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Kosten-Nutzenanalyse der Nutzung von Atomenergie

Bachelorarbeit 2010 37 Seiten

BWL - Wirtschaftspolitik

Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

1 Einführung

2 Kosten-Nutzenanalyse der Nutzung von Atomenergie
2.1 Kostenanalyse
2.1.1 Kapitalkosten
2.1.2 Investitionskosten
2.1.3 Marktzins
2.1.4 Lebensdauer und Arbeitsnutzung
2.1.4.1 Grundlast-Spitzenlast
2.1.4.2 Grundlastbetrieb
2.1.5 Brennstoffkosten
2.1.6 Sonstige Kostenkomponente
2.1.7 Variable übrige Kosten
2.1.8 Externe Kosten
2.1.8.1 Emission radioaktiver Stoffe im Normalbetrieb
2.1.8.2 Unfälle
2.1.8.3 Berufsrisiken
2.1.9 Stilllegung
2.2 Kernenergieausstieg
2.2.1 Arbeitsplatzeffekt
2.2.2 Stomlücke
2.2.3 Ausweg Import?
2.2.4 Endlagerung
2.3 Restlaufzeitverlängerung.
2.3.1 Abschaltung der Reaktoren ab 2022
2.3.2 Laufzeitverlägerung versus Ausbau erneuerbarer Energie
2.3.3 Brennelementesteuer
2.3.4 Höhe der Steuereinnahmen

3 Zukunft der Kernenergie

Literaturverzeichnis

1 Einführung

Die wirtschaftliche Nutzung der Kernenergie in Deutschland blickt auf eine in Form und Bedeutung einmalige Geschichte zurück. Zum ersten Mal setzte der Bundesgesetzgeber, eingebettet in die Europäische Atomgemeinschaft (EAG) mit dem Atomgesetz des Jahres 1959 auf die flächendeckende Entwicklung einer damals gänzlich neuen zivilen Technik zur Erzeugung von Elektrizität.

Da der Bund selbst diese Aufgabe nicht mit den eigenen Verwaltungsmitteln bewerkstelligen konnte und wollte, erforderte die Verwirklichung dieses damals außerordentlich ehrgeizigen politischen Willens eine langfristige institutionelle Zusammenarbeit mit der deutschen Energiewirtschaft. Eine entsprechende Planung und ihre gewaltige Investitionssummen erfordernde Umsetzung waren in Ländern wie Frankreich oder Großbritannien vergleichsweise leicht zu realisieren, weil dort durch die Integration mit militärischen Anwendungen die Entwicklung von Kernreaktoren zunächst fast ausschließlich in staatlicher Hand ruhte. In Deutschland dagegen entschloss sich der Gesetzgeber dazu, schon um jeden Anschein staatlich-militärischer Ambitionen zu vermeiden, nicht selbst Reaktoren zu entwickeln, sondern die private Wirtschaft in diese Richtung zu lenken. Der Staat setzte die Rahmenbedingungen und hoffte auf die eingeforderte Initiative. Dies war umso leichter möglich, als die Energiewirtschaft vielfältig mit der öffentlichen Gewalt insbesondere auf kommunaler Ebene verbunden war und die sichere Energieversorgung als eine nationalstaatliche Aufgabe ersten Ranges galt.

Die Entwicklung der Kernenergie nach staatlichen Planvorgaben, aber in privater Initiative, förderte die Kooperation zwischen Staat und Energiewirtschaft in einer außerordentlichen Weise. Konsens zwischen Politik, Wissenschaft und privaten Unternehmen wurde auf diesem Feld zur systematischen Voraussetzung der großtechnischen Entwicklung der Kernenergie.[1]

In der Bundesrepublik Deutschland sind heute noch 17 Kernkraftwerke in Betrieb. Deutsche Kernkraft decken inzwischen 23 Prozent der inländischen Stromversorgung. Die für eine sichere und gleichmäßige Elektrizitätsversorgung besonders bedeutsame sog. Grundlastversorgung (=Elektrizitätslieferung rund um die Uhr über das gesamte Jahr) wird in Deutschland zur Hälfte durch Kernenergie sichergestellt. Allerdings dürfte dieser Anteil an der Stromversorgung in Zukunft sinken, da die Bundesregierung am 22.04.2002 den Ausstieg aus der Kernenergie beschlossen hat. Dieser Beschluss besagt eine Abschaltung der Reaktoren nach einer durchschnittlichen Laufzeit von 32 Jahren. Zudem soll der Atommüll nicht mehr in die beiden Zwischenlager Ahaus und Gorleben transportiert werden, sondern dezentral an den jeweiligen Kerkraftsstandorten bis zu 40 Jahren gelagert werden. Außerdem wurden die Transporte zu den Wiederaufbereitungsanlagen im Ausland verboten.[2]Fraglich bleibt die Diskussion, in der wir uns im Jahr 2010 zum Thema Restlaufzeitverlängerung befinden. Eine Verlängerung des Betriebs von Kernkraftwerken bis zu einer Lebensdauer von 60 Jahren steht zur Debatte. Dazu soll diese Arbeit betragen, in der die Kosten und der Nutzen mit der Kernenergienutzung analysiert werden

2 Kosten-Nutzenanalyse der Nutzung von Atomenergie

Zuerst einmal werden die verschiedenen Kosten aufgedeckt, die mit der Nutzung der Atomenergie einhergehen.

2.1 Kostenanalyse

2.1.1 Kapitalkosten

Die Kapitalkosten werden anhand eines Annuitätenverfahrens berechnet, das die Nettoinvestitionen zuzüglich der Bauzeitzinsen auf Basis der durchschnittlichen Kapitalbindung innerhalb der Bauzeit zugrunde legt. Über die betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer n gilt ein Marktzins i. Im Allgemeinen wird beim Betrieb moderner Kernkraftwerke von einer Nutzungsdauer von mindestens 40 Jahren ausgegangen.[3]

2.1.2 Investitionskosten

Die Investitionskosten für neu zu errichtende Kraftwerke stellen in einem liberalisierten Marktumfeld die wichtigste Komponente für die Kosten der Stromerzeugung dar. Vor allem an die Anlagetechnik mit den Umwelt- und Sicherheitsvorschriften machen den Kapitalaufwand erheblich. Eine weitere Unterscheidung besteht in den Bauzeiten. Für Kernkraftwerke müssen etwa sechs Jahre, für Kohlekraftwerke vier Jahre und für Erdgaskraftwerke lediglich bis zu zwei Jahre Bauzeit bis zur Inbetriebnahme eingeplant werden.[4]

Inklusive der Bauzeitzinsen sind beim Bau neuer Kernkraftwerke spezifische Investitionskosten pro Kwh von etwa 1790 Euro zu veranschlagen. Die Investitionen des seit 2003 im Bau befindlichen EPR (Europäischer Druckwasserreaktor) im finnischen Kernkraftwerk Olkiluoto mit einer Leistung von 1600 MW werden auf etwa 5,47 Milliarden Euro (8,25 Milliarden SFr) geschätzt.[5]

Bei der Berechnung der Kapitalkosten wurde das Annuitätenverfahren gewählt, das eine Tilgung über den gesamten Zeitraum der Betriebsdauer n vorsieht. Kosten für die Stilllegung und den Rückbau sind in der Kalkulation enthalten.

2.1.3 Marktzins

Ein entscheidender Faktor bei energiewirtschaftlichen Betrachtungen ist der Zins i. Ein hoher Zins wirkt sich insbesondere negativ auf die allgemeine Vitalisierung des Kraftwerkparks aus, da Ersatzinvestitionen für ältere, bereits weitgehend abgeschriebene Elemente in die Zukunft verschoben werden. Im Folgenden wird von einer Nutzungsdauer von 25 Jahren und einem Zinssatz von 8,5 Prozent ausgegangen.

2.1.4 Lebensdauer und Arbeitsnutzung

Zur Berechnung der Kapitalkosten wurden für die unterschiedlichen Erzeugungstechnologien variierende Lebensdauern zugrunde gelegt. Diese orientieren sich ausschließlich an technischen Erfahrungswerten und nicht an steuerlichen Abschreibungsmöglichkeiten. Die zu erwartende Lebensdauern sind allerdings vor dem Hintergrund veränderlicher sicherheitstechnischer Rahmenbedingungen ein nur mit Unsicherheiten abschätzbarer Kostenparameter. Für Kernkraftwerke wurde abweichend die Regellaufzeit von 32 Jahren laut Atomgesetz angenommen.[6]

Weiteres ausschlaggebendes Element für die Berechnung der Kapitalkosten stellt die Arbeitsnutzung der vorhandenen installierten Leistung dar, die sich in der Anzahl der erzeugten Einheiten xi widerspiegelt. Diese ist von einer Vielzahl von Faktoren abhängig:

- Jährlich vorgeschriebene Revisionen verkürzen die Zeitverfügbarkeit und erfordernd die Abschaltung über einen gewissen Zeitraum.
- Technische Probleme und erforderliche Nachrüstungen führen teils zu erheblichen Einschränkungen der Verfügbarkeit.
- Aufgrund geringer Stromnachfrage kann die Leistung der Kraftwerke auf die Anweisung des Lastverteilers zeitweilig reduziert werden.

Bei einer jährlichen Betrachtung mit 8760 Stunden erreichte die Kernenergie im Jahre 2007 eine durchschnittliche Arbeitsausnutzungsdauer in Deutschland von 7790 Stunden.

Durchschnittliche Arbeitsnutzung der Kraftwerke der öffentlichen Versorgung Deutschland 2007[7]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

2.1.4.1 Grundlast-Spitzenlast.

Da elektrische Energie nur sehr bedingt und kurzfristig gespeichert werden kann, muss die benötigte Energie „just in time“ zum Verbrauch in das Stromnetz eingespeist werden. Kommt es zu Schwankungen in der Einspeisung, müssen andere Kraftwerke den Leistungsbedarf ausregeln (Regelreserve), weil im Stromnetz eine konstante Netzfrequenz von 50 Hertz vorherrschen muss, dass es nicht zu Ausfällen auf der Nachfrageseite kommt. Damit diese Schwankungen in der Verfügbarkeit einzelner Energieträger nicht zu Energieengpässe führen, ist ein ausgewogener Mix an verschiedenen Energiequellen nötig. Neben den witterungsbedingten Schwankungen in der Einspeisung mancher Energieträger (Angebot), muss die erzeugte Menge an elektrischer Energie auch dem Bedarf der Verbraucher angepasst werden (Nachfrage). Der Bedarf an elektrischer Energie ist über den Tag verteilt nicht konstant, sondern schwankt gemäß unseren Lebensgewohnheiten. Die sog. Grundlast ist dabei die Menge an elektrischer Energie, die rund um die Uhr benötigt wird. Die Kernkraft trägt zu 50 Prozent zur Deckung der Grundlast bei. Des Weiteren wird zwischen Mittel- und Spitzenlast unterschieden. Zur Deckung der Mittellast werden insbesondere Kohlekraftwerke eingesetzt. Für die Spitzenlast stehen neben Kohlekraftwerken auch Gas- und in gewissem Umfang Pumpspeicherkraftwerke zur Verfügung.[8]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Grund- Mittel- und Spitzenlast während eines Tages im Sommer[9]

Neben wirtschaftlich Faktoren bestimmen technische Anforderungen den Einsatz von Kraftwerken. So ist auch aus physikalischen Gründen bei Strom jederzeit ein Gleichgewicht von Angebot und Nachfrage herzustellen. Abweichungen zwischen erwartetem Angebot und prognostizierter Nachfrage können sowohl infolge ungeplanter Störungen als auch aufgrund von Unsicherheiten bezüglich der Witterungsverhältnisse eintreten. So kann es aufgrund technischer Störung zum ungeplanten Ausfall eines Kernkraftwerks kommen. Das Stromangebot aus Windenergie ist mit Unsicherheiten aufgrund der nicht exakt vorhersehbaren Windverhältnisse verbunden. Aber auch auf der Nachfrageseite sind Abweichungen von der vorhergesagten Situation möglich. Dies gilt etwa, wenn ein großer Industriebetrieb aufgrund eines plötzlichen Produktionsstillstandes weniger Strom als angenommen benötigt.

Diese Schwankungen werden mittels Regelenergie ausgeglichen. Bei der Regelenergie handelt es sich um bestimmte Kraftwerke, die kurzfristig zusätzlich Strom bereitstellen oder auch ihr Angebot verknappen können. Dabei wird in Abhängigkeit von der Dauer der benötigten Regelabweichung zwischen Primär-, Sekundär- und Minutenreserve unterschieden.[10]

2.1.4.2 Grundlastbetrieb

Die Grundleistung stellt den Teil der gesamten Netto-Engpassleistung eines Kraftwerkparks dar, „der – von der technischen Auslegung (Investitionsplanung) her und im Hinblick auf die aktuelle Relationen der Brennstoffwärmepreise – aufgrund seiner Kostenstruktur (insbesondere Niedrige Arbeitskosten) zur Erzielung eines Kostenminimums eine möglichst hohe Einsatzpriorität erhält.“[11]Hieraus erfolgt eine hohe Ausnutzungsdauer. Als Grundleistungskraftwerke zählen Anlagen auf Basis von Laufwasser, Braunkohle und Kernenergie sowie auch auf Basis von Biomasse und Geothermie.

Nach Angaben der Elektrizitätswirtschaft zeichnet sich ein optimal angelegter Kraftwerkspark dadurch aus, dass es sich bei etwa 50 Prozent der Erzeugungsleistung um Grundleistungskraftwerke handelt, die etwa 70 Prozent des Stroms erzeugen sollten.

„Mittelleistung ist derjenige Teil der gesamten Netto-Engpassleistung eines Kraftwerksparks, der für den Betrieb mit häufig wechselnder Leistung für tägliches An- und Abfahren konzipiert ist und der – von der technischen Auslegung (Investitionsplanung) her und im Hinblick auf die aktuellen Relationen der Brennstoffwärmepreise – auf Grund seiner Kostenstruktur (mittlere Arbeitskosten) zur Erzielung des Kostenminimums eine nachgeordnete Einsatzpriorität erhält.“[12]

Mittelleistungskraftwerke sind vor allem Steinkohle-, Gas- und Speicherwasserkraftwerke. Auch Biomasse- und Biogaskraftwerke können grundsätzlich in der Mittellast eingesetzt werden.

[...]


[1]Vgl. Di Fabio, U. (1999), Seite 1 ff

[2]Vgl. Verein deutscher Ingenieure (VDI): http://www.vdi-nachrichten.com/vdi-nachrichten/aktuelle_ausgabe/article.asp?cat=1&id=7264&source=archiv( aufgerufen am 09.06.2010)

[3]Vgl. Kernenergie.de (aufgerufen am 12.05.2010)

[4]Vgl. Herholz, U. (2006), Seite 169

[5]Vgl. Schwendener, P. (2009)

[6]Ohne Verabschiedung des AtG beliefe sich die mittlere Nutzungsdauer ebenfalls voraussichtlich nur auf 30 bis 35 Jahre. In der Realität liegen die maximal erreichten Nutzungsdauern von Kernkraftwerken noch unter den angeführten. Vielmehr wiesen die zwischen 1989 und 1997 in Westeuropa, USA und Kanada stillgelegten kommerziellen Kraftwerke Laufzeiten zwischen 15 und 26 Jahren auf (Hennicke, 2000). Obrigheim ist damit das einzige Kernkraftwerk weltweit, dass mehr als 30 Jahre Betriebszeit aufweisen kann.

[7]Quelle: Quaschning, V. (2008)

[8]Vgl. Borlein, M. (2009), Seite 87 ff.

[9]Quelle: http://lexikon.freenet.de/Lastprofil (aufgerufen am 12.06.2010)

[10]Schiffer, H.(2008), Seite 244 ff.

[11]Quaschning, V.(2008), Seite 237

[12]Quaschning, V.(2008), Seite 238

Details

Seiten
37
Jahr
2010
ISBN (eBook)
9783640658626
ISBN (Buch)
9783640667864
Dateigröße
1 MB
Sprache
Deutsch
Katalognummer
v153557
Institution / Hochschule
Bayerische Julius-Maximilians-Universität Würzburg – Institut für Finanzwissenschaften
Note
1,3
Schlagworte
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