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

Von Panos Konstantin

Dieses Buch stellt technisches und wirtschaftliches Praxiswissen über die Energiewirtschaft in der notwendigen Breite und Tiefe für die tägliche Praxis zur Verfügung. Das Themenspektrum ist breit angelegt. Es behandelt und analysiert die gesamte Kette der Energiebereitstellung von der rationellen Gewinnung, Umwandlung und Verteilung bis hin zu einer effizienten Anwendung von Energieformen und legt dabei den Schwerpunkt auf die technisch-wirtschaftlichen Zusammenhänge.

Der Text wird durch zahlreiche Abbildungen und 140 Tabellen ergänzt. Zum besseren Verständnis enthält das Buch auch ca. 80 praxisbezogene Beispiele. Diese sind in der Mehrzahl in MS-Excel berechnet und als Bild in den Textteil eingefügt. Sie können von der Website des Autors heruntergeladen und bearbeitet werden.

Für die 3. Auflage wurden alle Kapitel aktualisiert, ergänzt und auf den neusten Stand gebracht. Dies gilt insbesondere für die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Zusätzlich wurden ein Glossar und ein Deutsch-Englisches Vokabular der wichtigsten Fachbegriffe aufgenommen.

• Sprache: Deutsch
• Herausgeber: Springer Vieweg
• Erscheinungsdatum: 30. Sept. 2013
• ISBN: 9783642372650

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© Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2013

Panos KonstantinPraxisbuch EnergiewirtschaftVDI-BUCH10.1007/978-3-642-37265-0_1

1. Der Primärenergiemarkt

Panos Konstantin¹

(1)

Burgstetten, Deutschland

1.1 Inhalt, Zielsetzung und Schlussfolgerungen

Gegenstand und Ziel dieses Kapitels ist, die Entwicklung des Energieverbrauchs und die Kostenentwicklung der verschiedenen Primärenergiearten (Rohöl, Steinkohle, Kernenergie, Erdgas) in einem Zeitraum von 1970 bis heute zu analysieren. Davon ausgehend Schlussfolgerungen abzuleiten, welche insbesondere für Preisansätze in Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen benötigt werden. Die aus diesem Kapitel gewonnenen Erkenntnisse lassen sich wie folgt zusammenfassen.

Der Verbrauch insbesondere an Primärenergien hat in Deutschland nach 2000 beträchtlich abgenommen – Abb. 1-3 und Abb. 1-4. Eine Koppelung an das Wirtschaftswachstum ist seitdem nicht mehr vorhanden.

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Abb. 1-1:

Energieformen, nach Umwandlung und Anwendung

Die Marktpreise von Rohöl und der anderen Primärenergien sind starken Schwankungen unterworfen – Abb. 1-13 Sie reagieren besonders empfindlich auf geopolitische Ereignisse wie Krisen und Unruhen in den Förderländern, Naturkatastrophen, sowie auf Meldungen und Gerüchte auf dem Markt, die Knappheitsängste bei den Verbrauchern verursachen.

Erdöl übt nach wie vor eine Preisleitfunktion auf dem Energiemarkt aus. Aus der indexierten Darstellung – Abb. 1-27 – ist deutlich erkennbar, dass die Preise aller Primärenergien der Preisentwicklung des Preisführers Erdöl mit einer kurzen Verzögerung folgen.

Die Preisbildung von Energieträgern, die im Wettbewerb zueinander stehen, erfolgt nach dem Anlegbarkeitsprinzip – Abb. 1-32.

Der Importkohlepreis ist außerdem stark abhängig von den Überseefrachtraten, die abhängig von der Konjunktur stark schwanken -Abb. 1-17.

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Aufgrund der Erkenntnisse aus der Vergangenheit kann man schließen, dass mittel- und längerfristige Preisprognosen für Primärenergien praktisch sinnlos sind. Bei Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen sollte man eher ihren Einfluss mit Sensitivitätsanalysen untersuchen und dabei ihre gegenseitige Abhängigkeit berücksichtigen – siehe dazu Abschnitt 1.7.

1.2 Energieformen

1.2.1 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. 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.

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.

1.2.2 Maß- und Handelseinheiten für Energie

Die offizielle Einheit für Energie nach ISO-Standard¹ ist 1 Joule J (bzw. die Vielfachen von 1 J: 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 Ursprungs. Zu unterscheiden ist unbedingt zwischen Masse-, Volumen- und 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" t on of c oal e quivalent) 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) „ T on of O il E quivalent – 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.

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Wärmepreis = Handelspreis dividiert durch den Heizwert

Hierzu das folgende einfache Beispiel:

Beispiel 1-1: Umrechnung Handelspreis – Wärmepreis

Preise in Handelseinheiten *):

Importsteinkohle: Handelspreis 85 €/t; Heizwert 28.10 GJ/t

Schweres Heizöl: Handelspreis 200 €/t; Heizwert 40.20 GJ/t

Extra leichtes Heizöl Handelspreis 70 €/hl; Heizwert 3,63 GJ/hl

Wärmepreise:

Steinkohle: 85/28.10 = 3.02 €/GJ

Schweres Heizöl: 200/40.20 =4,98 €/GJ

Extra leichtes Heizöl: 70/3,63 = 19.28 €/GJ

*) 1 GJ = 109 J; 1 Hektoliter (hl) = 100 Liter

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:

Š

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 in kWh gehandelt werden. In der Praxis hat es zudem Vorteile, die Einheit kWh durchgehend, d.h. auch für nicht-leitungsgebundene Energien und Brennstoffe, zu verwenden. Dadurch werden die Erstellung von Energiebilanzen sowie direkte Preisvergleiche ohne Umrechnungen möglich.

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 C B 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:

Tabelle 1-1:

Umrechnungstabelle für ausgewählte Einheiten

1.3 Struktur des Energieverbrauchs in Deutschland

1.3.1 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.

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Abb. 1-2:

Primärenergieverbrauch in Deutschland

Bei der Entwicklung des Primärenergieverbrauchs sind seit 1990 drastische Veränderungen zu beobachten – Abb. 1-3 und Abb. 1-4 Die Gewinner auf dem Primärenergiemarkt sind Erdgas und erneuerbare Energien (Wasserkraft/Windkraft, Sonstige darin Biomasse). 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 Nutzung von Wasser, Windkraft und Sonstige hat beträchtlich zugenommen, und es wird angestrebt, dass deren Anteil am Gesamtprimärenergieverbrauch weiterhin steigen soll. Das Steigerungspotential, insbesondere von Windkraft ist erheblich bedingt durch steigende Preise von fossilen Brennstoffen und durch öffentliche Fördermaßnahmen.

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Abb. 1-3:

Entwicklung des Primärenergieverbrauchs

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Abb. 1-4:

Veränderungen beim Primärenergieverbrauch

1.3.2 Endenergieverbrauch

Etwa 50% des Endenergieverbrauchs wird durch die leitungsgebundenen Energien Strom, Erdgas und Fernwärme gedeckt. Feste Brennstoffe – Abb. 1-5 – spielen eine untergeordnete Rolle. Der Anwendungsbereich „Wärme" verbraucht ca. 60% der Endenergie – Abb. 1-6. Der Fernwärmeanteil ist im Gesamtverbrauch klein, weil deren Einsatz wegen des hohen Aufwandes im Verteilungsbereich nur in Gebieten mit hoher Wärmedichte wirtschaftlich ist.

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Abb. 1-5:

Endenergieverbrauch in Deutschland

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Abb. 1-6:

Endenergieverbrauch nach Anwendungsbereichen

1.3.3 Energieträgereinsatz zur Stromerzeugung

Etwa 38% des Primärenergieverbrauchs in Deutschland wird zur Erzeugung des Endenergieträgers Strom – Abb. 1-7 – eingesetzt. Dabei haben weiterhin Kernenergie, Braun-, und Steinkohle zusammen einen Anteil von ca. 70%. Bei der Bruttostromerzeugung – Abb. 1-8 – beträgt deren Anteil jedoch, bedingt durch die niedrigeren Wirkungsgrade bei Kernenergie und der älteren noch in Betrieb befindlichen Kohlekraftwerke, nur ca. 60%.

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Abb. 1-7:

Einsatz von Energieträgern zur Stromerzeugung

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Abb. 1-8:

Bruttostromerzeugung nach Energieträgern

1.3.4 Beitrag erneuerbarer Energien zur Energiebereitstellung

Bedingt durch die stetig steigenden Energiepreise und die Klimaproblematik gewinnen erneuerbare (renewable) 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. Der Anstieg erneuerbarer Energien bei der Stromerzeugung – Abb. 1-9 – bleibt unaufhaltsam.

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Abb. 1-9

Bruttostromerzeugung aus erneuerbaren Energien

Aus der im Diagramm eingebetteten Tabelle sind auch die installierte Leistung, die Bruttostromerzeugung und die Ausnutzungsdauer der installierten Leistung angegeben (h/a). Biomasse kann quasi als Grundlast betrachtet werden, Windkraft wird bis jetzt fast ausschließlich durch onshore Anlagen erzeugt und hat eine typische Benutzungsdauer von ca. 1700 h/a. Photovoltaik hat die bei weitem niedrigste Ausnutzungsdauer.

Aus der Abb. 1-10 und der darin eingebetteten Tabelle ist zu erkennen, dass nach 2000 die Bruttostromerzeugungskapazitäten durch den forcierten Ausbau der erneuerbaren Energien beträchtlich zugenommen haben. Gleichzeitig hat die Ausnutzungsdauer der installierten Leistung zwischen 2000 und 2011 entsprechend abgenommen. Es wird damit deutlich, dass erhebliche Reservekapazitäten notwendig sind, um die fluktuierende Stromerzeugung der erneuerbaren Energien auszugleichen.

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Abb. 1-10:

Entwicklung der Stromerzeugungskapazitäten

1.4 Herkunft u. Preisentwicklung der Primärenergieträger

1.4.1 Herkunft und Grenzübergangspreise von Rohöl

1.4.1.1 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 vernachlässigbar klein. In der Abb. 1-11 sind Aufkommen und Herkunft von Rohöl in Deutschland dargestellt.

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Abb. 1-11:

Rohölaufkommen in Deutschland

1.4.1.2 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 oder Termingeschäfte 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 (O rganisation of P etroleum E xporting C ountries) 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 ( T on of O il E quivalent) benutzt. Der deutsche Begriff hierfür ist „1 t RÖE (Tonne RohölEinheit). Die Beziehung zwischen den Einheiten ist wie folgt:

Tabelle 1-2:

Umrechnung von Handelseinheiten für Rohöl

Abb. 1-12 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.

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Abb. 1-12:

Rohölpreise seit 1970, Jahresmittelwerte, nominal

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:

Die Seefrachtraten scheinen hingegen eine untergeordnete Rolle zu spielen. Für die Route Golf – nordwesteuropäische Häfen betrugen sie auf dem Spotmarkt nach [OPEC Bulletin] zwischen 2,5 und 4,0 US$/barrel.

In der Abb. 1-13 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-Dollar-Parität 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 Jahren die realen Rohölpreise den Stand von Anfang der 1980er Jahre erst in 2011 erreichen. In den letzten 10 Jahren ist der Unterschied zwischen Nominal- und Realpreis wegen den niedrigen Inflationsraten gering.

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Abb. 1-13:

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. 1-14 wird die Preisentwicklung in kurzen Zeitabständen innerhalb des Jahres gezeigt. Daraus erkennt man, dass die Preisentwicklung bei Rohöl sich jeder Prognostizierbarkeit entzieht.

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Abb. 1-14:

Kurzzeitige Entwicklung der Rohölpreise

1.4.2 Herkunft und Grenzübergangspreise von Steinkohle

1.4.2.1 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 fast ausschließlich im Tagebau gewonnen und wegen der vergleichsweise niedrigen Energiedichte überwiegend in nahe liegenden Kraftwerken verstromt.

Über die Hälfte der Kraftwerks-Steinkohle – Abb. 1-15 – wird aus verschiedenen Ländern importiert. Hauptexportländer sind Polen, Südafrika, GUS, Australien und Kolumbien.

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Abb. 1-15:

Herkunft der Steinkohle 2011

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.

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

1.4.2.2 Entwicklung der Einfuhrpreise von Importkohle

Die Entwicklung der Importkohlepreise seit 1970 ist in Abb. 1-16 dargestellt.

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Abb. 1-16:

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.

1.4.2.3 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 Frachtraumangebot 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. 1-17) 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 Beginn der Wirtschaftskrise im Sommer 2008 sind sie, infolge des sich abzeichnenden Nachfragerückgangs für Kohle und Erze, innerhalb kurzer Zeit drastisch eingebrochen. In den letzten drei Jahren sind sie eher moderat.

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Abb. 1-17:

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 1-3 zu ersehen.

Tabelle 1-3:

Repräsentative Kosten der Kohlenkette

*) Abbaumethode: Tagebau

**) ARA: Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen; Base Panamax

***) New South Wales

Quelle: Weltmarkt für Steinkohle, Dr. Ritschel, Dr.Schiffer

Die Preise fürs Kokskohle sind in den letzten Jahren durch den anhaltenden Boom in der Eisenerz- und Kohlenindustrie relativ hoch. Die Preise in US$ sind außerdem gestiegen, weil in den meisten Förderländern der Wert der lokalen Währung gegenüber dem US$ gestiegen ist.

1.4.2.4 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 Spotmarktpreise.

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 global Coal 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.

1.4.3 Herkunft und Grenzübergangspreise von Erdgas

1.4.3.1 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 auch Abb. 1-18.

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Abb. 1-18:

Erdgasaufkommen in Deutschland

1.4.3.2 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. 1-19 zeigt die Entwicklung der Grenzübergangspreise seit 1970. Die Abhängigkeit vom Dollarkurs ist hier nicht direkt 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 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.

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Abb. 1-19:

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 1.7.2. 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.

1.4.4 Herkunft und Preise von Kernbrennstoff

1.4.4.1 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 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.

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Abb. 1-20:

Kernbrennstoff-Produktionskette

Uranerz wird entweder im Tagebau (open cut) oder in Untertage-Minen (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.

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Uranoxid U 3 O 8 , auch yellow cake genannt, ist die Form, in welcher Uran in den Handel gebracht wird.

Das Uranoxid U 3 O 8 wird anschließend in einer Konversionsanlage in Zentraleuropa, Russland oder in den USA zu gasförmigem Uranhexafluorid (UF 6 ) 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.

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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.

1.4.4.2 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)

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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).

Mit anderen Worten ein KKW mit 1200 MW erzeugt bei 7500 Vollbenutzungsstunden 9 GWh/a Strom und verbraucht ca. 26 t Kernbrennstoff. Ein Steinkohlekraftwerk würde für die gleiche Stromerzeugung ca. 3 Mio. t SKE Kohle verbrauchen.

1.4.4.3 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 1.4.4.1 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:

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.

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Abb. 1-21:

Preisentwicklung von Uranoxid (U3O8)

In den späten 1970er Jahren hatte der Uranoxidpreis ein Rekordhoch von 40 US$/lb erreicht. In den 1980er und Anfang der 1990er Jahren sind die Preise bedingt durch das Überangebot von aus Waffenuran konvertiertem Kernbrennstoff stark gefallen und in 2001 auf ein Tief von ca. 7 US$/lb gesunken. In der Zwischenzeit ist der Preis, 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 drei Folgejahren die Preise für yellow cake drastisch gestiegen. Seit Anfang 2008 ist jedoch der Preis für yellow cake wieder am Fallen. Folgenden Tabelle zeigt beispielhaft die Preisfluktuationen innerhalb eines Jahres.

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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 dem allgemeinen Trend ebenfalls an, aber wesentlich schwächer als die von Uranoxid.

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Abb. 1-22:

Konversionspreise für Uranbrennstoff

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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 „ S parative W ork U nit", 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.

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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 von fertigem Kernbrennstoff ermittelt und in Abb. 1-24 graphisch dargestellt. Aus der Abbildung wird der Zusammenhang zwischen der Preisentwicklung von Kernbrennstoff zum Rohölpreis deutlich (siehe auch Abb. 1-13 Jahr 2008). Auch der Kernbrennstoff folgt auf dem Primärenergiemarkt in etwa dem Preisführer Rohöl.

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Abb. 1-24:

Entwicklung der Kosten für fertigen Kernbrennstoff

1.4.4.4 Wärmekosten und Kernstrom-Brennstoffkostenanteil

Auf der Basis der spezifischen Kosten für Kernbrennstoff wurden auch die spezifischen Wärmekosten für das Wärmeäquivalent von Kernbrennstoff sowie der Brennstoffanteil beim Kernenergiestrom ermittelt und in der Abb. 1-25 graphisch dargestellt.

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Abb. 1-25:

Wärmepreis und Kernstrom-Brennstoffkostenanteil

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.

Im Beispiel 1-3 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.

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 den Stromgestehungskosten (η el = 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.

Beispiel 1-3:

Spezifische Kosten von Kernbrennstoff

*) el. Wirkungsgrad 34,5%

1.4.4.5 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.

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.

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Ein Kernreaktor mit 1200 MW elektrischer Leistung produziert jährlich ca. 25 Tonnen abgebrannten Brennstoff.

Danach gibt es zwei Optionen: entweder die „Wiederaufbereitung 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 Wiederaufbereitungsanlage 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 englischen Sellafield 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 sollte im Salzstock Gorleben eine Endlagerstätte entstehen. Bis jetzt ist man jedoch noch im Erkundungsstadium. Außerdem läuft parallel ein neues ergebnisoffenes Verfahren für die Endlagersuche.

1.5 Preisentwicklung von Primärenergien im Vergleich

In der Abb. 1-26 sind die Wärmepreise der drei fossilen Hauptprimärenergieträger in €/MWh und in Abb. 1-27 die indexierten Preise zum Vergleich dargestellt. Daraus ist die direkte Abhängigkeit der Preise vom Preisführer Rohöl eindeutig klar erkennbar.

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Abb. 1-26:

Grenzübergangs-Wärmepreise von Primärenergien

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Abb. 1-27:

Indexierte Grenzübergangspreise der Basis-Primärenergien

Aus der indexierten 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. anschließend kommt eine Phase mit kräftigen Preissteigerungen. Selbst während dem Höhepunkt der Finanzkrise 2008/2009 ist das Preisniveau hoch geblieben,

1.6 Entwicklung der Brennstoffverbraucherpreise

1.6.1 Preise von Kraftwerkskohle

In Deutschland wird Braunkohle und Steinkohle zur Stromerzeugung eingesetzt. Braunkohle wird im Tagebau gefördert und in nahe gelegenen Kraftwerken verstromt. Ein Markt für Kraftwerksbraunkohle existiert nicht. Braunkohle ist der einzige Kraftwerksbrennstoff, dessen Preis sich größtenteils nur an den Kosten für seine Gewinnung orientiert und vom Geschehen auf dem Weltmarkt nicht beeinflusst wird.

Kraftwerksbetreiber von Braunkohlekraftwerken geben einen Wärmepreis für Braunkohle in der Größenordnung von 4,50 €/MWh an [bremer energie institut]. In der Studie [RKW-NRW] wurde in 2004 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