Auflage 2008 zu finden [Hau]. In der nachstehenden Tabelle 7.31 wird die Zusammensetzung der Investitionsausgaben für zwei BinnenlandWindparks gezeigt:


339

Tabelle 7.31: 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 Investitionsausgaben Preis Windkraftanlagen Aufstellungsbezogene Kosten *) Gesamtinvestitionsausgaben spezifisch In Prozent Preis Windkraftanlagen Aufstellungsbezogene Kosten Gesamtinvestitionsausgaben Quelle: Erich Hau, Windkraftanlagen, 2008

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% 100% % 30% 41% % 130% 141% *) Als Gesamtsumme wiedergegeben

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. In der Tabelle 7.32 ist die Investitionsschätzung für einen Binnenland (onshore) Windpark aus 45 WKA mit jeweils 2 MW zu ersehen. Durch den drastischen Anstieg der Stahl- und Kupferpreise werden dabei um 15% höhere Investitionsausgaben gegenüber 2005 angesetzt. Tabelle 7.32: Investitionsschätzung, Onshore-Windpark 45x2 MW Windpark-Komponente WKA ab Werk, 45 à 2 MW Fundamente Netzanbindung, 110 kV

Investitionsaufwendungen €/kW Mio. € Prozent 978

88,0

64

5,7

100,0% 6,5%

117

10,6

12,0%

Erschließung, Transport, Montage

29

2,6

3,0%

Planung, Genehmigung

49

4,4

5,0%

Finanzierung, Sonstiges

88

7,9

9,0%

1.325

119,2

135,5%

Summe 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 7.33 für die Betriebskosten angegeben: Tabelle 7.33: 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 7.34 werden die Stromgestehungskosten eines 90 MWOnshore-Windparks ermittelt. Tabelle 7.34: Stromgestehungskosten 90 MW Onshore-Windpark Position Technische Randbedingungen Elektrische Leistung der WKA Anzahl der WKA Energieertrag pro WKA Gesamtleistung des Windparks Parkwirkungsgrad Stromerzeugung Stromeigenbedarf Stromeinspeisung ins Netz Vollaststunden 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

Einheit

Zahlenwert

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

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

Position

Einheit

Investitionsausgaben WKA ab Werk Fundament Netzanbindung Erschließung, Transport, Montage Sonstiges, Unvorhergesehenes 3,5% Planung, Genehmigung 3,0%

Mio. € Mio. € Mio. € Mio. € Mio. € Mio. € Mio. €

Zahlenwert 119,2 88,0 5,7 10,6 2,6 4,4 7,9

€ / kW

1.292

1.000 € 1.000 € 1.000 € 1.000 € 1.000 € 1.000 € 1.000 € 1.000 €

6.114 596 670 1.550 834 954 840 670

Kapitaldienst

1.000 €

11.693

Gesamtjahreskosten

1.000 €

17.807

€ / MWh

93,17

spezifische Investition Betriebskosten 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


341

In der Tabelle 7.36 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 2009 wird für Onshore-Anlage, die in 2009 in Betrieb gehen, eine Anfangsvergütung von 9,2 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, 5,02 ct/kWh. Die Länge der Vergütungsdauer für obige Anlage wird in Tabelle 7.35 ermittelt. Der Ertrag der einzelnen WKA entspricht etwa dem Referenzertrag. Sowohl die Anfangs- als auch die Mindestvergütung nimmt aber ab 1.1.2010 und für jedes nachfolgende Inbetriebnahmejahr um 1% 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 7.36. In den letzten 3 Jahren wird nur die Mindestvergütung gewährt, die nicht auskömmlich ist, was zu einer Unterdeckung führt und das Betriebsergebnis wird negativ. Tabelle 7.35: 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

342 7 Kraftwerke, Technik und Kosten Tabelle 7.36. 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€/a T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a T€/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

./. Abschreibungen ./. Fremdkapitalzinsen Ergebnis vor Steuern ./: Gewerbesteuer ./. Körperschaftsteuer Ergebnis nach Steuern

T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a

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

103,7 Mio € Investition 67,4 Mio € Investition 388 % Hebesatz 25% KSt-Satz

1

2

5

6

7

7.7.6 Ausbauperspektiven der Windenenergie

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 so genannten 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 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.


343

Fortsetzung Tabelle 7.36 8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

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 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

Die Studie basiert auf folgender Prognose des Windenergieausbaus (Stand 2004, 16.543 WKA, 16.628 MW): Tabelle 7.37: Prognose des Windenergieausbaus, dena-Studie 2005 Onshore Jahr MW

Repowering (Zuwachs) MW

Offshore

Summe

MW

MW

-

-

2004

16.628

2007

21.264

504

651

16.628 22.419

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. • •

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, zum Beispiel in Zusammenhang mit dem Stromhandel, notwendig.

Die Investitionen hierfür betragen ca. 1,1 Mrd. € bis 2015 bzw. ca. 57 €/kW WKA-Leistung.


•

• • •

•

•

Bedenken bestehen, ob der Bau dieser Trassen mit der derzeitigen Genehmigungspraxis realisierbar ist. Entsprechende Gesetzesänderungen zur Vereinfachung der Genehmigungspraxis sind jedoch im Gange bzw. bereits beschlossen. 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.


345

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346 7 Kraftwerke, Technik und Kosten [IEC 61215] DIN EN 61215 (VDE 0126-31): Terrestrische Photovoltaik-(PV) Module mit Silizium-Solarzellen – Bauarteignung und Bauartzulassung (IEC 61215:2005), International Electrotechnical Commission − IEC [KPRO]Kreisprozesssimulationsprogramm, Fichtner GmbH &Co KG, Stuttgart [LGA-BW] Landesgewerbeamt Baden-Württemberg, Informationszentrum für Energiefragen, Stuttgart [MEPS] MEPS International Ltd, www.meps.co.uk [Nava, Flagsol] Paul Nava, Präsentation AndaSol-Projekt [PV-Leitfaden] Ralf Haselhuhn, Claudia Hemmerle u.a., Leitfaden Photovoltaische Anlagen, 3. Auflage 2005 [PVGIS] European Communities, Photovoltaic Geographical Information System, http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps3/pvest.php [Quaschning] Volker Quaschning, Regenerative Energiesysteme, 5. aktualisierte Auflage 2007 [RK-NRW] Konzeptstudie Referenzkraftwerk Nordrhein-Westfalen, VGBPowerTech, Februar 2004 [Sandor] Sandor O. Pálffy, Wasserkraftanlagen, Expert Verlag, RenningenMalmsheim, 2006 [Solar Millenium] Solar Millennium AG, Erlangen, Germany, www.solarmillenium.de [Solarserver] Das Internetportal zur Sonnenenergie, http://www.solarserver.de/ [Strauß] Karl Strauß Kraftwerkstechnik zur Nutzung fossiler, regenerativer und nuklearer Energiequellen, Springer 2002 [Staedler] Martin Steadler, Regenerative Energiesysteme, FHTW − Fachhochschule für Technik und Wirtschaft Berlin, Fachbereich 2, http://www.fhtwberlin.de/documents/Fachbereiche/Fachbereich_2/bui/Staedler/PV_Effekt.pdf [STEAG] virtuelles Kraftwerk/ www.steag.de/steagde/kraftwerk/ [von König, Jehle] Felix von König, Christoph Jehle, Bau von Wasserkraftanlagen, C.F. Müller-Verlag, Heidelberg, 2005 [WADAEXL] Wasserdampfstoffdaten-Software für EXCEL. Prof. Dr.-Ing.habil. J.-J. Kretschmar, Dr. -Ing. I. Stöcker, Hochschule Zittau/Görlitz (FH) [Wagner] Andreas Wagner, Photovoltaik Engineering, 2. bearbeitete Auflage 2006, Springer − VDI [Wagner, Energiefakten 2003] [email protected] [Windatlas] Windatlas, www.etec-owl.de/wind/windatlas.htm, /www.geo-net.de/ [Wind Energy Market] 18. Auflage 2007/2008, Bundesverband Windenergie e.V. [Windpower] Danish Wind Industry Association, www.windpower.org [WNA] World Nuclear Association, www.world-nuclear.org

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: • • •

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

Abb. 8.1: Energieumwandlungsprozesse, Prinzipschaltbilder

348

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 mit dem Kondensatorkühlwasser allerdings große Mengen Energie an die Umgebung verloren. Getrennte Erzeugung Gas 1,14 MWh

Kohle 1,50 MWh Kondensationskraftwerk

Kessel

η = 88 %

η = 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

349

Bei der gekoppelten Erzeugung von Strom und Wärme oder Kraft-WärmeKopplung "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


350

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

351

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: • • • • •

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.

352


8.2 Heizkraftwerke 8.2.1 Verbrennungsmotor-Blockheizkraftwerke 8.2.1.1 Aufbau und Funktionsweise

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 − Module − mit 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 so genannten Drei-WegeKatalysatoren mit Lambda-Sonde, wie Fahrzeugmotoren, ausgerüstet. Größere Motoren arbeiten stattdessen mit einem Brennstoff-Luft-

8.2 Heizkraftwerke

353

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 Energieverbrauch 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: • •

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.

354


Lieferumfang Lieferumfang (genaue (genaue Spezifikation, Spezifikation, siehe siehe Quelle): Quelle): BHKW-Modul, BHKW-Modul, Schalldämpfung, Schalldämpfung, Katalysator, Katalysator, Schmierölversorgung, Schmierölversorgung, Schaltschrank, Schaltschrank, Be-und Be-und Entlüftung, Entlüftung, Transport Transport und und Montage, Montage, Inbetriebnahme 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 VDMA 1998; 1998; VDI-Richtlinie VDI-Richtlinie 4680 4680 Quelle: BHKW-Kenndaten 2005

Abb. 8.7: Preise für Instandhaltungsvertrag für Erdgas-BHKW

8.2 Heizkraftwerke

355

8.2.2 Gasturbinen-Heizkraftwerke 8.2.2.1 Aufbau und Funktionsweise

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 Kessel

2 Gasturbinensätze

HEL

G

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


356

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 beträchtlich. 1.200

Lieferumfang: Gasturbine, Generator Brennstoff Erdgas Lufteinlass mit Filter und Lärmschutz Abgasschornstein Starter und Steuerung, Grundausstattung konventionelles Brennersystem fertigmontiert auf Gestell, FOB US$ 2007, 1 US$ = 0,73 € (ØJan.-Oct)

Spezifischer Preis US$ / kW (ISO)

1.100 1.000 900 800 700 600 500

Richtwerte für Zuschläge auf FOB - Preis: 5% Transport 10% Montage 10% Bauteil+Sonstiges 10% Zweistoffbrenner

400 300 200

-

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

45,0

50,0

55,0

60,0

Leistung MW (ISO)

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 8.2.3.1 Aufbau und Funktionsweise

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: • •

Gegendruckanlagen Entnahme-Kondensationsanlagen

8.2 Heizkraftwerke Gegendruckanlage

Entnahme-Kondensationsanlage

Hochdruckdampf

Hochdruckdampf

HDKessel

Kond.Turbine

Brennstoff

HD-

G

MW Turbine

GD-

Turbine

MW

HDKessel

357

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 dabei sowohl ein reiner Kondensationsbetrieb als auch ein reiner Gegendruckbetrieb 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 mit Holz (ausführliche Behandlung der Thematik siehe [Leitfaden Bioenergie]).

358


8.2.3.3 Investitionen und Betriebskosten

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 mechanischbiologischer Abfallbehandlung (MBA) ist nur möglich, wenn erhöht kohlenstoffhaltiges Material abgeschieden wird. Dieses ist dann als Ersatzbrennstoff zu verwerten. Anlagen zur Verbrennung von Ersatzbrennstoffen

8.2 Heizkraftwerke

359

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 8.2.4.1 Aufbau und Funktionsweise

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 Industriebetrieben 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

360


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. 1.000

Spezifischer Preis US$ / kW (ISO)

950

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

900 850 800 750 700

Richtwerte für Zuschläge auf FOB - Preis: 5% Transport 10% Montage 10% Bauteil 30% Sonstiges

650 600 550

US$ 2007: 1 US$ = 0,73 €

500 450

Quelle. Gasturbine World, 2007/2008

400 0

50

100

150

200

250

300

350

400

Leistung MW (ISO)

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

361

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 β

Leistungskosten β x c L,el

Arbeitskosten β 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 nachdem wie viel Kondensationsstrom erzeugt wird, der Gesamtwirkungsgrad Werte zwischen 35% und 85% annehmen kann. Er hat damit keine Aussagekraft über die thermodynamische

362


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

ηTotal

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

ηg, KWK σ P,KWK β P,KWK

El. Kondensationsleistung Brennstoffwärmeleistung Kondensationswirkungsgrad

Pel, Kond. QBr, Kond.

ηKond.

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.


363

Der Wirkungsgrad „η“ (efficiency) eines beliebigen Energieumwandlungsprozesses ist der Quotient aus der Summe der nutzbar abgegebenen Energiemengen und dem Brennstoffenergieeinsatz bei stationärem Volllastbetrieb 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 „ς“ 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:

Pel , KWK + Qth, KWK

KWK-Gesamtwirkungsgrad:η g , KWK =

QBr , KWK

KWK- Energienutzungsgrad: ς g , KWK =

Wel , KWK + Wth , KWK WBr , KWK

[-]

Gl. 8.1

[ -]

Gl. 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: η Kond =

Kond.-Energienutzungsgrad:

ς Kond =

Pel , Kond QBr , Kond Wel , Kond WBr , Kond

[-]

Gl. 8.3

[-]

Gl. 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

η g , KWK

+

Pel , Kond

η Kond

[kW]

Gl. 8.5

bzw. über den Energienutzungsgrad für die Berichtszeit eines Jahres:

WBr , ges = WBr , KWK + WBr , Kond =

Wel , KWK + Wth , KWK

ς g , KWK

+

Wel , Kond

ς Kond

[kWh/a]Gl. 8.6


364

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 σ (electricity-to-heat-ratio) ist das Verhältnis des durch die ausgekoppelte Wärme erzeugten KWK-Stroms bezogen auf die ausgekoppelte Wärmemenge.

σ P , KWK =

Pel , KWK Qth , KWK

Wel , KWK  kWhel   kWel    bzw. σ W , KWK =   Wth , KWK  kWhthh   kWth 

Gl. 8.7

Die Kennzahl σ 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-


365

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. Anmerkung: 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: Gekoppelte und ungekoppelte 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 KWKEnergienutzungsgrad 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: σ = 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 β (electricity-loss-ratio), auch als Arbeitswert bekannt, ist der Quotient aus der durch die Wärmeauskopplung verursachten Stromeinbuße gegenüber Kondensationsbetrieb bezogen auf die ausgekoppelte KWK-Wärmemenge.

366

βP =


∆Pel , Kond  kWel  Wel , Kond  kWhel     bzw. β W =  Qth , KWK  kWth  Wth , KWK  kWhth 

Gl. 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 =

βP η Kond

 kWBr  βW   bzw. wBr = ς Kond  kWth 

 kWhBr     kWhth 

Gl. 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 Entnahme-Kondensationsanlage. Sie ist gleich der elektrischen Leistung beim Mischbetrieb Pel,M plus der Summe der Produkte aus Stromverlust-


Kennziffern βi und ausgekoppelter Wärmemengen Qth, auskopplungen bei den einzelnen Druckstufen.

Päqu . el ,Kond = Pel , M + Σ( β P ,i × Qth , KWK ,i )

367

KWK, i

der Wärme-

[kW]

Gl. 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

ηäqu., 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 σ plus Stromverlust-Kennziffer β, 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 σ. Die Stromverlust-Kennziffer β ist als Energie in der ausgekoppelten Wärme enthalten (siehe Flussdiagramme). Aus der Abbildung können folgende Beziehungen zwischen den Kennzahlen abgeleitet werden:

368


Der Brennstoffverbrauch ist in beiden Betriebsmodi gleich und beträgt:

q Br =

σ P + βP 1+ σ P = η Kond η g , KWK

[kW]

Gl. 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 =

σ +β η Kond

Entnahme-Kond.- HKW 100% Kond.- Modus Hochdruckdampf

Kondensat- Rauchgasabwärme Verluste

qBr Kondensations-Modus

Brennstoff Hochdruckq Br = Kessel ( σ + β ) / η kond

HDTurbine

p kond = σ + β Kond-Strom

Kondturbine

pkond=

σ+β

q Br =

q th = 0

1+σ η g , KWK

Entnahme-Kond.- HKW 100% KWK - Modus

p KWK = σ KWK-Strom

Hochdruckdampf

qBr RauchgasVerluste

G

Brennstoff q Br = Hochdruck(1 + σ ) / η g, KWK Kessel

KWK- Modus

HDTurbine

Kondturbine

G

StromverlustKennziffer β

β

pKWK =σ

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.

σP =

η Kond − β P × η g , KWK η g , KWK − η Kond

βP =

[kWel / kWth]

η Kond (1 + σ ) − σ P ...[kWel / kWth] η g , KWK

Gl. 8.12

Gl. 8.13


369

Es wird nochmals darauf hingewiesen, dass sich die Kennzahlen mit dem Index Kond 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:

σ η Kond

=

1+σ

η g , KWK

Gl. 8.14

Das Symbol ηKond steht hier für ungekoppelte Stromerzeugung, 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 σ, β, ηKWK und ηKond durch Kreisprozessrechnungen ermittelt worden und werden in graphischer Form dargestellt. Hierzu noch folgende Erläuterungen: Die Stromkennzahl σP 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 ηg, KWK gilt das gleiche, er bleibt jedoch gleich, wenn sich der Auskopplungsdruck nicht ändert. Beide Kennzahlen sind unabhängig vom Kondensationsdruck. Die Stromverlust-Kennziffer βP 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 ηäqu,Kond ist von allen Prozessparametern einschließlich Kondensationsdruck abhängig. Richtwerte für beide Wirkungsgrade ηg, kWK und ηäqu.-Kond sind für die untersuchten Anlagen in der Tabelle unterhalb der Abbildungen angegeben.


370

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 Vermerk: Reihenfolge der Anlagen wie in der Legendenblase und Pfeilrichtung

0,00 0

1

2

3

4

5

6

7

Zwischenüberhitzung

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 %

η

0,035 0,055 0,075 0,095 0,115 0,135 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


371

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 σ oder β 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):

βP =

hE − hKond η mTGG ´ hE − hKond

[kWel / kWth]

Gl. 8.15

Hierin bedeuten: hE: Enthalpie des ausgekoppelten Dampfes (kJ/kg) hKond: Enthalpie des Kondensationsdampfes (kJ/kg) h´Kond: Sättigungsenthalpie des Kondensats (kJ/kg) ηmTGG: 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 Kond.-Enthalpie h Kond Sättigungsenthalpie h´ Kond.

3 bar 0,035 bar

164 °C 88%

Annahmen mech. Wirkungsgrad, Turbine-Generatorsat η m Kondenationswirkungsgrad η äqu,- Kond *) KWK-Gesamtwirkungsgrad η g, KWK *) Rechnung Stromverlustkennziffer, siehe Formel **) Stromkennzahl, siehe Formel **)

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

*) In Anlehnung an Tabelle in Abb. 8.16

**) Formeln: β P = hE − hKond η m,TGG hE − h´Kond

σP =

η Kond − β P × η g , KWK η g , KWK − η Kond

0,189 0,333

372


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 beiden Dampfauskopplungen 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

β 12 bar β 6 bar aus Abbildung 9.18 η g, KWK ∆P el = ß 12bar x Q 12bar + ß 6bar x Q 6bar P el.-äqu.-Kond = P el, M, netto + ∆P el η el, -äqu- Kond. = P el, äqu.-Kond / Q Br σ 12bar = (η Kond - ß 12bar x η g, KWK ) / (η g, KWK - η Kond ) σ 6bar = (η Kond - ß 6bar x η g, KWK ) / (η g, KWK - η 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 = σ 12bar x W th, 12bar + σ 6bar x W th, 6bar W el.-Kond.-netto = W el, M, netto -W el, KWK ∆ W el = ß 12bar x W th, 12bar + ß 6bar x W th, 6bar W el, äqu.-Kond, netto = W el, M, netto + ∆ W el W Br = W Br, Kond + W Br, KWK W Br, Kond. = W el,-Kond.-netto / η el.-äqu.-Kond . W Br, KWK = ( W th, 12bar + W th, 6bar + W el, KWK ) / η g, KWK η 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.


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 / kW th

1,30

0,300 0,280 0,260

Stromverlust-Kennziffer

1,20

bei p kond = 0,35 bar

0,240 0,220 0,200

1,10

GuD 130 MWel

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

373

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 im 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

η 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%

η g,- KWK

84,9%

80,2%


374

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 [GasturbinenKenndaten] 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. Tabelle 8.3: Kennzahlen ausgewählter EG-BHKW Motor-Fabrikat

Elektrische

Wärme-

Brennstoff-

elektrischer

Gesamt-

Strom-

Leistung

leistung

einsatz

Wirkungsgrad

wirkungsgrad

kennzahl kW el/kWth

Pel

QN

QBr

ηel

ηges

kW

kW

kW

%

%

Ford VSG 413

8

16

30

27%

80%

MAN GE 0824

33

58

100

33%

91%

0,500 0,569

MAN E 2866 E

52

87

157

33%

89%

0,598

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 B+V 18 PC 2-5 V DFs

4.563 8.380

4.950 7.905

10.470 19.900

44% 42%

91% 82%

0,922 1,060

Quelle: ASUE-Veröffentlichung BHKW-Kenndaten 2001

Brennstoff:Erdgas

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 8.4: 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 ηel 10/25

wirkungsgrad ηges 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

QN

(140°) : Wärmeleistung bei Abgasabkühlung auf 140 °C

Quelle: ASUE-Veröffentlichung Gasturbinen-Kenndaten


375

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

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

ηg, KWK

Pel, Kond. Pel, KWK Pel, M σP ; βP Qth

ηTotal

σW ; βW Griechische Symbole Stromverlust-Kennziffer in kWel / kWth; kWhel / kWhth Β W

ζ η Σ

∆ Σ

Energienutzungsgrad Wirkungsgrad Stromkennzahl in kWel / kWth;. kWhel / kWhth Differenzzeichen Summenzeichen

376

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: • • • •

das Stromäquivalenzverfahren (auch Arbeitswertverfahren) 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 dem 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

377

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 β der ausgekoppelten Wärme mit den spezifischen Stromgestehungskosten cel des Kraftwerkes für reinen Kondensationsstrom multipliziert, um die spezifischen Wärmegestehungskosten zu ermitteln.

cw = β cel

Gl. 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 wird 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 β

MWh / a kWhel / kWht h

Dampfkosten *) Spez. Leistungskosten, Dampf

c L,D = β x c L,el

€ / (kW*a)

Spez. Arbeitskosten, Dampf

c A,D = β 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


378

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 in 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

Leistungskosten, Strom

c L,el

€ / (kW*a)

117,00

Arbeitskosten, Kond.-Strom

c A,el

€ / MWh

21,00

Wärmelieferung, Höchstlast

Q max

MW

Angaben

davon aus unterem 1 bar- Heizkondensator

%

75 50%

W FW

MWh / a

Stromverlustkennziffer, 3 bar- Dampf

β 3bar

% kWhel / kWht h

0,235

Stromverlustkennziffer, 1 bar-Dampf

β 1bar

kWhel / kWht h

0,125

Leistung 50% 1 bar / 50% 3 bar

β L =0,5xβ 1bar + 0,5xβ 3bar

kWhel / kWht h

0,180

Arbeit 70% 1 bar / 30% 3 bar

β A =0,7xβ 1bar + 0,3xβ 3bar

kWhel / kWht h

0,158

c L,FW = β L x c L,el

€ / (kW*a)

21,06

c A,FW = β A x c A,el

€ / MWh

3,32

C FW =C L,FW +C A,FW C L,FW =c L,FW x Q max

T€ / a

3.321

T€ / a

1.580

T€ / a

1.742

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

C A,FW =c A,FW x W FW c FW

*) ohne Kosten für Auskopplungseinrichtungen und Antransportleitung zum Fernwärmenetz

€ / MWh

6,33


379

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: • • • • •

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.

380


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

β 12 bar

kWhel / kWhth

0,252

Stromverlust-Kennziffer, 6 bar

β 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 = β 12bar x Q 12bar

MW

18,5

Äquiv. Kond.-leistung, 6 bar-Dampf

P äqu, .6 bar = β 6bar x Q 6bar

MW

äquivalente Stromerzeugung Stromerzeugung, Entnahme-Kond., netto

W äqu.,Kond W MN

MWh / a MWh / a

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

22,5

c L, D = β 12bar x c L,el

€ / (kW*a)

62,21

c A, D = β 12bar x c A,el

€ / MWh € / MWh

7,01 18,33

Leistungskosten, 6 bar-Dampf

c L, D = β 6bar x c L,el

€ / (kW*a)

53,82

Arbeitskosten, 6 bar-Dampf Mischkosten, 6 bar-Dampf

c A, D = β 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


381

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]

Gl. 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.


382

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: • • • • •

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

12,2 MW

243,8 MW 279

321 305

279

# 595 542 °C

4,5

bar / 180 °C 6,59 2811 4,5 178

G

AbhitzeKessel 2 GT

28,15 12 6,94 3.150 279

G

358

25,0 t / h 20,4 MW 23 bar / 358 °C

70

MW

15°C

23

131 127

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

°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.


383

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

384


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. Kraft-Wärme-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: • • • •

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%


385

Aufteilung der Energiegestehungskosten Position Strom 23bar Dampf 12bar Dampf 4,5bar Dampf Summe ****)

Leistungskosten *) Gesamt spezifisch € / (kW*a) T€ / 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 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

386


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.


387

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 in der Stromspitzen auftreten können, stromorientiert betrieben wer-

388


den. 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 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 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 kW kW kW

389

Wert 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 angewandt, welches auch die Höhe der Druckstufe bei der Kostenaufteilung berücksichtigt. Hierbei wird generell in zwei Schritten vorgegangen: •

Im ersten Schritt wird die Kostenaufteilung zwischen Strom und Wärme ohne Berücksichtigung der Druckstufe der Auskopplung vorgenommen.

390

•


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 βi (zu entnehmen z.B. aus Abb. 8.16 nach der Formel: ∆W el.-i = βixWth.-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 × Wth.−i Σ (∆Wel .−i )

[€ / MWh]

Gl. 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 Σ (∆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: • •

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

• •

391

Die Anwendung des kalorischen Verfahrens kann nur in Ausnahmefällen erfolgen; und dann auch nur in abgewandelter Form. Das Restwertverfahren findet bei Anlagen Verwendung, die primär der Wärmeversorgung dienen und deren Stromgestehungskosten hoch sind im Vergleich zu den gleichwertigen Fremdstrombezugkosten.

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 wurde aus Abb. 8.16 entnommen.

392


Position

Einheit

Wert

Energieerzeugung

MW el

Strom, Leistung, netto Strom, Arbeit, netto

7000 h/a

12 bar - Dampf

β

6 bar - Dampf

β

12 bar

= 0,274

W

6 bar

= 0,239

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

∆ W el.- 12 bar = β 12 bar x W

6 bar - Dampf

∆ W el.-6 bar = β

6 bar

xW

t h.- 12 bar t h.- 6 bar

∆ W gesamt = ∆ W el.-12 bar + ∆ 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 = ( ∆ W el.-12 bar / ∆W gesamt ) x C W / W th, 12 bar c w-6 bar = ( ∆W el.-6 bar / ∆W 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, 2007/2008 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 wie-

394

9 Energietransport und -verteilung

der auf niedrigere Spannungen transformiert und an die Verbraucher übergeben. Das Verbundnetz besteht deshalb aus mehreren Netzebenen mit unterschiedlichen Betriebsspannungen. Im Allgemeinen wird zwischen Übertragungs- und Verteilungsnetz und folgenden Netzebenen − Abb. 9.1 − unterschieden: • Höchstspannung (HöS) mit Betriebsspannungen von 220 kV und 380 kV • Hochspannung (HS) mit Betriebsspannungen > 60 bis < 220 kV • Mittelspannung (MS) mit Betriebsspannungen zwischen 6 und ≤ 60 kV • Niederspannung (NS) mit einer Betriebsspannung von 0,4 kV

Abb. 9.1: Prinzipschaltbild, Verbundnetz

9.1 Stromübertragung und -verteilung

395

Das Bindeglied zwischen den unterschiedlichen Netzebenen sind die Transformatoren in den Umspannwerken und in den Ortsnetzstationen. 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

396


sein. Der Netzanschluss kann direkt am übergeordneten Netz oder an der Unterspannungsseite eines Transformators erfolgen. Die Anschlussstelle ist von großer Bedeutung für die Berechnung der Netznutzungsentgelte. 9.1.1.2 Gleichstromübertragungssysteme

Bei 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: • Stromübertragung für Entfernungen über 600 km, z.B. zur Anbindung von entfernten Wasserkraftwerken an das Drehstromübertragungsnetz wie Itabu und Cabora Bassa. • Für See-Kabel mit mehr als 30 km Länge, wie z.B. zwischen Deutschland und Schweden. • Anbindung von Offshore-Windparks an das Drehstromnetz des Festlandes. • 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 mit nur einem Leiter auskommen, als Rückleiter dient das Seewasser. 9.1.2 Systemkomponenten von elektrischen Netzen

Die Haupt-Systemkomponenten [Elsässer]von elektrischen Netzen sind: • • • •

Transformatoren Schaltanlagen Freileitungen Kabel


397

Für den sicheren und zuverlässigen Betrieb dieser Systemkomponenten sind außerdem eine Reihe von Hilfs- und Schutzeinrichtungen erforderlich wie: • Netzschutz- und Erdungseinrichtungen • Systeme zur Sammlung, Übertragung und Verarbeitung von Betriebsdaten und Schaltbefehlen • Einrichtungen für die Überwachung der Systemkomponenten • 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.

Trafo, 380/ 110 kV, 40 MVA

Abb. 9.2: Transformator

Die Lebensdauer von Transformatoren ist stark abhängig von der Menge der Laständerungen und von der Außentemperatur. Nach einer Faustre-

398


gel 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: • Konventionelle Freiluftschaltanlagen • Konventionelle Innenschaltanlagen • Gasisolierte (GIS) Schaltanlagen bestehend aus metallgekapselten Einheiten isoliert mit Schwefel-Hexafluorid SF6 oder Luft

245 kV Trennschalter

Quelle: Siemens

145-kV Innenschaltanlage

Abb. 9.3: Freiluftschaltanlage und Innenschaltanlage

Innenschaltanlagen und GIS werden insbesondere bei beengtem Platzangebot und bei ungünstigen Umweltbedingungen wie Meeresnähe, Wüstenklima, Industriegebieten etc. verwendet. Die wichtigsten Komponenten von Schaltanlagen sind:


• • • • • •

399

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. Erdungsschalter sind Trennschalter, die einen Teil der elektrischen Installation während Wartungsarbeiten auf Erdpotential stellen. Nur so ist ein gefahrloses Arbeiten möglich.

400


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 und Anfälligkeit für aggressive Umweltbedingungen wie Blitzschlaggefahr und Eislast. Die Verlegung von neuen Trassen stößt deshalb auf geringe Akzeptanz bei der Bevölkerung.

230 kV

380 kV

4 x 380 kV

Abb. 9.5: Freileitungsmasten

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.


401

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: • Die Übertragungsleistung von Freileitungen ist bei gleichem Leitungsquerschnitt wegen der besseren Wärmeableitung um den Faktor 2 bis 2,5 höher als diejenige von Kabeln. • Die Kurzschlussfestigkeit und Belastungsfähigkeit von Freileitungen ist wegen der besseren thermischen Eigenschaften wesentlich besser. • 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: • für Niederspannung • für Mittelspannung

gleich 1 bis 2 Mal höher

402


• Für Hochspannung • Für Höchstspannung

3 bis 8 Mal höher 20 bis 30 Mal höher

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.


403

Tabelle 9.1: Strukturmerkmale der Übertragungsnetze 2006 Strukturmerkmal Fläche des Netzgebietes Stromkreislänge, Freileitungen Stromkreislänge, Kabel inst. Leistung der Umspannstellen

Einheit 1000 km2 km km MVA

EnBW

EON

RWE

Vattenfall

34,6

138,8

128,6

109,0

3.607

10.640

11.306

9.450

3

10

13

70

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

Netzverluste, einschl. Umspannung

%

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 2006 UCTE 350 2.200

Netzhöchstlast GW (ca.) Stromerzeugung TWh/a (ca.) Deutsches Stromnetz Stromkreislänge 1.000 km Anzahl Transformatoren Nennleistung GVA

NS 1.067 -

MS 493 557.700 268

Deutschland 77 632 HS 75 7.500 260

HöS 36 1.100 311

Gesamt 1.671 566.300 839

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, siehe Tabelle 9.3.

404


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 2007 Merkmal Netzhöchstlast

Einheit

Wert

GW

77,8

TWh

680,9

öffentliche Kraftwerke

TWh

527,0

industrielle Anlagen

TWh

51,7

private Einspeiser

TWh

57,9

Einfuhr

TWh

44,3

Stromverbrauch

TWh

680,8

Inlandsverbrauch

TWh

541,0

Ausfuhr

TWh

63,3

Netzverluste, Pumpstrom, Eigenverbrauch

TWh

76,5

Stromaufkommen, insgesamt, brutto

Quelle: BMWi,

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.


405

Frankreich Tschechien Dänemark Österreich Schweiz Schweden Belgien Niederlande Polen -

Quelle: VDN

2,5

5,0

7,5

10,0

Import 46,1 TWh

12,5

15,0

17,5

Export 66,0 TWh

20,0

22,5 TWh

Abb. 9.8: Stromaustausch mit den Nachbarländern 2006 9.1.4 Netzzugang und Netznutzung bei Stromnetzen 9.1.4.1 Pflichten der Netzbetreiber

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. 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:

• • • •

Frequenzhaltung Spannungshaltung Betriebsführung Versorgungswiederaufbau nach Störungen

406


Die den Netzbetreibern entstehenden Kosten zur Erbringung der Systemdienstleistungen werden im Rahmen der Netznutzungsentgelte den Kunden in Rechnung gestellt. Die Systemdienstleistung "Frequenzhaltung" ist Aufgabe der vier Übertragungsnetzbetreiber im Rahmen ihrer Verantwortung für einen zuverlässigen Betrieb in ihren „Regelzonen“ (siehe Abschnitt 9.1.4.4 "Regel- und Ausgleichsenergie"). Die übrigen Systemdienstleistungen 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: • UCTE-Regeln zur primären und sekundären Frequenz- und Wirkleistungsregelung • Der Transmission Code Kooperationsregeln für die deutschen Übertragungsnetzbetreiber, Deutsche Verbundgesellschaft − DVG 2003. • Distribution Code, Regeln für den Zugang zu den Verteilungsnetzen • Metering Code 2004 9.1.4.2 Grundlagen der Netznutzung − Bilanzkreise

Die Netznutzung durch Letztverbraucher und Lieferanten von Letztverbrauchern setzt die Bildung von Bilanzkreisen voraus. Innerhalb einer Regelzone sind nach § 4 StromNZV von einem oder mehreren Netznutzern Bilanzkreise zu bilden. Ein Bilanzkreis umfasst alle Einspeisungsund Entnahmestellen der bilanzkreisbildenden Netznutzern oder jeweiligen Lieferanten innerhalb eines Übertragungsnetzes. Für jeden Bilanzkreis ist von den bilanzkreisbildenden Netznutzern gegenüber den jeweiligen ÜNB ein Bilanzkreisverantwortlicher (BKV) zu benennen. Der BKV 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. Der jeweilige Übertragungsnetzbetreiber ist der Bilanzkoordinator. Der BKV übernimmt als Schnittstelle zwischen den Netznutzern und Übertragungsnetzbetreibern die wirtschaftliche Verantwortung für Abweichungen zwischen Einspeisungen und Entnahmen eines Bilanzkreises (siehe auch 9.1.4.3 und 9.1.4.4). 9.1.4.3 Fahrpläne und Standardlastprofile

Im liberalisierten Energiemarkt erfolgt der Einsatz der Kraftwerke und der Betrieb der Netze auf der Basis von Fahrplänen, die von den Bilanzkreis-


407

verantwortlichen (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]:

• •

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 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.


408

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. 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.


409

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 9.1.4.4 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: • den Ausfall von Erzeugungseinheiten • den Ausfall oder die Zuschaltung größerer Lasten • Abweichungen zwischen prognostizierter und tatsächlicher Last Es ist Aufgabe der Übertragungsnetzbetreiber, das Gleichgewicht zwischen Einspeisung und Entnahme in ihrer Regelzone durch geeignete 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.

410


Quelle: /Verstege/

Abb. 9.11: Prognostizierte und tatsächliche Last

Frequenz f

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.

ÜNB: Übertragungsnetzbetreiber; BKV: Bilanzkreisverantwortlicher Quelle: Vortrag Dipl.- Ing. Claus Hodurek, DVG/VND-Fachtagung

Abb. 9.12: Zusammenspiel der einzelnen Regelungsarten

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, zwi-


411

schen 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 müssen 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. 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.

412


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. 9.1.4.5 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. 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


413

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]). 9.1.4.6 Bestimmung der Netznutzungsentgelte

In § 21 des EnWG werden die Anforderungen zur Bestimmung der Entgelte für den Zugang zu den Elektrizitätsversorgungsnetzen, kurz Netznutzungsentgelte "NNE", umrissen. In § 21a werden anschließend die Grundregeln für eine später einzuführende Anreizregulierung beschrieben. Die Methodik zur kostenorientierten Bestimmung der NNE wird in der Stromnetzentgeltverordnung − [StromNEV] − vorgegeben. Nachstehend wird ein Überblick über die Grundsätze der Entgeltbestimmung gegeben. Die Bestimmung der NNE erfolgt nach dem Netzpunkttarif in folgenden Schritten: • 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 • Entwicklung von Gleichzeitigkeitsfunktionen für jede Netz- und Umspannebene und Ableitung eines Leistungs-/Arbeitspreissystems für die Entgelte 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.

414


Tabelle 9.5: Jahreskosten der Netzebenen Kosten der Netzebene

Datenbasis

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

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

Kosten der Netznutzung

*) Baukostenzuschüsse (BKZ), aktivierte Eigenleistungen, Netzanschlusskosten, Zinsen u. Beteiligungserträge etc. **) FKQ:Fremdkapitalquote; EKQ: Eigenkapitalquote ***) bis zur Einführung der Anreizregulierung

Abrechnung

Messung

Hausanschlussleitungen und Hausanschlüsse

NS-Netz

Umspannung MS/NS

MS-Netz

Umspannung HS/MS

HS-Netz (110 kV)

UmspannungHöS/HS

HöS-Netz (380 und 220 kV)

Kostenträger

Systemdienstleistungen

Hauptkostenstellen

Höchstspannungsebene HöS Umspannungsebene HöS/HS Hochspannungsebene HS Umspannungsebene HS/MS Mittelspannungsebene Umspannungsebene MS/NS Niederspannungsebene

Abb. 9.13: Kostenzuordnung auf die Hauptkostenstellen

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)


415

Die Wälzung der Kosten 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. 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)]

Gl. 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, siehe Abb. 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: Σ (Pi x gi) = Pges Summe der Netzentgelte = Summe der Kosten 1,00

g2

0,80 0,70

Geradengleichungen

0,60

g 1 = 0,1 +

0,50 0,40

2500 h / a

Gleichzeitigkeitsgrad g

0,90

g1

0,30

0, 6 T 2.500

g 2 = 0,58 +

0,42 T 8.760

0,20

Vollbenutzungsstunden h / a

Abb. 9.14: Gleichzeitigkeitsfunktion

8760

8000

7000

6000

5000

4000

3000

2000

0,00

1000

0,10

416


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 ΣP

U, HS / MS

= 800 MW E

HS

P H,HS = 966 MW ; g HS = 0,92 = 1000 x 60 / 966 = 62,11 € / kW a)

Σ 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 ΣP : 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 ΣP MS = 750 MW HöS : Höchstspannung ΣP 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)

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 = E HS × PH , HS [€ /a]

0,6   NNE i = 63,8 ⋅ PH , i ⋅  0,1 + T = 6,38 ⋅ PH , i + 0,0153 PH , i T 2.500   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


417

Für Messung und Abrechnung sind für jede Netzebene getrennte Entgelte zu bestimmen. Netzbetreiber sind verpflichtet, ihre Netzentgelte auf ihren Internetseiten zu veröffentlichen. 9.1.5 Genehmigung der NNE − Anreizregulierung

Nach § 23a des EnWG bedürfen Entgelte für den Netzzugang der Genehmigung. Zuständige Netzregulierungsbehörde ist die Bundesnetzagentur − BNetzA sowie Landesbehörden für EVUs, an deren Stromnetz weniger als 100.000 Kunden angeschlossen sind. Die Genehmigung muss mindestens 6 Monate vor Inkrafttreten der NNE beantragt werden. Die Genehmigung wird auf der Grundlage der Kosten einer Betriebsführung, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen, erteilt (Vergleichsverfahren). Sie wird befristet erteilt und ggf. mit dem Vorbehalt des Widerrufes. Sie kann auch an Bedingungen und Auflagen verbunden werden. Die BNetzA ist berechtigt in regelmäßigen Abständen Vergleiche der Kosten der Entgeltbildung hinsichtlich einer effizienten Betriebsführung vorzunehmen. Die BNetzA wurde in § 21a EnWG 2005 aufgefordert, ein Konzept zur Durchführung einer Anreizregulierung auszuarbeiten, auf dessen Grundlage eine Rechtsverordnung erlassen wird. Nach Vorlage dieses Konzeptes wurde die Anreizregulierungsverordnung − ARegV − von der Bundesregierung und dem Bundesrat verabschiedet und ist am 6. November 2008 in Kraft getreten [ARegV]. Sie gilt sowohl für Strom- als auch für Gasnetze. Die erste Regulierungsperiode beginnt am 1. Januar 2009, eine Regulierungsperiode dauert fünf Jahre. Grundgedanke der Anreizregulierung ist, die bestehenden Effizienzunterschiede bei den Netzbetreibern abzubauen, indem sich die zulässige Höhe der NNE für eine Gruppe vergleichbarer Netzbetreiber an dem jeweils effizientesten Netzbetreiber dieser Gruppe orientiert. Demnach müssen die Netzbetreiber der Gruppe durch schrittweise Effizienzsteigerung ihre Erlöse aus den NNE dem Niveau des effizientesten Anbieter angleichen. Der Effizienzvergleich wird nach den Vorgaben in den §§ 12 bis 14 und den in Anlage 3 der ARegV aufgeführten Methoden durchgeführt. Die ARegV beinhaltet in § 4 die Vorgabe von Obergrenzen für die Höhe der Gesamterlöse aus NNE unter Berücksichtigung von Effizienzsteigerungen. Das Ausgangsniveau der Erlösobergrenze wird von der BNetzA durch Kostenprüfung ermittelt. Die Kostenprüfung erfolgt auf der Grundlage der Daten des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres vor Beginn der ersten Regulierungsperiode. Die Bestimmung der Erlösobergrenze für den

418


jeweiligen Netzbetreiber erfolgt unter Anwendung der Regulierungsformel gemäß § 7 Anlage 1. Maßgebend sind dabei die beeinflussbaren Erlöse. Die Differenz zwischen den zulässigen Erlösen und den tatsächlichen Erlösen eines Netzbetreibers unter Berücksichtigung der Mengenentwicklung wird von der BNetzA jährlich in einem Regulierungskonto verbucht. Übersteigen die Erlöse die Erlösvorgabe des letzten abgeschlossenen Kalenderjahres um 5% bei Strom und 10% bei Gas, müssen Anpassungen der NNE unverzüglich vorgenommen werden − § 5 Abs. 3. Umgekehrt darf der Netzbetreiber bei Unterschreitung der Obergrenze zusätzliche Erlöse erwirtschaften. Netzbetreiber, an deren Elektrizitätsverteilungsnetz weniger als 30.000 Kunden bzw. an deren Gasnetz weniger als 15.000 Kunden angeschlossen sind, können an den vereinfachten Verfahren nach § 24 Abs.2 teilnehmen.

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 einem Druck von bis zu 200 bar betrieben. Entfernungen bis von zu 1.000 km sind heute Stand der Technik.

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

419

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

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. Die Ferntransportleitungen werden i.d.R. in Volllast betrieben. Zum Mengenausgleich zwischen Einspeisung und Verbrauch werden Unterta-

420


gespeicher (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, als Sole entnommen und meistens ins Meer abgeleitet wird. Die Kavernen sind zylinderförmig und können Durchmesser bis zu 80 m und Höhen zwischen 50 und 400 m erreichen. Die Verbindungsglieder zwischen den Netzebenen sind Gasdruckregelund Messstationen (GDRM). Sie umfassen Druckreduzierstation, Messund 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 bemerkt 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.

• • •

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. Bei Ortsnetzen werden auch verschiedene Arten von Gasspeichern [siehe Cerbe] wie Scheibenbehälter (Gasometer), Kugelspeicher, Röhrenspeicher oder Flüssiggas-Luftmischanlagen eingesetzt. Auch das örtliche


421

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 LNGTerminals 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 Erdgas-

422

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

Ljubljana Bucharest Rovigo La Spezia Belgrade Fos-sur-Mer Krk Sofia Madrid Barcelona Rome Bilbao

Lisbon Sines

Valencia

Brindisi

Huelva Cordoba

Marmara Ereglisi Athens

Cartagena Algiers

Izmir

Tunis

Quelle: E.on - Ruhrgas

Abb. 9.16: Europäisches Erdgasverbundnetz

Quelle: Verbundnetz Gas AG

Abb. 9.17: Überregionale Erdgasleitungen und Speicher

verbrauchs in Deutschland (ca. 1.100 TWh/a rund 110 Mrd. m3). Über 20 Untertagespeicher befinden sich im Auf- oder Ausbau oder in der Planung.


423

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 ihrem 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 = λ

ρl 2 w 2D

Gl. 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:

424

9 Energietransport und -verteilung  l w12 Tm  ∆p = p1 1 − 1 − λ  D R T1 T1  

Gl. 9.3

[bar ]

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

λ l w12 Tm 2 D R T1 T1

[bar ]

(wobei Tm/T1 ≅1)

Gl. 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:  8λ  l  D =  2  π R p1 ⋅ T1 ⋅ ∆p 

0, 2

 p n ⋅ Vn ⋅ T1  Tn 

  

0, 4

[m]

Gl. 9.5

Darin bedeuten: Anfangsdruck, absolut in bar p1: ∆p: Druckverlust in Pa (= N/m2) λ: 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) Eintrittstemperatur in K T1: mittlere Temperatur in K T m: Temperatur im Normzustand (1,013 bar) Tn: Volumenstrom in Normzustand mn3 /s Vn:

Durch Einsetzen der Umrechnungskoeffizienten für die Einheiten und bei Annahme eines mittleren Wertes von λ= 0,02 gewinnt man schließlich folgende Zahlenwertgleichung für die Ermittlung des vorläufigen Durchmessers:   l  D = 1,77 ⋅   p1 ⋅ ∆p ⋅ T1 ⋅ R 

0, 2

⋅ (Vn ⋅ T1 )

Darin sind die Variablen wie folgt einzusetzen: p1: Anfangsdruck in bar (absolut) ∆p:Druckverlust in bar T1: Anfangstemperatur in K R: Gaskonstante J/(kg K) Vn: Norm-Volumenstrom in mn3/h

0, 4

mm

Gl. 9.6


425

Die Reibungszahl kann für turbulente Strömung, was bei Volllastbetrieb quasi immer der Fall ist, nach folgender Formel berechnet werden.

λ= (1,14 - 0,87 LN(k/D))-2.

Gl. 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 ⋅ ⋅ ⋅  

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: p ⋅ V T 1,013 ⋅ 7.222 (273 + 12) V 1= n n 1 = ⋅ = 293,75 m 3 / h ≡ 0,082 m 3 / s p1 Tn 26 273 Anfangs-Strömungsgeschwindigkeit: w1 =

4 ⋅V 1 4 ⋅ 0,082 = = 6,18 m / s 2 3,14 ⋅ 0,13 2 π ⋅D

Rohrreibungszahl: λ = (1,14 − 0,87 LN (0,5 / 130)) −2 = 0,028 2 2 Druckverlust: ∆p = p1 λ ⋅ l w1 = 26 ⋅ 0,028 ⋅ 2500 ⋅ 6,18 = 1,97 bar 2 ⋅ D R ⋅ T1 2 ⋅ 0,13 ⋅ 475 ⋅ (273 + 12)

Ferntransportleitungen werden üblicherweise für einen spezifischen Druckverlust von 0,1 bar/km ausgelegt. Im Inland kann wegen der kürze-

426


ren 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 m n / 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 m n / 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. 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 € bis


427

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. 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


428

Ersatzbrennstoff umzuschalten, wenn die Erdgaslieferung unterbrochen wird.

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 9.2.4

Netzzugang und Netznutzung bei Gasnetzen

9.2.4.1 Grundlagen des Netzzugangs

Grundlage des Systems für den Netzzugang zu den Erdgasnetzen und für die Entgeltbildung ist das „Entry-Exit Netznutzungsmodell“ nach § 20 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes. Betreiber von Gasversorgungsnetzen müssen Einspeise- und Ausspeisekapazitäten (in Nm3/h oder in kWh/h) anbieten, die den Netzzugang ohne Festlegung eines transaktionsabhängigen Transportpfades möglich machen. Transportkunden ist außerdem zu ermöglichen, Ein- und Auspeisekapazitäten unabhängig voneinander in unterschiedlicher Höhe und zeitlich voneinander abweichend zu buchen − § 4 Abs. 3 GasNZV. Der Netzzugang zu örtlichen Verteilnetzen erfolgt abweichend von den o.g. Regelungen nach einem transaktionsunabhängigen Punktmodell, d.h. durch die Buchung einer Ausspeisekapazität. Die Abwicklung des Zugangs erfolgt nach der so genannten „ZweiVertrags-Variante“. Für den Netzzugang ist ein Einspeise- und ein Ausspeisevertrag erforderlich, auch wenn der Zugang über mehrere über Kupplungspunkte miteinander verbundene Netze erfolgt.


429

Zur einer konsequenten Umsetzung des Modells fordert das Gesetz außerdem die Bildung von Marktgebieten und eine umfassende Kooperationspflicht zwischen den Netzbetreibern. Die wichtigsten Regelungen zum Netzzugang bei Gasnetzen sind in den beiden Verordnungen sowie in der Kooperationsvereinbarung zwischen den Netzbetreibern enthalten: • • •

Verordnung über den Zugang zu den Gasversorgungsnetzen (Gasnetznutzungsverordnung − „GasNZV“) vom 25. Juli 2005 Verordnung über Entgelte für den Zugang zu den Gasversorgungsnetzen (Gasnetzentgeltverordnung − „GasNEV“) vom 25. Juli 2005 Vereinbarung über die Kooperation zwischen den Betreibern von Gasversorgungsnetzen, Änderungsfassung vom 29. Juli 2008 − „KOV II“

9.2.4.2 Marktgebiete − virtueller Handelspunkt

Im Gegensatz zum Strom existiert für Erdgas kein zusammenhängendes Verteilungsnetz in Deutschland. Historisch haben die Transportnetzbetreiber ihre Netze um Versorgungsschwerpunkte ausgebaut und nach und nach angrenzende Gebiete erschlossen. Darüber hinaus gibt es in Deutschland verschiedene Erdgasarten, wie H-Gas und L-Gas, die nicht vermischt werden dürfen und in separaten Netzen transportiert werden. So entstand im Laufe der Zeit eine Vielzahl von Erdgasverteilungsnetzen, die dazu auch verschiedenen Eigentümern gehören. Verbindungen zwischen den Netzen auch der gleichen Gasqualität sind oft entweder nicht vorhanden oder bilden einen Engpass für den Gastransport zwischen den Netzen. Als Folge dieser strukturellen Hindernisse und Engpässe hat man das deutsche Erdgasnetz im Zuge der Liberalisierung in Marktgebiete unterteilen müssen. Ein Marktgebiet ist eine Verknüpfung von verschiedenen über Netzkopplungspunkte miteinander verbundenen Teilnetzen, in denen ein Transportkunde gebuchte Kapazitäten nach dem Entry-Exit-System an Ein- und Ausspeisepunkten flexibel nutzen kann. Marktgebiete sind das Analog zu den Regelzonen im Strommarkt. Jedes Marktgebiet verfügt über einen virtuellen Handelspunkt, an dem Gasmengen nach vorher erfolgter Einspeisung und vor der Ausspeisung innerhalb des Marktgebietes gehandelt werden können. Innerhalb des Marktgebietes können Entries den Exits beliebig zugeordnet werden und Gasmengen zwischen den verschiedenen Bilanzkreisen übertragen werden. Der virtuelle Handelspunkt ist keinem physischen Ein- oder Ausspeisepunkt zugeordnet und ermöglicht es Käufern und Verkäufern, ohne Kapazitätsbuchung Gas zu kaufen bzw. zu verkaufen.

430


Gastransporte zwischen angrenzenden Marktgebieten werden durch die Buchung von Ein- und Ausspeisekapazitäten an Netzkoppelpunkten des abgebenden und des aufnehmenden Netzes abgewickelt. Entsprechende Abwicklungsregeln sind in §§ 23 bis 25 sowie §§ 35 und 36 der Kooperationsvereinbarung festgelegt. Die Netzbetreiber eines Marktgebietes benennen einen marktgebietaufspannenden Netzbetreiber. Dieser ist in den meisten Fällen ein Ferngasnetzbetreiber. Er bezieht Erdgas von ausländischen bzw. inländischen Gasproduzenten oder von anderen Marktgebieten und verteilt es auf die im Marktgebiet nachgelagerten Teilnetze. Er hat unter anderem die Pflicht zur Führung des jeweiligen Marktgebietes. Er muss Transportkunden die Bildung von Bilanzkreisen ermöglichen sowie Engpässe durch die in der GasNZV vorgesehenen Maßnahmen überbrücken. Er übernimmt auch die Rolle des Bilanzkreisnetzbetreibers (BKN) und hat durch geeignete Maßnahmen für eine ausgeglichene Bilanz zwischen Ein- und Ausspeisungen aus den Netzen zu sorgen. Seine Funktion ist analog zu denen des Übertragungsnetzbetreibers bei Stromnetzen. Von den anfänglich neunzehn Marktgebieten sind durch Zusammenlegung vierzehn entstanden. Ziel ist es, sie mittelfristig auf 10 zu reduzieren. Die Namen der Marktgebiete sowie entsprechende Karten sind auf der Website des BDEW zu finden [BDEW]. 9.2.4.3 Buchung von Kapazitäten

Transportkunden müssen Ein- und Ausspeisekapazitäten buchen, damit das Gas seinen Bestimmungsort erreichen kann. Netzbetreiber sind verpflichtet, ihre Ein- und Ausspeisepunkte mit den entsprechenden Kapazitäten und Entgelten auf ihren Websites im Internet zu veröffentlichen. Damit Kapazitäten gebucht werden können, muss allerdings in den entsprechenden Punkten freie Kapazität vorhanden sein. Die Netzbetreiber bieten im Internet einen gemeinsamen Kapazitäts- und Entgeltrechner (KuER), mit dem entsprechende Informationen für alle Entry und Exit Punkte im Netz abgefragt werden können. Transportkunden können sich dort Informationen beschaffen und ggf. Kapazitäten buchen und Netzentgelte berechnen. Auch wenn keine freien Kapazitäten im Internet als verfügbar angezeigt werden, kann der Transportkunde eine verbindliche Anfrage auf den Erwerb von Kapazitäten an den Netzbetreiber richten, um Möglichkeiten für die Realisierung des Transports auszuloten. Einbindung von Speichern: Für die Einspeicherung in einen Speicher oder für die Ausspeicherung aus einem Speicher hat der Transportkunde mit dem Netzbetreiber, an dem der Speicher physisch eingebunden ist, einen Einspeise- bzw. einen Ausspeisevertrag zu schließen (§ 38 KOV).


431

9.2.4.4 Kapazitätsentgelte − Entgeltgenehmigung

Die Berechnung der Kapazitätsentgelte wird nach der Methode zur Bestimmung der Entgelte für den Zugang zu den Gasnetzen in den §§ 4 bis 18 der Gasnetzentgeltverordnung − GasNEV − geregelt. Darüber hinaus wird auch in § 6 der Kooperationsvereinbarung zwischen den Netzbetreibern eine Umsetzungshilfe gegeben. Bei der Berechnung werden, wie beim Strom (siehe Abschnitt 9.1.4.6), die Kosten bzw. Entgelte vorgelagerter Netze auf die nachgelagerten Netze gewälzt. Betreiber von überregionalen Gasfernleitungsnetzen sind nach § 3 Ab.2 vorerst und bis zur Verabschiedung einer entsprechenden Verordnung von Regelungen zur Entgeltberechnung nach den §§ 4 bis 18 ausgenommen, wenn ihr Fernleitungsnetz einem wirksamen oder potentiellen Wettbewerb ausgesetzt ist. Diese Regelung ist allerdings umstritten. Die Ein- und Ausspeiseentgelte sind Kapazitätsentgelte in €/(m3/h) oder in €/(kWh/h). Sie beziehen sich in der Regel auf zwölf aufeinander folgende Monate. Darüber hinaus bieten die Netzbetreiber auch unterjährige Verträge sowie Verträge für unterbrechbare Lieferung. Die Kapazitätsentgelte sind aus den Internetseiten der Netzbetreiber zu entnehmen. Wie bereits erwähnt, bieten die Netzbetreiber hierzu den gemeinsamen Kapazitäts- und Entgeltrechner − KuER − auf der Website von BDEW. Die Kapazitätsentgelte werden ab dem 1. Januar 2009 nach den Regeln der Anreizregulierung festgelegt und genehmigt. Diese wurde im Abschnitt 9.1.5 beschrieben und gilt sowohl für Strom als auch für Gas. 9.2.4.5 Bilanzkreismanagement

Durch den Einspeisevertrag ist der Netzbetreiber verpflichtet, das vom Transportkunden am Einspeisepunkt bereitgestellte Erdgas in das Netz aufzunehmen. Durch den Ausspeisevertrag verpflichtet sich der Netzbetreiber, das in das Netz eingespeiste Erdgas dem Transportkunden am Ausspeisepunkt mit der vereinbarten Kapazität bereitzustellen. Im liberalisierten Gasmarkt bilden Transportkunden und Lieferanten, wie beim Strommarkt, Bilanzkreise. In einem Bilanzkreis werden die Einund Ausspeisepunkte der betreffenden Transportkunden bzw. Lieferanten zusammengefasst und bilanziert. Für jeden Bilanzkreis ist von den bilanzkreisbildenden Netznutzern gegenüber den jeweiligen Bilanzkreisnetzbetreiber (KKN) ein Bilanzkreisverantwortlicher (BKV) zu benennen. Der Bilanzkreisverantwortliche ist der Vertragspartner des Bilanzkreisnetzbetreibers und ist damit für die operative Abwicklung und den wirtschaftlichen Betrieb des Bilanzkreises verantwortlich.

432


Am Tag vor der Belieferungen muss der BKV die Ein- und Ausspeisemengen aller Ein- und Ausspeisepunkte seines Bilanzkreises auf Stundenbasis zusammenfassen und beim zuständigen Netzbetreiber nominieren. Nominierung ist die Anmeldung über die innerhalb bestimmten Zeitspannen zu transportierenden Gasmengen. Der Abgleich und Ausgleich von Abweichungen zwischen den an Ein- und Ausspeisepunkt übertragenen Gasmengen am Tag der Lieferung wird im Bilanzkreisvertrag geregelt. Abweichung von den nominierten Mengen werden mit Hilfe des Bilanzausgleichs verbucht und nach den Regeln des Bilanzkreisvertrags mit den entsprechenden Entgelten verrechnet. 9.2.4.6 Die Kooperationsvereinbarung

Grundlage für die operative Umsetzung des Netzzugangsmodells ist die Vereinbarung über die Kooperation gemäß § 20 Abs. 1 b) EnWG zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen. Gültig ist die Änderungsfassung vom 29. Juli 2008 − KOV II. In der Kooperationsvereinbarung [KOV II] verpflichten sich die Netzbetreiber, in dem technisch möglichen und wirtschaftlich zumutbaren Ausmaß zusammenzuarbeiten, das erforderlich ist, damit Transportkunden zur Durchführung netzübergreifender Transporte nur einen Einspeise- und einen Ausspeisevertrag abschließen müssen. Neben der ausdrücklichen Festlegung auf die Zweivertragvariante nach dem Entry-Exit-Modell für den Netzzugang, enthält die Vereinbarung Bestimmungen über die Bildung von Marktgebieten, die Durchführung des Transports von Gas zwischen Teilnetzen und Marktgebieten sowie Regelungen zur Ausgestaltung der Ein- und Ausspeiseverträgen und Bilanzkreisverträge.

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:

9.3 Fernwärmeverteilung

• • • • • •

433

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

434


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.


435

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 % GWh / a

75.807 14,0 33.767

Ausnutzungsdauer des Anschlusswertes *)

h/a

1.479

Ausnutzungsdauer der Engpassleistung

h/a

2.036

Anzahl Kundenanlagen (Übergabestationen)

-

Durchschnittlicher Anschlusswert pro Station

kW

307.419 164 17,5

Trassenlänge ca: Heizwassernetze

1.000 km

Dampfnetze

1.000 km

1,1

durchschnittliche Liniendichte

MW / km

2,8

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 wird allerdings nur bei hohen Wärmebedarfsspitzen im Winter benötigt. In

436


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


437

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 =

10 5 ∆p ∆p [kW] ⋅ QH ⋅ = 35,43 ⋅ QH ⋅ ρ ⋅c ⋅η ∆t ∆t

Spez. Pumparbeit: wP = 35,43 ⋅

tP ∆ p ⋅ [kWhel/MWhth] tH ∆ t

Gl. 9.8

Gl. 9.9

Hierin bedeuten: QH: Netzhöchstlast in MW ρ: Wasserdichte (eingesetzt 960 kg / m3) c: spezifische Wärme des Wassers (eingesetzt 4,2 kJ/(kg K)) η: Pumpenwirkungsgrad (eingesetzt 0,7) Benutzungsdauer der Pumpleistung in h/a tp: Benutzungsdauer der Netzhöchstlast in h/a tH: ∆ 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 / η) und Wasservolumenstrom ( V = QH / (ρ c ∆ t ) entwickelt.

Den spezifische Pumpstromverbrauch für ausgewählte Fälle mit unterschiedlichen Netzparametern ist aus Tabelle 9.9 ersehen.

438


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 PolyurethanWärmedämmung und dem Kunststoffmantel. Meistens sind auch Sensoren


439

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

Hierzu noch einige nützliche Näherungsformeln für Fernwärmeleitungen:

440


D LW = 1000

bzw.

1, 4

 16 ⋅ λ ⋅  2 2 π ⋅ ρ ⋅c

  

0, 2

⋅ ∆p

−0, 2

Q DLW = 1.115 ⋅ ∆p −0, 2    ∆t 

Q ⋅    ∆t 

0, 4

[mm]

0, 4

[mm]

2,5 Qmax = 2,41 ⋅ 10 −8 ⋅ DLW ⋅ ∆p 0,5 ⋅ ∆t [MW]

w=

Gl. 9.10

 Q Q 4 ⋅ 10 5 ⋅ = 3,16 ⋅ 10 5 ⋅  2 2 π ⋅ ρ ⋅ c ∆ t ⋅ DLW  ∆ t ⋅ DLW

  [m/s]  

Gl. 9.11 Gl. 9.12 Gl. 9.13

Hierin bedeuten: λ: Reibungszahl, eingesetzt 0,018 ρ: Dichte des Wassers, eingesetzt 960 kg/m3 c: DLW: Qmax: w: ∆p: ∆t: 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, exponentiell 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 aber stark von der Bodenbeschaffenheit und vom Schwierigkeitsgrad der Verlegung abhängig. Im innerstädtischen Bereich können deshalb die


441

Verlegekosten auch beträchtlich oberhalb der angegebenen Bandbreite liegen. 5000

4,00

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 / η

∆ p kr

Auslegung konstanter spez. Druckverlust Konstante Wassergeschwindigkeit Abnehmender spezifischer Druckverlust

Abb. 9.23: Auswirkungen der Netzauslegung auf die Pumpleistung


442

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.


443

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

444


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


445

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

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

2

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

446


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

45,0

50,0

Wärmedichte MW / km2

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. 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


447

9.3 werden die Erschließungskosten für den Anschluss an ein bestehendes Fernwärmenetz überschlägig ermittelt. In Beispiel 9.3 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

Siedlungstyp

2 Gb / km 2 km /km m 2 MW / km

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 9.3: 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

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

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

€ €/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

448


Beispiel 9.4: 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

€ / MWh € / MWh € / MWh

30,75 51,14 20,38

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%

*) 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).


449

Literaturverzeichnis [AGFW] Arbeitsgemeinschaft für Wärme und Heizkraftwirtschaft − AGFW − beim Verband der Elektrizitätswirtschaft e.V. [Albers] Dr. Klaus Albers, RWE-Net, Netzbetrieb, Vortrag: "Preisbildungsmechanismen für die Abrechnung von Regelenergie und resultierende Marktreaktionen", DVG/VDN-Fachtagung "Regelenergiemarkt in Deutschland, Nov. 2001 [ARegV] Verordnung über die Anreizregulierung von Energieversorgungsnetzen, Anreizregulierungsverordnung vom 20 Oktober 2007 [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 Infrastructure 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) vom 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 [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 [KOV II] Vereinbarung über die Kooperation gemäß § 20 Abs. 1 b EnWG zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen,

450


19. Juli 2006, Bundesverband der Energie und Wasserwirtschaft e.V. BDEW http://www.bdew.de/bdew.nsf/ID/DE_Home [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) vom 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 Biomasse-Projekte im Inland ist im [Leitfaden Bioenergie] zu lesen.

452

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 in vielen Ländern der Fall ist, oder wie in Deutschland, weil bestehende Kraftwerke altersbedingt ersetzt werden müssen. Es handelt sich hierbei um „nichtaufschiebbare“ 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: • • • • •

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

453

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-

454


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 (TALärm), 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.


455

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.

456


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 anschließend die Lose aus und vergibt Unteraufträge an die Unterlieferanten in Eigen-


457

verantwortung. Beim Losverfahren ist die Aufstellung und Ausschreibung der Lose Aufgabe des Bauherren-Ingenieurs. Die Ausschreibungs- und Vergabeprozedur setzt sich aus folgenden Schritten zusammen: • • • • • • • • •

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 folgen dann die Vergabegespräche mit den Bietern. Nach der Vergabeentscheidung des Bauherrn erfolgt die Erstellung der Bestellunterlagen sowie das Arbeitsaufnahmegespräch mit den Lieferanten.

458


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.


459

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

a AGEB AGFW AHK AIV AK API AR ARA ASUE

Annum, Jahr Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen Arbeitsgemeinschaft der Wärme und Heizkraftwirtschaft Abhitzekessel All-Inclusive-Vertrag Anteilige Kürzung (Emissionsberechtigungen) Standard Kohle Index, eingeführt vom Broker TFS Assessment Report des IPCC (z.B. IPCC-AR4) Amsterdam-Rotterdam-Antwerpen (Nordseehäfen) Arbeitsgemeinschaft für Sparsamen und Umweltfreundlichen Energieverbrauch AtG Atomgesetz BAFA Bundesanstalt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle BAT Best Available Technology BAT-Benchmark Best Available Technology Benchmark BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft BHKW Blockheizkraftwerk BImSchG Bundesimmissionsschutzgesetz BK Bilanzkoordinator Bkk Deutsche Bundesbank BKV Bilanzkreisvertrag BKZ Baukostenzuschüsse BMU Bundesministerium für Umwelt BMWi Bundesministerium für Wirtschaft BnaschG Bundesnaturschutzgesetz BNetzA Bundesnetzagentur BWWB Brauchwarmwasserbereiter CCGT Combined Cycle Gas Turbine (GuD) CCS Carbon Capture and Storage CDM Clean Development Mechanism (CO2-Handel) CER Certified Emission Reduction (aus CDM-Projekten) CHP Combined Heat and Power (KWK) CIF Kosten Versicherung Fracht (Cost Insurance Freight) CIS Gas isolated Switch Gear (Gasisolierte Schaltanlage) CIS-Zellen CuInSe2 - Kupfer-Indium-Selen PV-Zellen CO2 equivalent CO2eq COP Conference of the Parties (Kyoto)

462


DEHSt dena DeNOx DEWI DN DOE DVG EB EBA EBRD EEG EEX EF EG EH-Richtlinie EnergieStG EnWG EPC EPR ERU ES ESP ET EU EUA EUA EU-EHS EU-ETS EVU FGD FOB FW GasNEV GasNZV GCV GDR GDRM GewSt GFAnV GT GT-HKW GuD-Kraftwerk HD HEL HGÜ HHV

Deutsch Emissionshandels-Stelle Deutsche Energie Agentur De-nitrification (NOx-Abscheidung) Deutsches Windenergie Institut Nenndurchmesser Designated Operational Entity (CDM-Projekte) Deutsche Verbundgesellschaft Emissionsberechtigung Ersatzbrennstoffanlagen European Bank for Reconstruction and Development Erneuerbare-Energien-Gesetz European Energy Exchange Brennstoff-Emissionsfaktor Erdgas Energie-Handel-Richtlinie Energiesteuergesetz Energiewirtschaftsgesetz Engineering Procurement Construction European Pressurized Reactor Emission Reduction Unit (aus JI-Projekten) Effizienzstandard Electrostatic Precipitator Emission Trading European Union European Union Emission Allowance European Union Allowance (CO2 Berechtigung) EU-Emissionshandelsystem European Union - Emission Trading Scheme Energieversorgungsunternehmen Flue Gas Desulphurization Free on Board Fernwärme Gasnetzentgeltverordnung Gasnetzzugangsverordnung Gross Calorific Value Gasdruckregler Gasdruckregel- und Messstationen Gewerbesteuer Großfeuerungsanlagenverordnung Gasturbine Gasturbinen-Heizkraftwerk Gas- und Dampfturbinen Kraftwerk Hochdruck Heizöl Extra leicht Hochspannungs-Gleichstromübertragung Higher Heating Value

Abkürzungsverzeichnis HKW hl Ho HöS HS HS Hu HVDC IdEV IEC IGCC IPCC IPP IRR ISCC-Kraftwerk JI-project KAV KFver KKW KOV KPRO KSt kt KuER KWK KWK-G kWp lb LHV LNG LowNOx LPG MBA MinölSt MinölStG MPP MS MWV NAP NAV NCV NNE NNV NPV NS NSCR

Heizkraftwerk Hektoliter Oberer Heizwert (Brennwert) Höchstspannung Hochspannung Heizöl schwer Unterer Heizwert High Voltage Direct Current System Interessenverein der Energieverbraucher e.V. International Electrotechnical Commission Integrated Coal Gasification Combined Cycle Intergovernmental Panel on Climate Change Independent Power Producers Internal rate of return (interner Zinssatz) Integrated Solar Combined Cycle Kraftwerk Joint Implementation Projekt (CO2-Handel) Konzessionsabgabeverordnung Veräußerungsfaktor (Emissionszuteilung) Kernkraftwerk Kooperationsvereinbarung der Netzbetreiber (Gas) Kreisprozess-Simulations-Programm (Fichtner) Körperschaftsteuer Kilo-Tonnen Kapazitäts- und Entgeltrechner (Gas) Kraft-Wärme-Kopplung Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz Kilowatt Peak (Photovoltaik) engl. Gewichtseinheit (pound) Lower Heating Value Liquified Natural Gas (Flüssig-Erdgas) Brenner mit niedrigen NOx-Emissionen Liquified Petroleum Gas (Flüssiggas) Mechanisch biologische Abfallbehandlung Mineralölsteuer Mineralölsteuergesetz Maximum Power Point (Photovoltaik) Mittelspannung Mineralölwirtschaftsverband Nationaler Allokationsplan Netzanschlussvertrag Net Calorific Value Netznutzungsentgelte Netznutzungsvertrag Net Present Value (Kapitalwert) Niederspannung Non-Selective-Catalytic-Reduction

463

464


ONAF ONAN OPEC OTC PDD Phelix PN ProMechG PV REA RLM-Kunden RÖE ROI RV SCR SKE SLP-Kunden SLV StBA STC StromNEV StromNZV StromStG TA-Luft tce TEHG TOE TRÖE TSO UCTE ÜNB UNEP UNFCC USC UVPG VDKi VDN VIK VNB VOB VOL WADA WHG WIFO WKA WKO

Oil Natural Air Forced (Transformatoren-Kühlsystem) Oil Natural Air Natural (Transformatoren-Kühlsystem) Organization of Petroleum Exporting Countries Over the counter (Art von Stromgeschäften) Project Design Document (CDM-Projekte) Physical Electricity Index (EEX) Pressure Nominal Projekt-Mechanismen-Gesetz Photovoltaik Rauchgasentschwefelungsanlage Kunden mit registrierender Leistungsmessung (Gas) Rohöleinheit Return of Investment Rahmenvertrag Selective Catalytic Reduction (NOx-Reduktion) Stein-Kohle-Einheit (Heizwert = 7.000 kcal/kg) Kunden mit Standardlastprofil Stromliefervertrag Statistisches Bundesamt Standard Test Conditions Stromnetzentgeltverordnung Stromnetzzugangsverordnung Stromsteuergesetz Technische Anleitung Luft Ton of coal equivalent Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz Ton of oil equivalent Tonne Rohöleinheit Transmission system operator Union for the Coordination of Transmission of Electricity Übertragungsnetzbetreiber United Nations Environment Programme UN Framework on Convention on Climate Change Ultra Super Critical (Dampfparameter, Kraftwerke) Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetz Verein der Kohlenimporteure Verband der Netzbetreiber Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft Verteilnetzbetreiber Vergabe- und Vertragsordnung für Bauleistungen Verdingungsordnung für Leistungen WasserDampfTafel (Software für Dampfparameter) Wasserhaushaltsgesetz Österreichisches Institut für Wirtschaftsforschung Windkraftanlage Wirtschaftskammer Österreichs

Abkürzungsverzeichnis WMO WNA WTI ZuG ZuV

World Meteorological Organization World Nuclear Association West Texas Intermediate (Rohölsorte) Zuteilungsgesetz (CO2-Handel) Zuteilungsverordnung (CO2-Handel)

465

Sachverzeichnis

Blockheizkraftwerke Aufbau und Funktionsweise 352 Einsatz von Wärmespeichern 388 Instandhaltungsvertrag 353 Richtpreise 353 Vollwartungsverträge 353 Brennstoffkennwerte 209 Brennwert 210 Heizwert 211 Kenndaten-Tabelle 211 Verhältnis Hu/Ho 212 CO2-Abscheidung 258 CO2-Speicherung 266 Oxy-fuel 263 Post-Combustion 260 Pre-combustion 261 Stromerzeugungskosten 267 Transport 265 Verfahren 258 Vergleich der Verfahren 266 CO2-Emissionen 130 CO2-Kosten pro MWhel 137 Emissionsfaktoren „EF“ 130 produktbezogene Emissionswerte 131 Standard CO2-Emissionswerte 131 CO2-Zertifikate 119 CERs 119 ERUs 119 EUAs 120 Dampfturbinen-Heizkraftwerke Biomasse/Ersatzbrennstoffe 357 Entnahme-Kond.-Anlage 357 Gegendruckanlage 357

Wärmeauskopplung aus Großkraftwerken 360 Wärmeschaltbilder 357 Deutsches Recht 82 Gesetz 82 Rechtsverordnung 82 Technische Anleitung (TA) 83 Einheitensystem 187 abgeleitete Einheiten 188 Basiseinheiten 187 Schreibweise 190 SI Einheiten 188 Zahlenformeln 191 Elektrotechnik 223 Asynchrongenerators 235 Blindleistung 228 Blindstromkompensation 230 Drehstrom 230 Drehstromgenerator 233 Drehstrommotoren 236 Dreieckschaltung 232 elektrische Leistung 224 Kirchhoffschen Gesetze 225 Knotenregel 225 Maschenregel 225 Ohmsche Gesetz 224 Scheinleistung 229 Stern-Dreieck-Umschaltung 237 Sternschaltung 231 Stromarten 223 Stromkreis 224 Synchrongenerator 234 Transformatoren 238 Wechselstrom 226 Wirkleistung 228

468

Sachverzeichnis

Emissionshandel Siehe EUEmissionshandel Emissionsminderungsmaßnahmen 251 Brennstoffentschwefelung 252 Entstaubung 253 Primärmaßnahmen 251 Primärmaßnahmen für NOX 253 Rauchgasentschwefelung 254 Rauchgasentstickung 256 Sekundärmaßnahmen 253 Energiebörse 44 Auktionshandel 46 Carbix 51 Emissionshandel 51 Entwicklung, Tagespreise 50 Erdgas-Terminmarkt 52 Erdgas-Spotmarkt 51 Futureskontrakte 47 Gleichgewichtspreis MCP 46 kontinuierlicher Handel 46 Phelix® Base 50 Phelix® Peak 50 Spotmarkt-Indizes 50 Spotmarkt-Kontrakte 45 Stromfutures am EEX 48 Strom-Spotmarkt 45 Strom-Terminmarkt 47 Energieertrag von WKA 333 Energieformen 1 Endenergie 1 Maß- und Handelseinheiten 2 Nutzenergie 1 Wärmepreis, Rechenbeispiel 3 Energiesteuergesetze 88 begünstigte Anlagen 91 Historie 88 Mineralölsteuergesetz (MinölStG) 90 ökologische Steuerreform 89 Ökosteuer 89 Spitzenausgleich 92 Steuerentlastung 91 Steuerentlastung, produzierendes Gewerbe 92 Steuertarife 91

Stromssteuerermäßigung 94 Stromsteuergesetz (StromStG) 93 Stromsteuertarif 94 Energiewirtschaftsgesetz - EnWG Siehe Haupteintrag "EnWG" Entwicklung der BrennstoffVerbraucherpreise 34 Entwicklung der Brennstoffverbraucherpreise Preisentwicklung von Erdgas 37 Preisentwicklung von Heizöl 35 EnWG Entflechtung 86 Entgelte für den Netzzugang 87 Grundversorgung 88 Netzbetrieb 86 Netzzugang 87 Rechtsverordnungen 84 Stromkennzeichnung 88 Erdgas 19 Anlegbarkeitsprinzip 21 Erdgas-Herkunft 19 Erdgaspremium 22 Grenzübergangspreise 20 Erdgasnetze Bestimmung, Rohrdurchmesser 425 Ferntransport 418 Ferntransportleitungen 419, 425 Flüssigerdgas 419 Gasdruckregelanlagen 426 Gasspeicher (Ortsnetze) 420 LNG-Terminals 421 Netzzugang Siehe NetzzugangErdgas Regressionsgeraden 427 Rohrauslegung 423 technischer Aufbau 418 Untertagespeicher 420 Verbundnetz 421 Verdichteranlagen 419 Verlegekosten 426 erneuerbare Energien 9 Beitrag 9 Stromerzeugung 9 Erneuerbare-Energien-Gesetz 102

Sachverzeichnis Dauer Mindestvergütung 106 EEG-Quote 103 EEG-Umlage 103 Referenzstandort Windkraft 113 Vergütungsregelung 106 Vergütungsregelungen für Neuanlagen 108 Verlängerung der Dauer der Anfangsvergütung WKA 113 wesentliche Änderungen 107 EU-Emissionshandel 121 anteilige Kürzung 129, 139 Emissionsberechtigunge 125 emissionshandelpflichtigen Anlagen 126 Emissionshandelsstelle 124 Erfüllungsfaktor 129 Geplante Änderungen 141 Handelsperioden 122 Nationaler Allokationsplan 122 Projektmechanismengesetz 124 Standardauslastungsfaktoren 133 Veräußerungskürzung 129 Zuteilungsgesetz 125 Zuteilungsregeln, ZuG 2012 128 EU-Recht 81 Europäische Kommission 82 Richtlinien (Directives) 81 Verordnungen (Regulations) 81 Fernwärmenetze 432 Anschlussdichte 434 Anschlusswert 434 Auslegung 435 Betriebsfälle 437 Erschließungskosten 444 Fernwärmeleitungen 438 Grundbegriffe 434 Hauptkomponenten 432 Hausanschluss 442 Hausübergabestation 442 Hausübergabestationen an. Richtpreise 444 Kunststoffmantelrohre 438 Nenndruckstufen 436 Pumpstromverbrauch 437

469

Rohrdurchmesser-Auslegung 440 Siedlungstypen 445 Strukturdaten 435 Transportkapazität 439 Verlegekosten 440 Vorlauftemperatur 435 Wärmeträger 433 Feuerungen 247 Kohlenstaubfeuerung 247 Rostfeuerungen 247 Wanderrostfeuerungen 247 Wirbelschichtfeuerung 248 Finanzmathematik Abzinsen oder Diskontieren 148 Aufzinsen oder Akkumulieren 148 Barwert 148 Bauzinsen 160 Bauzinsenermittlung 161 Kalkulatorischer Zinssatz 155 effektiver Zinssatz 152 Finanzmathematik 147 finanzmathematischer Mittelwert 160 Formeln, Zahlungsreihen 158 Gewerbesteuer (GewSt) 153 Hebesatz GewSt 153 Inflationsbereinigung 151 Inflationsraten 150 Kalkulationszinssatz 152 Kapitalwertmethode 165 Körperschaftsteuer (KSt) 153 nominaler Zinssatz 149 Nominalwert 148 realer Zinssatz 151 Rentenbarwertfaktor 157 Schuldverschreibungen 149 Zahlungsreihen 156 Zeitwert einer Zahlung 147 Zinssatz 149 Fossilthermische Kraftwerke 274 Brennstoffpreise frei Kraftwerk 290 Brennstoffversorgung 274 Dampfkraftprozess 277 Dampfkraftwerke 274

470

Sachverzeichnis

Eigenbedarf 290 Gas- und Dampfturbinen-(GuD-)Kraftwerk 286 Gasturbinenkraftwerke 282 Gasturbinen-Prozess 284 Preise für neue Kraftwerke 287 Verbrennungsmotorkraftwerke 287 Wärmeschaltbild 278 Gasbeschaffung 68 Bilanzkreisvertrag 69 Durchgehende Lieferung 75 Einspeise- und Ausspeisekapazitäten 70 Einspeise-, Ausspeisevertrag 69 Gaslieferungsvertrag 74 Lieferantenrahmenvertrag 69 Preisgleitklausel 77 Stundenleistungspreis 76 Tagesleistungspreis 76 take-or-pay clause 75 unterbrechbare Lieferung 75 Vorhalteleistung 75 Zugang zu Erdgasspeichern 73 Gasturbinen-Heizkraftwerke Aufbau und Funktionsweise 355 Richtpreise 355 Wartungsverträge 356 Gasverbraucherpreis Entgelte für örtliche Gasnetze 71 Erdgassteuer 73 Gaslieferungspreis 70 Kapazitätsentgelte 71 Kostenbestandteile 70 RLM-Kunden und SLP-Kunden 71 GuD-Heizkraftwerk Aufbau und Funktionsweise 359 Richtpreise 360 Heizkraftwerke (siehe entspr. Haupteingräge) Blockheizkraftwerke 352 Dampfturbinen-Heizkraftwerke 356

Gasturbinen-Heizkraftwerke 355 Investitionrechnung Teilkosten 181 Investitionsrechnung 164 „ROI“ Return Of Investment 179 Amortisationsrechnung 176 Annuitätenmethode 173 DCF-Methode 170 dynamisches Verfahren 177 interne Zinssatzmethode 170 interner Zinssatz 170 Investition 164 Kapitalwert 165 Methodische Vorgehensweise 164 Nullvariante 164 Payback-Zeit 176 Planerfolgsmodelle 179 Rentabilitätsrechnung 179 Statische Verfahren 176 Investitionsrechnung - Begriffe Anlaufkosten 181 Aufwand 180 Ausgaben 180 Erlöse 181 fixe Kosten 182 Grenzkosten 181 Instandhaltung 184 Investitionsausgaben 183 Kapitaldienst 183 Kosten 181 Kostenarten 181 variable Kosten 182 Vollkosten 181 Kennzahlen von KWK-Anlagen Kennzahlen EG-BHKW 374 Kennzahlen von KWK-Anlagen äquivalente Kond.-Leistung 366 Beziehungen z. Kennzahlen 367 Brennstoffverbrauch DampfHKW 368 Dampf-HKW-DiagrammeKennzahlen 370 Energienutzungsgrad 363

Sachverzeichnis GuD-HKW-Kennzahlen 373 Kennzahlen EG-GasturbinenHKW 374 KWK-Gesamtwirkungsgrad 363 Spez. Brennstoffverbrauch 366 Stromkennzahl 364 Stromverlust-Kennziffer 365 Wirkungsgrad 363 Kernbrennstoff 23, 25 Abbrand 25 Entsorgung 31 Kernbrennstoffprozesskette 24 Kernstrom-Brennstoffkostenanteil 30 Kosten 26 spezifische Wärmekosten 29 thermische Energie 25 yellow cake 25 Kernkraftwerke Baukosten 300 Druckwasserreaktor 295 Siedewasserreaktor 296 Stilllegung 298 Stromgestehungskosten 301 Typen und Funktionsweise 295 Kessel 241 Abhitzekessel 246 Flammrohr-Rauchrohrkessel 242 Kraftwerkkessel 245 Wasserrohrkessel 242 Kohle Siehe Haupteintrag "Steinkohle" Konzensionsabganbeverordung Konzessionsabgabensätze 115 Konzessionsabgabenverordnung 115 Kosten, Hilfsstoffe u. Entsorgung 291 Kostenaufteilungsverfahren, KWK Arbeitswertverfahren 376 Exergieverfahren 381 kalorisches Verfahren 383 Restwertverfahren 385 Stromäquivalenzverfahren 376 Stromgutschrift 386 Stromverlust-Kennziffer 377

471

Wahl des Verfahrens 390 Kraft-Wärme-Kopplung Energieflussdiagramm 347 Prinzip 347 Prinzipschaltbilder 349 Wärmeschaltbilder 347 Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz Siehe Haupteinträge "KWK Mod G" und KWKG 2009" Kraftwerke-Definitionen 271 Benutzungsdauer 273 Feuerungswärmeleistung 272 Grundlastkraftwerke 272 Kapazitätsfaktor 273 Lastfaktor 273 Mittellastkraftwerke 272 Spitzenlastkraftwerke 272 Kraftwerkstypen Siehe entspr. Haupteinträge Fossilthermische Kraftwerke 274 Kernkraftwerke 295 Photovoltaik Anlagen 312 Solarthermische Kraftwerke 303 Wasserkraftwerke 323 Windkraftanlagen 329 KWK Mod G 95 Arbeitsblattes FW 308 96 Belastungsausgleich 98 KWK-Fördersätze 98 üblicher Preis 97 Umlage 98 vermiedene NNE 97 Zertifizierung als KWK Strom 97 Zuschläge 97 KWKG 2009 99 Deckelung der Zuschläge 101 Förderung für Wärmenetze 100 KWK-Zuschläge 99 Neuerungen 99 Üblicher Preis bis 2 MW 100 Zweck 99 Kyoto Protokoll Ablauf von CDM-Projekten 120 flexible Mechanismen 118 Geltungsdauer- Zertifikate 119 Kyoto-Nachfolgeprozess 121

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Sachverzeichnis

Kyoto-Protokoll 117 Treibhausgase 117, 118 Leistungsfaktor 229 Liberalisierter Energiemarkt 41 Diskriminierungsfreier Netzzugang 41 Entflechtung 41 Marktteilnehmer 42 Regulierungsorgan 42 Strombörse 44 Mineralsteuergesetz (MinölStG) Siehe Haupteintrag "Energiesteuergesetze" Netznutzungsentgelte-Strom 413 Anreizregulierung 417 Entgeltermittlung 414 Genehmigung 417 Gleichzeitigkeitsfunktion 415 Netzzugang 405 Wälzung der Kosten 415 Netzzugang-Erdgas 428 Bilanzkreis 431 Entgeltrechner (KuER) 430 Entry-Exit-Modell 428 Kapazitätsbuchung 429 Kapazitätsentgelte 431 Kooperationsvereinbarung 432 Marktgebiete 429 Netznutzungsmodell 428 virtueller Handelspunkt 429 Ökosteuer Siehe Haupteintrag "Energiesteuergesetze" Photovoltaik-Anlagen 312 Abschattung 317 Degradation 316 Maximum Power Point 315 Modulkennlinien 316 Performance Ratio 320 PV-Anlagen in Deutschland 321

PV-Module 315 Stromgestehungskosten 322 Typen von Solarzellen 313 Wirkungsgrade 315 Preisentwicklung von Importenergien 32 Entwicklung der Wärmepreise 33 Indexierte Preise von Importenergien 33 Preisrelation der Energieträger zum Rohöl 39 Projektabwicklung 451 Ausführungsplanung 455 Ausschreibung 456 Bauphase 458 Betrieb 458 BImSchG-Genehmigung 454 Entwurfsplanung 454 EPC-Vergabe 455 Genehmigungsverfahren 454 Inbetriebnahme 458 Konzeptstudie 453 Los-Vergabe 455 Machbarkeitsstudie 453 Probebetrieb 458 Projektphasen 451 Vergabeverfahren 455, 456 VOB/A und VOL/A 457 Rohöl 10 Barrel 11 Einfuhrpreise 13 Handelseinheiten 12 OPEC basket 12 Preisentwicklung 12 Rohölaufkommen 11 Seefrachtraten 13 Schadstoffemissionen 249 Emissionsgrenzwerte 250 Schwefeldioxid 249 Staub 249 Stickoxide 249 Solarthermische Kraftwerke 303 AndaSol Projekt 307 diffuse Strahlung 303

Sachverzeichnis direkte Strahlung 303 Globalstrahlung 303, 313 ISCC-Kraftwerke 309 Kollektoren 304 Parabolrinnenkollektoren 304 Parabolrinnenkraftwerke 306 Parbolschüsselkollektor 305 Stromgestehungskosten 311 Turmkraftwerke 308 Steinkohle 14 Braunkohle 14 Frachtraten-Binnenschifffahrt 34 Herkunft 15 Kohleindizes 18 Kohlenkette-Preisübersicht 17 Kohlepfennig 15 Kokskohle 14 Kraftwerksbraunkohle 34 Kraftwerkskohle 14 Preisentwicklung-Importkohle 16 Übersee-Frachtraten..17 Strombeschaffung 53 All-Inclusive-Vertrag 55, 62 Bilanzkreisvertrag 54 Blindstrompreis 64 ertragliche Ausgestaltung 53 Großhandelspreise 67 Lieferantenrahmenvertrag 54 Netzanschlussvertrag 53 Netznutzungsvertrag 53 Portfoliomanagement 61 Preisgleitklauseln 65 Reserveleistung 64 Vetragslaufzeit 65 VIK-Strompreisindex 67 Vollversorgungsvertrag 62 Stromnetze 393 Ausgleichsenergie 412 Bilanzkreise 406 Fahrpläne 407 Freileitungen 400 Gleichstromübertragung 396 Leistungsbilanz 403 Minutenreserve 411 Netzebenen 394 Netznutzung 406

473

Netznutzungsentgelte 413 Primärregelung 410 Regelenergie 412 Regelzonen 402 Schaltanlagen 398 Sekundärregelung 411 Stromaustausch 404 Stromkabel 401 Systemdienstleistungen 405 Systemkomponenten 396 Transformatoren 397 UCTE-Verbundnetz 402 Verbundnetz 393, 402 Stromsteuergesetz (StromStG) S Siehe Haupteintrag "Energiesteuergesetze" Stromverbraucherpreis 55 EEG-Umlage 59 Hauptbestandteile 55 Konzessionsabgabe 60 KWK-Umlage 59 Messung und Abrechnung 58 Netznutzungsentgelte 56 Portfoliomanagement 61 Stromlieferungspreis 55 Stromsteuer 59 Thermodynamik 192 Carnot-Prozess 221 Definitionen 192 Drosselung 203 Entropie 199 Erster Hauptsatz 196 Exergie 199 Faustformeln für Sattdampf 209 Gase und Gasgemische 200 Gasgemische 204 Gaskonstanten 201 h-s-Diagramm 207 Idealgasgleichung 200 Isentrope 203 Isobare 202 Isochore 202 Isotherme 202 Kreisprozesse 220 kritischer Punkt 206

474

Sachverzeichnis

Masse und Gewicht 194 Molmasse 201 Molvolumen 201 Normzustand 194 Prozessgrößen 193 Rankine-Prozess 222 thermodynamisches System 192 T-s-Diagramm 207 Verdampfungsprozess 206 Wärmekapazität 197 Wasserdampfthermodynamik 206 Zusammensetzung der Luft 205 Zustandsänderungsprozesse 202 Zustandsgleichungen 193 Zustandsgrößen 193 Zustandsgrößen des Dampfes 208 Zweiter Hauptsatz 198 Verbrennungsrechnung 212 CO2-Gehalt 216 feuchte Abgasmenge 215 Heizwertermittlung 212 Luftverhältniszahl 215 Mindestverbrennungsluftmenge 213 Rauchgasmenge 213 Referenz-Sauerstoffgehalt 217

StoffeigenschaftenVerbrennungsluft 219 trockene Abgasmenge 215 Umrechnung-Referenz-O2 219 Verbrennungsluftmenge 215 Wasserkraftwerke Bauarten, Wasserturbinen 325 Investitionsausgaben 327 Laufwasserkraftwerke 324 Pumpspeicherkraftwerke 325 Speicherkraftwerk 324 Windkraftanlagen 329 Ausbauperspektiven 342 Betriebskosten 340 Betz’scher Leistungsbeiwert 329 Dauer der Anfangsvergütung 341 DEWI-Kostenstudie 340 Ertragsberechnung 334 Investitionen 337 Leistungskennlinie 331 Rayleigh-Verteilung 334 Referenzstandort 336 Systemkomponenten 330 Wirtschaftlichkeitsberechnung Investition Siehe Haupteintrag "Investitionsrechnung" Zusammenarbeit von Gasnetzbetreibern 87

Praxisbuch Energiewirtschaft: Energieumwandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt (VDI-Buch) 2. Auflage

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

Praxisbuch Gynäkologische Onkologie 2. Auflage

Weltweite Energiewirtschaft und Klimaschutz

OpenLDAP 2.4: Das Praxisbuch, 2. Auflage

Verfahrenstechnik und Baubetrieb im Grund- und Spezialtiefbau, 2. Auflage

Quantitative Logistik-Fallstudien: Aufgaben und Losungen zu Beschaffung, Produktion und Distribution, 2. Auflage

Management im Gesundheitswesen, 2. Auflage

LaTeX: Das Praxisbuch, 4. Auflage

Übungsbuch Logistik: Aufgaben und Lösungen zur quantitativen Planung in Beschaffung, Produktion und Distribution 2. Auflage (Lehrbuch)

Praxisbuch Gynäkologische Onkologie, 3. Auflage

Weltweite Energiewirtschaft und Klimaschutz 2009 (German Edition)

Polizei- und Ordnungsrecht, 2. Auflage

Maß und Wahrscheinlichkeit, 2. Auflage

Investition und Finanzierung, 2. Auflage

Mahnverfahren und Forderungseinzug, 2.Auflage

Signal- und Systemtheorie, 2. Auflage

Maschinen im Baubetrieb: Grundlagen und Anwendung, 2. Auflage GERMAN

Gynäkologie und Geburtshilfe, 2. Auflage

Mitarbeiterbeurteilung und Zielvereinbarung. 2. Auflage

Testtheorie und Fragebogenkonstruktion, 2. Auflage

Geschlecht und Männlichkeit, 2. Auflage

Wirtschaftsstatistik im Bachelor Grundlagen und Datenanalyse, 2. Auflage

Ontologien: Konzepte, Technologien und Anwendungen, 2. Auflage (Informatik im Fokus)

Android 2: Grundlagen und Programmierung, 2. Auflage

Stellensuche und Bewerbung im Internet, 6. Auflage

Gelassen und sicher im Stress 3. Auflage

Wiki: Kooperation im Web, 2. Auflage

Basiswissen Beschaffung

Markt- und Produktmanagement - Die Instrumente des Business-to-Business-Marketingt, 2.Auflage

Praxisbuch Energiewirtschaft: Energieumwandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt (VDI-Buch) 2. Auflage