Preiseffekte eines forcierten Ausstiegs aus der Kernenergie in der Bundesrepublik Deutschland

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

1. Einleitung
1.1 Beweggründe der Ausarbeitung
1.2 Ziele und Aufbau der Bachelorarbeit

2. Wertschöpfungsstufen im Strommarkt und grundlegende Zusammenhänge der Strompreisbildung
2.1 Allgemeine Einflussgrößen auf die Strompreise
2.2 Wertschöpfungsstufen im Strommarkt
2.3 Regulierte Netznutzungsentgelte
2.4 Strompreisbildung auf dem Großhandelsmarkt
2.5 Strompreisbildung für die Endverbraucher
2.6 Aufgaben und Bedeutung von Kernkraftwerken und ihre Funktionsweise

3. Analyse und Bewertung der ausgewählten Studien
3.1 Einführung und Kurzübersicht der ausgewählten Studien
3.2 Einstieg in den Ausstieg: Energiepoltische Szenarien für einen Atomausstieg in Deutschland
3.2.1 Einführung in die Studie
3.2.2 Verwendete Methodik und zugrunde liegende Annahmen
3.2.3 Analyse
3.2.4 Bewertung
3.3 Wirtschaftliche Folgen eines Kernenergieausstiegs in Deutschland
3.3.1 Einführung in die Studie
3.3.2 Verwendete Methodik und zugrunde liegende Annahmen
3.3.3 Analyse
3.3.4 Bewertung
3.4 Transformation des Stromerzeugungssystems mit forciertem Ausstieg aus der Kernenergie - Ein Beitrag zur Diskussion nachhaltiger Energiesysteme nach dem Reaktorunfall in Fukushima
3.4.1 Einführung in die Studie
3.4.2 Verwendete Methodik und zugrunde liegende Annahmen
3.4.3 Analyse
3.4.4 Bewertung
3.5 Kosten eines Ausstiegs aus der Kernenergie bis 2022 für Deutschland und Bayern
3.5.1 Einführung in die Studie
3.5.2 Verwendete Methodik und zugrunde liegende Annahmen
3.5.3 Analyse
3.5.4 Bewertung

4. Fazit

Literaturverzeichnis

Anhang

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 2-1: Einsatzreihenfolge und das Grenzkraftwerk

Abbildung 2-2: Die Bestandteile des Strompreises für Endverbraucher

Abbildung 2-3: Kettenreaktion der Kernspaltung

Abbildung 2-4: Kernkraftwerkspark Deutschland

Abbildung 3-1: Strommarktmodell MICOES

Abbildung 3-2: Preisentwicklung der Ausstiegsvarianten A 2015, A 2020 sowie von 2015 bis 2030

Abbildung 3-3: Preisentwicklung der Ausstiegsvarianten A 2015, A 2020, B sowie B 2020 von 2015 bis 2030

Abbildung 3-4: Strompreis für Haushaltskunden 2015

Abbildung 3-5: Strompreis für Haushaltskunden 2020

Abbildung 3-6: Kostenbarwerte eines beschleunigten Ausstiegs

Abbildung 3-7: Jahreshöchstwert des Stromverbrauchs und gesicherte Leistung

Abbildung 3-8: Großhandelspreis (Baseload)

Tabellenverzeichnis

Tabelle 3-1: Einige Studien zum beschleunigten Kernenergieausstieg

Tabelle 3-2: Ausstiegsszenario

Tabelle 3-3: Stromexportsaldo

Tabelle 3-4: Jahreshöchstwert des Stromverbrauchs

Tabelle 3-5: Gesicherte Leistung

Tabelle 3-6: Weitere Kraftwerkszubauten

Tabelle 3-7: Gesicherte Leistungen von Stromerzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energie

Tabelle 3-8: EEG-Umlage

Tabelle 3-9: Endkundenpreise für Haushalte und Industrie

Tabelle A-1: Entwicklung der Brennstoffpreise frei Kraftwerk

Tabelle A-2: Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien

Tabelle A-3: Installierte Bruttoleistung dezentraler KWK-Anlagen

Tabelle A-4: Bruttoerzeugung dezentraler KWK-Anlagen

Tabelle A-5: Entwicklung des konventionellen Kraftwerkparks in den betrachteten Szenarien

Tabelle A-6: Bilanz möglicher technischer Optionen bei forciertem Kernenergieausstieg

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1. Einführung

1.1 Beweggründe der Ausarbeitung

Am 11. März 2011 wurde Japan von einem Erdbebenunglück mit der Stärke 9,0 auf der Richterskala und einer anschließenden Tsunamiwelle erschüttert.¹ Dadurch kam es im Kernkraftwerk² (KKW) der Betreiberfirma Tepco in Fukushima zu einer Kernschmelze³, weil u. a. infolge dieser Naturkatastrophe die Stromversorgung der Kühler des Kraftwerks beschädigt wurde und somit die Kühlung der Brennstäbe nicht mehr gewährleistet werden konnte. Im weiteren Verlauf entwickelte sich durch eine Explosion eine radioaktive Kontamination der unmittelbaren Umgebung in signifikantem Ausmaß, sodass die japanische Regierung sich gezwungen sah, den Vorfall mit der höchsten INES⁴ -Stufe zu bewerten. Durch die Vergegenwärtigung der atomaren Gefahren entfachte zeitgleich insbesondere in Deutschland erneut eine Debatte über die Vor- und Nachteile der Stromerzeugung unter Verwendung von Nuklearenergie. Einige Monate nach der Verlängerung der Laufzeiten der KKW fing in Deutschland die regierungsführende Partei an, die nationale Energiepolitik vollständig umzukehren. Kurzfristig wurde per Gesetzesweg am 15. März 2011 die Abschaltung der sieben ältesten der 16 KKW in Deutschland für drei Monate beschlossen. Darüber hinaus wurde eine Ethik-Kommission einberufen, deren Auftrag darin bestand, das Für und Wider und insbesondere die Gefahren der Kernenergienutzung transparent zu machen.⁵ Nach dem Bericht der Ethik-Kommission vom Mai 2011 sei ein Ausstieg in den kommenden zehn Jahren realisierbar. Gemäß der aktuellen Rechtslage ist die Abschaltung des letzten Kernkraftwerks für 2022 vorgesehen.⁶

Mit zunehmender Antipathie der Gesellschaft in Deutschland gegenüber der Stromgewinnung mithilfe von Kernkraftwerken und der Befürwortung ihrer frühzeitigen Abschaltung begann eine zentrale Frage an Bedeutung zu gewinnen: Wird es einen Strompreisanstieg geben, der alleine auf den beschleunigten Ausstieg aus der Kernenergie zurückzuführen ist? Um diese Frage zu beantworten, wurden inzwischen einige Studien erstellt, die von Bund und/oder Ländern aber auch von anderen Interessengruppen in Auftrag gegeben wurden. Wie aber kann es sein, dass alle diese zu derselben Fragestellung entwickelten Studien unterschiedliche Ergebnisse aufweisen, die unterschiedlichen Annahmen zugrunde liegen? Und sind diese Annahmen, etwa was die erwarteten Stromverbräuche, die Kapazität nutzbarer anderer Kraftwerke etc. anbelangt, realistisch oder werden sie zugunsten der Interessenstandpunkte der Auftraggeber getroffen?

1.2 Ziele und Aufbau der Bachelorarbeit

Diese Bachelorarbeit beschäftigt sich mit der Fragestellung, ob und wenn ja, welche Preiseffekte in welcher Höhe ausschließlich auf den forcierten Ausstieg aus der Kernenergie zurückzuführen sind. Besonders schwierig könnte sich in diesem Kontext die Isolierung der Preiseffekte infolge eines beschleunigten Ausstiegs erweisen, da andere Ursachen, die ebenfalls zu einem Anstieg des Strompreises führen nicht berücksichtigt werden dürfen. Ein Anhaltspunkt zur Lösung dieser Problematik könnte in einer modellbasierten Untersuchung liegen, in welcher mindestens zwei Szenarien mit ähnlichen Annahmen einander gegenübergestellt werden, die sich nur in ihrer zeitlichen Ausschaltungsdynamik unterscheiden. So könnten die Preisdifferenzen der betrachteten Szenarien, die sich zueinander c. p. mit der Beschleunigung einer der Ausstiegsvarianten ergeben, explizit auf den forcierten Ausstieg zurückgeführt werden. Eine weitere Problematik könnte sich im Zusammenhang des angestrebten Vergleichs der ausgewählten Studien ergeben. Da die Studien unterschiedlichen Annahmen zugrunde liegen, könnte sich somit ein direkter Vergleich als schwierig oder gar als nicht möglich erweisen. Angemerkt sei, dass mögliche Kosten, die sich bspw. durch nötig werdende Investitionen in den Netzausbau o. Ä. ergeben und durch Umlegung auf die Verbraucher ebenfalls zu Preiseffekten führen könnten, in dieser Ausarbeitung nicht explizit betrachtet werden. Dies gilt auch für mögliche Chancen, die aus einem forcierten Ausstieg resultieren könnten.

Die vorliegende Arbeit umfasst vier Kapitel: Im zweiten Kapitel werden zunächst allgemein mögliche Strompreiseffekte thematisiert, die sich im Verlauf der Zeit ohnehin entwickeln könnten, wie etwa ein Strompreisanstieg, der auf die energiepolitische Wende und/oder auf den Ausbau der erneuerbaren Energien zurückzuführen ist. Gleiches gilt bspw. für eine eventuelle Erhöhung der CO2-Emissionspreise aufgrund angenommener steigender Nachfrage. Um das Verständnis für mögliche Preiseffekte zu vertiefen, wird nachfolgend einiges Hintergrundwissen zu den Wertschöpfungsstufen im Strommarkt, den regulierten Netznutzungsentgelten, der Strompreisbildung selbst sowie zur Geschichte der Kernkraftwerke, ihrer Bedeutung für den deutschen Strommarkt als auch zur Funktionsweise der Wärmegewinnung von Kernkraftwerken geliefert. Daraufhin werden, nach einem Überblick über einige in der Öffentlichkeit verfügbare Studien, vier unter ihnen zur Analyse herangezogen und bewertet. Im Rahmen der Bewertung erfolgt dabei eine Untersuchung der Studienergebnisse unter Beachtung ihrer zugrunde liegenden Annahmen. Im abschließenden Fazit werden die Studien und deren Ergebnisse unter dem Blickwinkel der wissenschaftlichen Fragestellung kritisch gewürdigt und, sofern möglich, miteinander verglichen.

2. Wertschöpfungsstufen im Strommarkt und grundlegende Zusammenhänge der Strompreisbildung

2.1 Allgemeine Einflussgrößen auf die Strompreise

Die Einflussgrößen auf die Strompreise sind vielschichtig und daher nicht vollständig erfassbar. Im Hinblick auf die Fragestellung der Bachelorarbeit ist jedoch anzumerken, dass mögliche Preissteigerungen in den kommenden Jahren nicht zwangsläufig nur auf einen forcierten Ausstieg aus der Kern- energie zurückzuführen sind. Dies könnte etwa dadurch begründet werden, dass bestimmte Preissteigerungen aktuell bereits ohnehin zu erwarten sind. Exemplarisch sei dies an den steigenden Preisen fossiler Energieträger bzw. beispielhaft an der Preissteigerung der Steinkohle festgemacht. Die durch- schnittlichen Preise für Kraftwerkskohle haben sich YRQ ¼ t Steinkoh- leeinheit (SKE)⁷ LQ DXI ¼ t SKE in 2010 erhöht. Da die Nachfra- gemenge nach Drittlandskohlebezügen ebenfalls von ca. 11.396 t/SKE in 1996 auf über 23.795 t/SKE in 2010⁸ zugenommen hat, kann, unabhängig von einem forcierten Ausstieg aus der Kernenergie, unter sonst gleichen Umständen mit steigenden Preisen für Steinkohle gerechnet werden. Der Grund dafür liegt in ihrer Endlichkeit sowie der wachsenden Nachfrage. Auf Basis von Angebot und Nachfrage findet am Großhandelsmarkt an der Leipziger Strombörse European Energy Exchange (EEX) die Strompreisbildung unter Beachtung der sogenannten ÄMerit-Order³ statt. Jede Preissteigerung an der Energiebörse auf den beschleunigten Ausstieg zu lenken wäre unangemessen. Gleich gilt für die Strompreiszusammensetzung für die Endverbraucher. Diese besteht aus drei Hauptbestandteilen. Jede Steigerung einer der Bestandteile grundsätzlich auf den forcierten Ausstieg zurückzuführen, wäre wissenschaftlich nicht vertretbar. Demnach gilt: Sofern durch den beschleunigten Ausstieg aus der Nuklearenergie zusätzliche Kosten entstehen í XQDEKlQJLJ YRQ GHQ EHUHLWV RKQHKLQ ]X HUZDUWHQGHQ .RVWHQ RGHU .RVWHQVWHLJHUXQJHQ DXIJUXQG DQGHUHU 8UVDFKHQ í VLQG GLHVH GHP ]ügigen Ausstieg anteilig zuzuordnen.⁹

Damit der Strommarkt besser verstanden werden kann, sollen in dem kommenden Unterkapitel die Wertschöpfungsstufen der Energiewirtschaft kurz vorgestellt werden.

2.2 Wertschöpfungsstufen im Strommarkt

Bei den Wertschöpfungsstufen handelt es sich um eine Kette von Bereichen, die aufeinander aufbauen und in der Summe einen Mehrwert schaffen. Dabei können die einzelnen Stufen in Erzeugung, Transport, Verteilung und neuerdings in Handel und Vertrieb untergliedert werden, wobei eine eindeutige Abgrenzung nicht festgelegt ist. Der Handel und der Vertrieb als eigenständige Wertschöpfungsstufen ergaben sich erst im Zuge der Liberalisierung.¹⁰ Durch den Wegfall der Gebietsmonopole war es möglich den Anbieter zu wechseln, wodurch Wettbewerb entstand. In Folge der Marktöffnung etablierte sich der Handel am Spot- und Terminmarkt an der EEX zu einer eigenständigen Wertschöpfungsstufe.¹¹ Die Funktionsbereiche der Verteilung wurden indes lediglich auf die physische Anbindung eines Kunden beschränkt.¹² Ebenso schwierig wie die Abgrenzung selbst ist die Zuordnung der einzelnen Akteure zu den entsprechenden Wertschöpfungsstufen. Die Stufe der Erzeugung etwa umfasst lediglich die Produktion von Strom aus Primärenergiequellen und ist bspw. von dem Transport der elektrischen Energie abzugrenzen. Der Transport thematisiert dabei die Stromlieferung von den Kraftwerken über Hochspannungsnetze zu den Gebieten, in denen der elektrische Strom benötigt wird.¹³ Die Betreiber der Übertragungsnetze können somit in die zweite Wertschöpfungsstufe eingeordnet werden. Die Verteilung erfolgt anschließend über die Niederspannungsnetze zu den Endkunden. Aus dem Vorhergehenden ergibt sich zudem, dass der Vertrieb als die Ver- und Einkaufsstufe in der Wertschöpfungskette anzusehen ist.

Anzumerken ist an dieser Stelle, dass insbesondere die zweite und dritte Wertschöpfungsstufe, also der Transport und die Verteilung, sogenannte natürliche Monopole darstellen.¹⁴ Dies ist der Fall, da ein parallel verlau- fender Aufbau einer zusätzlichen Leitung immense Kosten, aber keinen Mehrwert schaffen würde. Der Grund dafür lautet, dass die Leistungskapazität der bestehenden Netze bereits ausreichend ist. Daher gab es für Mitbewerber ohne eigenes Netz keine Möglichkeit, auf einen anderen Übertragungsnetzbetreiber als die bestehenden zurückzugreifen.¹⁵ Die durch die Liberalisierung entstandene Entflechtungsvorschrift des EnWG erzwingt zudem einen Eingriff in bestehende Organisationen, bei dem Verbundvorteile teilweise verloren gehen.¹⁶ Dies wird dadurch begründet, dass ein Energieversorgungsunternehmen (EVU) in allen Bereichen der Wertschöpfung mitwirkt und durch Quersubventionierung des eigenen Vertriebs den Wettbewerb auf dem Strommarkt reduzieren oder aber vollständig auflösen könnte. Zwar würde eine Quersubventionierung die Erlöse der entsprechend kulanten Wertschöpfungsebene des betriebsinternen Bereiches reduzieren, jedoch wäre dies nicht weiter von Bedeutung, solange das EVU ganzheitlich betrachtet mehr Rendite erwirtschaftet als die Konkurrenten.¹⁷

Im sich anschließenden Unterkapitel erfolgt eine kurze Einführung in die verwandte Themengebiet der regulierten Netznutzungsentgelte.

2.3 Regulierte Netznutzungsentgelte

Im Zuge der Liberalisierung wurden nicht nur weitere Wertschöpfungsstufen geschaffen, sondern darüber hinaus versucht, ein grundlegendes Problem der Energiewirtschaft, nämlich den mangelnden Wettbewerb, zu bekämpfen. Auch wenn die Netznutzungsentgelte sowie der Netzzugang im Rahmen dieser Bachelorarbeit nicht genauer erläutert werden, sei darauf hingewiesen, dass der Anteil der Netznutzungsentgelte am Strompreis für die Endverbraucher mit ca. 20 % in 2010¹⁸ nicht zu vernachlässigen ist. Das Besondere an diesem Anteil ist jedoch nicht die Höhe, sondern die Zusam- mensetzung. Während die einzelnen Bestanteile des Strompreises für die Endkunden sich überwiegend entweder durch den freien Markt ± nämlich über Angebot und Nachfrage í oder durch staatliche Eingriffe í durch Erhebung von Steuern und Abgaben í ergeben, sind die Entgelte für die Netznutzung durch die Netzentgeltverordnung staatlich reguliert, da es sich hierbei um natürliche Monopole handelt.¹⁹

Um den Grund für die Regulierung besser erfassen zu können, ist eine weiterführende Erklärung notwendig. Die Erzeugung und der Verkauf von Gas und Strom wurden vor den 80er-Jahren des 20. Jahrhunderts als zwangsläufiger Bestandteil des Netzbetriebs verstanden und diesem, als natürlichem Monopol anerkannten Netzbetrieb zugeordnet. Somit fungierten der Erzeuger, der Netzbetreiber sowie der Lieferant als ein Unternehmen. Diese Denkweise wurde nach 1980 jedoch verworfen, weil die Erzeugung und der Vertrieb nicht länger als ein unerlässlicher Bestandteil des Netzbetriebs betrachtet wurden. Das beabsichtigte Unbundling wurde durch eine europaweite Richtlinie beschlossen und 1996 in nationales deutsches Recht umgewandelt.²⁰ Hierbei wurde in größtem Umfang die Regulierung des Zugangs zu den Netzen thematisiert, damit die Netzbetreiber nicht zu hohe Kosten für die Netznutzung verlangen oder aber die Erzeugung und den Vertrieb des eigenen Unternehmens bevorzugt behandeln.²¹ Dennoch trat die oben beschriebene Befürchtung ein und infolge steigender Preise wurden die Vorschriften 2003 durch die EU-Kommission verschärft und am 07. Juli 2005 im deutschen Recht verankert.²² Nun sind u. a. die Netznutzungsentgelte und die Diskriminierungsfreiheit stärker kontrolliert. Ein Eingehen auf die genauen Inhalte der Vorschriften und die zu beachtende Sonderregel würde den Rahmen dieser Ausarbeitung allerdings sprengen, daher sei darauf verzichtet.

Nachfolgend wird die Strompreisbildung auf dem Großhandelsmarkt dargestellt.

2.4 Strompreisbildungen auf dem Großhandelsmarkt

Die Strompreisbildung auf dem Großhandelsmarkt ergibt sich aus der sogenannten ÄAbrufreihenfolge³ bzw. ÄEinsatzreihenfolge³. Hierbei geht es um den Vergleich der variablen Kosten sämtlicher im Einsatz befindlicher Kraftwerke. Wie in Abbildung 2-1 ersichtlich, ist immer das letzte Kraftwerk, das sogenannte ÄGrenzkraftwerk³, das noch benötigt wird, um die nachgefragte Strommenge gerade noch befriedigen zu können, preissetzend.²³

Demzufolge entspricht der stündlich wechselnde Spotmarktpreis den variablen Kosten des teuersten noch benötigten Kraftwerks.²⁴ Die Kraftwerke werden nach den variablen Kosten sortiert, beginnend mit den geringsten, sodass die erneuerbaren Energien die erste Position bilden. Im Anschluss folgt das Kernkraftwerk mit ebenfalls sehr niedrigen Grenzkosten, gefolgt von Braunkohle, Steinkohle, Gas und Dampf, Gasturbinen sowie abschließend Ölkraftwerken, die äußerst hohe variable Kosten aufweisen und in Ländern mit wenigem oder keinem Ölvorkommen hauptsächlich für Spitzenlasten verwendet werden.

Unter Beachtung dieser Ausführungen wird nun Folgendes ersichtlich: Der Börsenpreis würde sich durch die Einbindung von Kraftwerken mit keinen oder geringen variablen Kosten (Windenergie, Kernenergie etc.) reduzieren, sofern die zusätzlich eingebundene Kapazität mindestens genau der Menge entspricht, die nötig ist, um die gesamte Stromnachfrage mit dem die nächstgeringeren variablen Kosten aufweisenden Kraftwerk decken zu können. Mit Blick auf die Fragestellung dieser Ausarbeitung ist an dieser Stelle anzumerken, dass eine äußerst kurzfristige Abschaltung der KKW zu einer Verschiebung der Abrufreihenfolge bzw. der sogenannten ÄMerit-Order³ führen würde. Die Mengen, die aufgrund der Abschaltung sehr kurzfristig anders erzeugt werden müssten, würden aller Voraussicht nach durch Kraftwerke mit höheren variablen Kosten erzeugt werden, wie z. B. Kohleoder Gaskraftwerke. Dies wiederum hätte eine Verschiebung zur Folge, bei welcher Kraftwerke mit höheren variablen Kosten preisbindend wären. Der sogenannte ÄMerit-Order-Effekt³ führt also in dieser Annahme im Falle einer sehr kurzfristigen Abschaltung der Kernkraftwerke zu einer Erhöhung der Großhandelsmarktpreise.

Diese unmittelbare preissteigernde Konsequenz muss jedoch í bei mittlerem oder langfristigem Horizont der Abschaltung von Kernkraftwerken í im Hinblick auf die Strompreisbildung und die preisungünstige Verschiebung nicht zwangsläufig eintreten. Zwar müssten auch in diesen Szenarien die durch die Abschaltung fehlenden Strommengen zur Deckung des Strombedarfs anders erzeugt werden, jedoch könnte dies dadurch kompen- siert oder sogar überkompensiert werden, indem die neuen Bedarfe durch die Einbindung erneuerbarer Energien gedeckt werden. Hierdurch würde die Notwendigkeit der zusätzlichen Inbetriebnahme von Kraftwerken mit höheren variablen Kosten entfallen, weshalb die Abrufreihenfolge sich entweder nicht verändern oder aber sich preisgünstig verschieben würde. Wenn also die Strommengen, welche durch die Abschaltung der Kernkraftwerke verloren gingen, in derselben Höhe durch die Einbindung erneuerbarer Energien ersetzt werden könnten, würde dies zu einer vollständigen Kompensation führen. Der Strompreis würde nicht steigen, weil das Grenzkraftwerk sich nicht verändert hätte.

Die Strompreiszusammensetzung für die Endverbraucher ergibt sich aus mehreren Bestandteilen, welche im Anschluss erläutert werden.

2.5 Strompreisbildung für die Endverbraucher

Während der Strompreis des Großhandelsmarktes sich an der Börse wie gezeigt durch die Abrufreihenfolge ergibt, resultiert der Strompreis für die Endverbraucher aus drei Hauptkategorien. Den größten Einfluss auf die Strompreisbildung machen die „Umlagen, Abgaben sowie Gebühren“ mit etwas über 45 % des Gesamtstrompreises aus (Abbildung 2-2) ²⁵

Die „Beschaffung, der Vertrieb sowie der Service“ beanspruchen mit ca. 34 % den zweitgrößten Anteil am Strompreis, gefolgt von dem „regulierten Entgelt“ mit einem ca. 20 igen Anteil am Strompreis. Im Einzelnen ergibt sich der Strompreis, wie nachfolgend aufgezeigt, also aus den Energiekosten und dem Vertrieb, der Stromsteuer (wie bspw. der Ökosteuer), der Mehrwertsteuer, den Konzessionsabgaben, der KWK²⁶ - und EEG²⁷ -Umlage sowie den Netzentgelten für die Netznutzung. Darüber hinaus ist erwähnenswert, dass bspw. die Mehrwertsteuer nicht mit einer EEG-Umlage zu vergleichen ist, da diese als Einnahme des Staates fungiert. Hingegen darf man sich die EEG-Umlage als zusätzliche „Herstellkosten“ für die EE-StromErzeuger vorstellen, aus welcher der Staat keine direkten finanziellen Vorteile generiert. Das EEG definiert lediglich die Art der Zusammenarbeit zwischen Anbietern, die erneuerbare Energien zur Stromerzeugung nutzen, und den anderen Akteuren. Für einige der Akteure ergibt sich im Rahmen des EEG z. B. die Pflicht zur vorrangigen Einspeisung des EE-Stroms in das

Stromnetz sowie eine Mindestvergütung an die Stromerzeuger, wodurch die sogenannten „Differenzkosten“ entstehen.

Mit Blick auf eine mögliche Preissteigerung der Großhandelsmarktpreise ist in Zusammenhang mit der Strompreisbildung für den Endverbraucher anzumerken, dass eine Verschiebung der Merit-Order nach rechts dazu führt, dass die sich als Differenz aus der gesetzlich zugesicherten Vergütung und dem Marktpreis verstehenden Differenzkosten sinken. Demzufolge führt eine Preissteigerung auf dem Großhandelsmarkt für die Endverbraucher zu einer Kostensenkung in Höhe der Differenzkosten. Anders betrachtet, hantiert dieser Mechanismus ähnlich wie ein Dämpfer, welcher eine gegebene Großhandelsmarktpreissteigerung nur in geringerem Maße an die Kunden weitergibt, da die durch die Preissteigerung entstehende Differenzkostenreduktion sich wie ein Polster verhält und z. B. den gestiegenen Stromgestehungskosten ein wenig entgegenwirkt.

2.6 Aufgaben und Bedeutung von Kernkraftwerken und ihre Funktionsweise

In Deutschland wurzelt die Geschichte der Stromerzeugung mithilfe von Kernkraftwerken in den 60er-Jahren. Während das erste kommerzielle Kraftwerk der Welt bereits 1955 in Calder Hall (England) gebaut wurde und im folgenden Jahr ans Netz ging, wurde in Deutschland das erste kommerzielle Kernkraftwerk sieben Jahre später, im Februar 1963, ans Netz angeschlossen. Die Kernenergie hatte 2010 in Deutschland einen Anteil von etwa 22,4 %²⁸ an der Gesamtstromerzeugung²⁹ und stellte somit einen signifikanten Beitrag zum Energiemix³⁰ dar. Die Stromerzeugung mittels der Kernenergie gehört zu den traditionellen Stromerzeugungsmethoden und zeichnet sich u. a. durch äußerst geringe variable Grenzkosten aus. Dies prädestiniert zum Einsatz in der Grundlast und ebenso zu einer guten Position in der Merit-Order, direkt hinter den Erzeugungsvarianten mit kaum va- riablen Kosten (z. B. Wasser, Windenergie etc.). Aufgrund der Inflexibilität und der Dauer des An- und Abschaltens von Kernkraftwerken kommt jedoch lediglich die Verwendung in der Grundlast infrage, zumal durch das kurzfristige Abschalten und Wiederanschalten die Materialien enormen Belastungen ausgesetzt wären. Daher müssten zusätzliche Kosten für die Instandhaltung in Betracht gezogen werden. Jedoch liegt ein besonderer Unterschied zu anderen konventionellen Kraftwerken in der Art der Wärmegewinnung. Während bspw. bei Kohlekraftwerken fossile Energieträger zur Stromerzeugung eingesetzt werden, um Wärme zu gewinnen, erfolgt dies bei Kernkraftwerken durch sogenannte ÄKernspaltung³ von Uranisotopen 235/95 oder 233/92 oder aber von Plutoniumisotopen 239/94.³¹

In Abbildung 2-3 ist die Kernspaltung am Beispiel von Uran 235/92 dargestellt. Der Begriff der Spaltung ist darauf zurückzuführen, dass mit elektrisch neutralen Hardonen, sogenannten ÄNeutronen³ YHrsucht wird, das Innere des Atoms - also den Atomkern - zu spalten. Für die Wärmeerzeugung ist nur der innere Kern des Urans notwendig.

Durch diese Kernspaltung entstehen einerseits radioaktive Elemente, andererseits 2±3³² neue Neutronen, die allerdings aufgrund ihrer Schnelligkeit von den umliegenden Urankernen abprallen und nicht wie erwünscht zu einer entsprechenden Kettenreaktion von Kernspaltungen führen. Eine Kettenreaktion mit schnellen Neutronen zu erreichen, ist durch eine hohe U235-Kontration möglich, aber sehr aufwendig. Um dagegen mit einer geringen U-235-Konzentration eine Kettenreaktion zu provozieren, ist es notwendig, die Geschwindigkeit der Neutronen zu reduzieren. Dies erfolgt durch das Abbremsen der Neutronen mithilfe sogenannter ÄModeratoren³ (Bremsmittel), wodurch die Wahrscheinlichkeit weiterer Spaltungen erhöht wird. Ein Beispiel für ein Bremsmittel ist das Wasser im Reaktor, welches die Neutronen verlangsamt und so zu weiteren Kernspaltungen und einer Kettenreaktion führt, wodurch Energie entsteht.³³ Entscheidend sind somit die Anzahl der Neutronen und die Notwendigkeit, ihre Schnelligkeit zu steuern, um die Kernspaltung kontrollieren zu können. Für die Steuerung gibt es zweierlei Instrumente: Zunächst handelt es sich um die sogenannten durch nötig werdende Investitionen in den Netzausbau o. Ä. ergeben und ausgefahren werden können. Cadmiumverbindungen in den Steuerstäben können freie Neutronen aufnehmen, wodurch die Anzahl der Neutronen und somit die Anzahl der Kernspaltungen, ergo die Wärmegewinnung, beeinflusst werden können. Des Weiteren lässt sich mithilfe der Konzentration von Borsäure, welche sich in dem Reaktorwasser befindet, ebenfalls die Anzahl der spaltfähigen Neutronen reduzieren.³⁴ Die durch die Spaltung entstehende kinetische Energie wird durch Kollision des Brennstoffs mit einem Moderator (z. B. Wasser) zu Wärme umgewandelt.³⁵ Das Wasser, welches aus Platzmangel nicht im Reaktor verdampfen kann, wird mithilfe eines Wärmeaustauschers in einem geschlossenen Sekundärkreislauf zu Turbinen geführt, die auf diese Weise angetrieben werden. Die Turbinen sind wiederum über Wellen mit einem Generator verbunden, in welchem elektrische Energie mit einem Wirkungsgrad von etwa 35 % erzeugt wird.³⁶

Ein besonderer Vorteil dieser soeben aufgezeigten Erzeugungsmethodik liegt in ihrer Umweltfreundlichkeit, da keine Schadstoffemissionen, etwa Kohlendioxid, in die Atmosphäre freigelassen werden.³⁷ Diese emissionsfreie Methodik erspart der Umwelt im Vergleich zur Verwendung von Kraftwerken mit fossilen Energieträgern etwa 150 Millionen Tonnen giftige Gase pro Jahr³⁸, welches annähernd dem gesamten jährlichen CO2-Ausstoß des deutschen Verkehrs entspräche.³⁹ Als Pendant zur Umweltfreundlichkeit steht allerdings die Argumentation der Gefahr im Falle einer Kernschmelze im Vordergrund. Die unwiderruflichen Umweltschäden durch einen sogenannten ÄSupergau³, bei welchem unkontrolliert radioaktive Gase in die Umgebung freigelassen werden, sind kaum operationalisierbar und somit schwer zu gewichten. Auch die Entsorgung der Brennstäbe lässt nach wie vor viele Fragen offen. So ist etwa umstritten, wo der nicht mehr für die Erzeugung nutzbare, höchst radioaktive Müll gelagert werden lagern soll, zumal einige der Elemente Millionen Jahre radioaktiv bleiben. Die Gefahr, die von einem Brennelement ausgehen kann, sei dadurch verdeutlicht, dass ein Mensch in der unmittelbaren Umgebung eines ungeschirmten Brennelements infolge der Radioaktivität in wenigen Sekunden sterben würde.⁴⁰

Im Jahre 2010 befanden sich in Deutschland 17⁴¹ Kernkraftwerke (6 Druckwasserreaktoren und 11 Siedewasserreaktoren) in Betrieb und machten einen Anteil von 22,4 % an der gesamten Bruttostromerzeugung in Deutschland aus.⁴² Mit Blick auf die Fragestellung dieser Bachelorarbeit ergibt sich daraus die Überlegung, dass im Falle eines forcierten Ausstiegs aus der Kernenergie diese Mengen durch den Einsatz anderer Energieerzeugungsmethodiken kompensiert werden müssten. Bei einem besonders schnellen Ausstieg wären, in Bezug auf die geringen variablen Kosten und die Abrufreihenfolge, entsprechende preissteigernde Konsequenzen zu befürchten. Auch muss beachtet werden, dass durch den zügigen Ausstieg möglicherweise notwendig werdende andere konventionelle Kraftwerke durch die Verbrennung fossiler Energieträger Kohlenstoffdioxid in die Umwelt freilassen würden í ein Vorgang, dessen Kosten und mögliche externe Effekte für die Umwelt nicht operationalisierbar wären. Jedoch könnten durch die erhöhte Nachfrage der Emissionen die Co2-Emissionskosten steigen, wodurch Preiseffekte zu erwarten wären, die dem forcierten Ausstieg indirekt zurechenbar wären.

[...]

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¹ Vgl. Doege, F. / Köllner, P. (2011), S. 1.

² KKW Fukushima-1.

³ Vgl. Simonis, U. E. (2011), S. 14.

⁴ International Nuclear Event Scale.

⁵ Vgl. Széll, G. (2011), S. 5.

⁶ Vgl. PIK / IIRM (2011), S. 14.

⁷ Ist als eine nicht gesetzlich definierte Maßeinheit für den Vergleich des Energiegehalts von Primärenergieträgern zu interpretieren. 1 kg SKE entspricht 7.000 kcal.

⁸ Vgl. BAFA (Hrsg.) (2011).

⁹ Vgl. BDEW (Hrsg.) (11.03.2011).

¹⁰ Vgl. Jendrian, L. (2002), S. 100.

¹¹ Vgl. Weidler, A. / Schwarz, R. (2008), S.98f.

¹² Vgl. Broemel, R. (2010), S. 104.

¹³ Vgl. Meister, F. (2007), S. 257.

¹⁴ Vgl. Weidler, A. / Schwarz, R. (2008), S.99.

¹⁵ Vgl. Broemel, R. (2010), S. 104.

¹⁶ Vgl. Weidler, A. / Schwarz, R. (2008), S.99.

¹⁷ Vgl. Kraus, R. (2005), S. 26.

¹⁸ Vgl. BDEW (Hrsg.) (11.03.2011).

¹⁹ Vgl. Etten-Rüppel, M. / Riechmann, C. (2008), S. 33.

²⁰ Vgl. Riechmann, C. / Brunner, U. (2008), S. 28.

²¹ Vgl. Meister, F. (2007), S. 270.

²² Vgl. Weidler, A. / Schwarz, R. (2008), S.99.

²³ Vgl. Frank, F. (2011), S. 14.

²⁴ Vgl. Hilpold, C. / Kaiser, D. G. (2010), S. 152.

²⁵ Vgl. BDEW (Hrsg.) (09.03.2011), S. 3.

²⁶ Kraft-Wärme-Kopplung.

²⁷ Erneuerbare-Energien-Gesetz.

²⁸ 22,4 % entspricht in etwa einer Bruttostromerzeugung von 140 TWh.

²⁹ Vgl. Jülich Forschungszentrum (Hrsg.) (2011), S. 6.

³⁰ Unter „Energiemix“ ist die Zusammensetzung der Stromnachfragedeckung durch ver-schiedenartige Erzeugungsvarianten zu verstehen.

³¹ Vgl. Hofer, R. (2008) S. 367.

³² Genau genommen handelt es sich um 2,3 neue Neutronen.

³³ Vgl. Volkmer, M. (2003) S. 32.

³⁴ Vgl. Heitmann, H.-G. (2000), S. 33.

³⁵ Vgl. Schild, H. / Dumm, T. (2009), S. 77.

³⁶ Vgl. Ebd., S. 76.

³⁷ Vgl. Wilhelmi, D. / Vaupel, M. (2007), S.104.

³⁸ Vgl. Pfeiffer, J. (2010), S. 138.

³⁹ Vgl. Umweltbundesamt (Hrsg.) (2010), S. 9.

⁴⁰ Vgl. Bundesamt für Strahlenschutz (Hrsg.) (02.09.2009).

⁴¹ Das Kraftwerk in Krümmel befand sich zu diesem Zeitpunkt in Revision.

⁴² Vgl. Jülich Forschungszentrum (Hrsg.) (2011), S. 6.