Zusammenfassung
Nachdem im Teil II ausfuhrlich auf Grundlagen und Ansatzpunkte der Innovationspolitik eingegangen wurde, soll im vorliegenden Kapitel geklärt werden, ob die Voraussetzungen für einen Lock-Out vom Typ B im Falle der Windenergienutzung in Deutschland gegeben sind, und damit der Blick wieder auf das Ausgangsproblem gelenkt werden. Zu fragen ist, wie sehr die verstärkte Einbeziehung der Windenergie in die nationale Elektrizitätsversorgung deren “Gesamtkosten ”473 beeinflußt. Zu beachten sind hierbei Auswirkungen auf Umfang, Struktur und Fahrweise des komplementären Kraftwerksparks. Dies erfordert zunächst die Quantifizierung langfristiger technischer und ökonomischer Netzwerkeffekte, die aufgrund einer räumlich verbreiteten Windenergienutzung entstehen. Die notwendigen quantitativen Abschätzungen — die in dieser Form wesentlich über bisherige Untersuchungen hinausgehen und als eigenständiger Beitrag dieser Arbeit anzusehen sind — erfolgen fur Durchdringungen — d.h. Anteile der Windenergie an der (Netto-) Stromproduktion — von bis zu 6%. Berücksichtigt wird, daß die zeitliche Struktur des deutschen Kraftwerksparks zwar bis zu dem Jahr 2005 weitgehend festgeschrieben ist, in den darauffolgenden 5 Jahren jedoch rd. 38% der installierten Kapazität erneuert werden müssen und eine kostenorientierte Anpassung dieser Neustrukturierung — unter Beachtung der dann zur Verfügung stehenden Kraftwerkskonzepte — an die vorgegebenen Durchdringungen möglich ist. Abschließend wird in einer — idealisierten — Simulation auf Basis der Gleichung 6-1 abgeschätzt, inwiefern aufgrund einer zeitlich befristeten und degressiv gestalteten Förderung der Windenergie ihre selbsttragende Diffusion unter den potentiellen Anwendern erwartet werden kann.
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Literatur
Vgl. Kap. 10.1.
Z.B., indem das Stromeinspeisegesetz durch eine alternative Regelung ersetzt wird, die stärker wettbewerbliche Elemente beinhaltet; denkbar sind hier Bieterwettbewerbe nach englischen Vorbild bzw. im Rahmen eines Quotenmodells oder die Etablierung eines Rechts auf kostenlose Durchleitung; vgl. hierzu ausführlich Kap. 10.2.3 bzw. DRILLISCH/RIECHMANN 1997.
Diese fallen u.a. für Fundamentierung, Netzanbindung, Geländeerschließung an; vgl. REHFELDT/SCHWENK (1996, S. 38).
Vgl. KLEINKAUF (1997, S. 108).
Vgl. STATISTISCHES BUNDESAMT (1995, S. 634), STATISTISCHES BUNDESAMT 1997.
Für einen überblick vgl. GROSSMAN (1989, S. 19).
Vgl. auch Kap. 5.5.2.
Vgl. KALTSCHMITT/WIESE (1995, S. 283).
Vgl. allerdings auch REHFELDT/SCHWENK 1997 hinsichtlich der bislang ausbleibenden Kostendegressionen infolge des übergangs zu der 1,5MW-Größenklasse. Dies erscheint jedoch nur ein temporäres Phänomen darzustellen; es liegen bislang keine Hinweise vor, daß sich die angesetzten Kostendegressionen nicht realisieren lassen.
Vgl. hierzu die Ausführungen in ISET/DEWI 1997.
Vgl. KALTSCHMITT/FISCHEDICK 1995.
KALTSCHMITT/FISCHEDICK (1995, S. 20).
Infolge des weitgehend stochastischen Verhaltens der Stromerzeugung aus Windenergie sinkt die Korrelation der Leistungsvariationen zudem mit zunehmendem Abstand der Anlagenstandorte. Wird nun der „regionale Ausgleichseffekt “(stundenweise) als Quotient der Standardabweichung der summierten Stromerzeugungsganglinie verschiedener Standorte und dem Mittelwert der Standardabweichungen der Einzelstandorte definiert, so kann infolge von Simulationen und Messungen geschlossen werden, daß ab einer Zahl von etwa 35 Windkraft- oder Windparkstandorten kein nennenswerter Anstieg des Ausgleichseffektes mehr existiert (vgl. KALTSCHMITT/FISCHEDICK (1995, S. 55)). Die Untersuchungen zeigen, daß von einem um rd. 30% gegenüber der windtechnischen Einzelerzeugung geglätteten Wert auszugehen ist. Die Leistungsvariation reduziert sich bei n Einzelanlagen näherungsweise auf —j= des ursprünglichen Wertes; vgl. KALTSCHMITT/FISCHEDICK (1995, S. 53).
Vgl. KALTSCHMITT/FISCHEDICK (1995, S. 53).
Bei Vernachlässigung zukünftig möglicher Beiträge z.B. der Biomassenutzung; für deren Potentiale vgl. ALBRECHT/RäDE 1995.
KALTSCHMITT/WIESE (1996, S. 68). Im Regelfall wird hier die Summe der Leistungen, die mit einer Wahrscheinlichkeit von 95 bis 98% (meist 97%) verfügbar ist, als sicher postuliert.
Vgl. KALTSCHMITT/WIESE (1996, S. 70), Bild 4.
Vgl. REHFELDT (1997, S. 14).
KALTSCHMITT/FISCHEDICK (1995, S. 283)
Vgl. KALTSCHMITT/FISCHEDICK (1995, S. 58); man beachte dort auch den stark degressiven Verlauf der Kurven des Leistungskredits und des Zugewinns an gesicherter Leistung. Neben dem Terminus der gesicherten Leistung sowie des Leistungskredites wird auch der des „Zugewinns an gesicherter Leistung“ diskutiert. Hierunter ist der Anteil der in Windkraftanlagen installierten Leistung zu verstehen, um den sich die sichere bzw. gesicherte Leistung des Mischsystems aus konventionellen Kraftwerken und Windkonvertern gegenüber dem ausschließlich konventionellen ursprünglichen Kraftwerkspark erhöht. (KALTSCHMITT/FISCHEDICK (1995, S. 56)). Der Zugewinn an gesicherter Leistung liegt immer unter dem Leistungskredit; dieser Unterschied resultiert daraus, daß auch bei konventionellen Kraftwerken aufgrund technischer Störungen, Revisionen oder Umrüstungen immer Verfügbarkeitswahrscheinlichkeiten unter 100% auftreten.
Vgl. KALTSCHMITT/FISCHEDICK (1995, S. 257).
Vgl. PAPKE/KöHNE 1994.
Vgl. auch LIEBOWITZ/MARGOLIS 1994 zur Unterscheidung der ökonomischen Relevanz von Netzwerkeffekten und -externalitäten.
Wie z.B. zuletzt durch das Stromeinspeisegesetz (vgl. Kap. 10.1).
Vgl. Abb. 8–3.
Vgl. im folgenden auch KALTSCHMITT/FISCHEDICK (1995, S. 252ff).
Vgl. KUGELER/PHLIPPEN (1993, S. 335).
Vgl. Abb. 8–3.
Vgl. KUGELER/PHLIPPEN (1993, S. 335).
Vgl. KUGELER/PHLIPPEN (1993, S. 335).
Vgl. SCHOLZ 1995.
Hier betragen die Brennstoffkosten i.d.R. unter 2DPf/kWh (vgl. auch Tab. 8–11). Neben der Verstromung von Braunkohle in Kraftwerken mit Staubfeuerung sind voraussichtlich zukünftig auch Kraftwerke mit GuD-Prozeß verfügbar. GuD-Kraftwerke sind durch hohe Wirkungsgrade gekennzeichnet. Dies beruht v.a. auf der Erhöhung der oberen Prozeßtemperatur, der Erhöhung der Komponentenwirkungsgrade, der Reduzierung der Prozeß- und Exergieverluste zwischen Gasturbinen- und Dampfturbinenprozeß und einer Reduzierung der Austritts- und Umlenkverluste (vgl. URBAN (1997, S. 46f).
Vgl. SCHOLZ 1995.
Vgl. KALTSCHMITT/FISCHEDICK (1995, S. 162).
Vgl. KUGELER/PHLIPPEN (1993, S. 336).
Diese fallen für Erdgas oder als Reserve in Speicherreservoire gepumptes Wasser an.
Unter 1500 h/a (KUGELER/PHLIPPEN (1993, S. 336)).
Mit erhöhten Dampfparametern, vgl. KALTSCHMITT/FISCHEDICK (1995, S. 156ff).514 O.V. 1998; vgl. auch KALTSCHMITT/FISCHEDICK (1995, S. 162).
FORSCHUNGSZENTRUM JüLICH (1995, S. 57), PROGNOS/IFE (1995, S. 20).
KALTSCHMITT/FISCHEDICK (1995, S. 162).
O.V. 1998; vgl. auch PROGNOS/IFE (1995, S. 20).
Diese Angabe bezieht sich auf die Möglichkeit, Leistungssteigerungen bei zu rekonstruierenden fossilen Kraftwerken durch eine Ertüchtigung mit Gasturbinen zu erzielen; vgl. HöLY 1996.
Vgl. HöLY 1996.
O.V. 1998a; vgl. auch PROGNOS/IFE (1995, S. 20).
Ermittelt anhand des Lernfaktors von 0,846 sowie einer Zunahme der kumulierten Installation auf 11.562 MW; konservativer Ausgangswert 2060 DM; 27% Nebenkosten (vgl. Kap. 2).
Vgl. auch RWI (1997, S. 10f).
Ohne das Kernkraftwerk Mülheim-Kärlich, das aus juristischen Gründen nicht am Netz ist, beträgt die Ausnutzungsdauer 6970h/a.
Ohne BHKW
Ohne BHKW und regenerative Energieträger
Anzusehen als Netto-Stromerzeugung, d.h. die gesamte öffentliche Stromerzeugung abzüglich der Kraftwerkseigenverbräuche (nach BMWi 1997, Tab. „Aufkommen und Verwendung von Strom“, IZE (1994a, S. 15)).
Laufwasser-, Kern- und Braunkohlekraftwerke
Steinkohle-, Steinkohle-öl-Gas-, Speicherwasser- und sonstige Kraftwerke
Gasturbinen-, Heizöl-, Pumpspeicherkraftwerke
Aufgrund von jahreszeitlich bedingten Steigerungen des Strombedarfs z.B. in den Wintermonaten bzw. Senkungen in Ferienmonaten.
Aufgrund von Aktivitätsspitzen in Industrie, Gewerbe und Haushalten in der Mittagszeit und Aktivitätstälern während der Nachtstunden.
Die absolute Höchstlast des Jahres 1995 wurde am 20.12.1995 gemessen und betrug netto rd. 72.000 MW (VDEW (1996b, S. 16)).
Diese Annahme beinhaltet somit, daß in der Elektrizitätswirtschaft vermutete und voraussichtlich im Rahmen des Deregulierungsprozesses freiwerdende Produktivitätsreserven sich nicht primär in einer Verminderung und qualitativen Veränderung der installierten Kraftwerksleistung niederschlagen. Hierin ist sicherlich ein Schwachpunkt der folgenden Ausführungen zu sehen, da die Liberalisierung sowohl zu einer Verminderung der Installation kapitalintensiver Kraftwerkstypen wie auch einen verstärkten Stromimport gerade aus osteuropäischen Ländern führen könnte. Es würde jedoch im Rahmen dieser Arbeit zu weit führen, die Einflüsse des Deregulierungsprozesses auf die zukünftige Struktur des Kraftwerksparks zu quantifizieren.
Vgl. FORSCHUNGSZENTRUM JüLICH 1995.
Nach Analyse von VGB (1996, S. 235); vgl. URBAN (1997, S. 54), PROGNOS/IFE (1995, S. 20), Tabelle 2.3.2, Tabelle 2–4 in FORSCHUNGSZENTRUM JüLICH (1995, S.33), HöLY 1996. Es ist allerdings zu beachten, daß bei dieser Vorgehensweise gegenwärtig u.U. vorhandene überkapazitäten nicht als solche ausgewiesen werden. Da im weiteren keine umfangreiche Optimierungsrechnung, die u.a. über die Zahl der Vollastsrunden und die Höhe der Kapazitäten nichtlinear optimieren müßte, durchgeführt werden soll, basieren die folgenden Aussagen z.T. auf zu plausibilisierenden Annahmen. Es wird angenommen, daß aufgrund der geringen gesellschaftlichen Akzeptanz und der erheblichen Kosten der Kernkraftnutzung (vgl. KUGE-LER/PHLIPPEN (1993, S. 326)) kein weiterer Einsatz von Kernkraftwerken nach der Stillegung bereits im Betrieb befindlicher Einheiten erfolgen werde. Entsprechend wird angenommen, daß die stillgelegten Einheiten durch Braunkohle- oder Braunkohle-GuD-Einheiten ersetzt werden. Der Ersatz von Braunkohlekraftwerken erfolgt wiederum über Braunkohlekraftwerke; lediglich für einen geringen Anteil (weitgehend entsprechend dem Anteil an zwischen 1979–82 installierten Braunkohlekapazitäten) wird die Annahme der Ersetzung durch Rekonstruktion zu Kombikraftwerken mit Gasturbinen getroffen. Unter Beachtung der sozialen Bedeutung der Steinkohleverstromung wurde eine Mindestinstallation von Steinkohlekraftwerken angesetzt. Die Vollaststundenzahlen wurden als konstant angenommen. Die Voraussetzungen der Verbund-GuD-Kraftwerk bestehen in der Annahme eines eingesetzten Brennstoffmixes von 72,1 % Steinkohle und 27,9 % Erdgas (nach FORSCHUNGSZENTRUM JüLICH (1995, S. 57)).
Vgl.Def. l,Kap.6.
Vgl. KALTSCHMITT/FISCHEDICK (1995, S. 175ff). Zur Bestimmung dieser Reststromnachfrage sind Aussagen über die zeitliche Struktur der Stromerzeugung aus Windkraft in dem Versorgungsgebiet notwendig. Ausgehend von Annahmen über die Verteilung und Zusammensetzung der Windkraftparks wird der zeitliche Verlauf der Erzeugung von Windstrom bestimmt und mit ihrer Hilfe die noch zu deckende Reststromnachfrage errechnet.
Als Durchdringung ist dabei der Quotient aus der Stromerzeugung durch Windenergie zur Gesamtstromerzeugung zu verstehen.
Vgl. EUROSOLAR (1996b, S. 8).
Vgl. SCHOLZ 1995.
Vgl. KALTSCHMITT/FISCHEDICK (1995, S. 252ff). Im Unterschied zu KALTSCHMITT und FISCHE-DICK, die eine lediglich kurzfristige Perspektive der Konsequenzen einer erhöhten Stromeinspeisung aus Windkraft und Solarenergie darlegen, ist der Fokus der vorliegenden Arbeit langfristig. KALTSCHMITT/WIESE vernachlässigen methodisch gänzlich die langfristige Anpassung bzw. Anpaßbarkeit des konventionellen Kraftwerksparks an vorgegebene Durchdringungen. Dies liegt v.a. an dem verwendeten Zuwachskostenverfahren zur Bestimmung der kostenoptimalen Reststromnachfrage begründet (KALTSCHMITT/FISCHEDICK (1995, S. 188)), das lediglich anhand der (kurzfristig) variablen Stromerzeugungskosten die Reststromnachfrage in der Reihenfolge aufsteigender Erzeugungskosten der im Kraftwerkspark verfügbaren Anlagen deckt. Dies erklärt, wieso die Untersuchung eine überwiegende Reduktion der Stromerzeugung in Spitzen- und Mittellastkraftwerken feststellt, während erst bei höheren Durchdringungen auch Reduktionen der Stromerzeugung aus Grundlastkraftwerken auftreten; die Ursache ist in den grundsätzlich niedrigeren variablen Stromerzeugungskosten der Grund- gegenüber den Mittel- und Spitzenlastkraftwerken zu sehen. Unter langfristiger Perspektive ist daher die im Haupttext angeführte ökonomische Begründung der langfristigen Kapazitätseffekte plausibel.
Fraglich ist die langfristige Aufteilung des Leistungskredits auf die verschiedenen Kraftwerkstypen. Im Rahmen dieser Arbeit wird hierzu angenommen, daß dies proportional den jeweiligen Anteilen an der gesamten installierten Leistung geschieht.
Zu geringe Auslastung für Grundlastkraftwerke und einhergehende technische Verluste aufgrund häufiger An- und Abfahrvorgänge.
Vgl. KUGELER/PHLIPPEN (1993, S. 338), Abb. 22.12.
Höher als 6000 Vollaststunden pro Jahr.
Vgl. in abgewandelter Form URBAN (1997, S. 58f).
Vgl. KALTSCHMITT/FISCHEDICK (1995, S. 58).
Vgl. WIESE/KALTSCHMITT (1997, S. 100).
Vgl. URBAN (1997, S. 58f).
Hier wurden die Investitionsausgaben nach Tab. 8–1 angenommen. Die Abschreibungen wurden über den Kapitalfaktor bestimmt, der sich aus den Anteilen für die Abschreibung und Verzinsung des Investkapitals, für Versicherung, für Versteuerung und für die Reperaturen (wie z.B. eintretende Schadensfälle) zusammensetzt. Aufgrund heute üblicher Erfahrungswerte werden in der Energiewirtschaft gegenwärtig Kapitalfaktoren von rd. 17 %/a verwendet; vgl. KUGELER/PHLIPPEN (1993, S. 327). Ob sich der Kapitalfaktor zukünftig auf Grund der Deregulierung der Elektrizitätswirtschaft ändern wird, kann zum jetzigen Zeitpunkt nicht beurteilt werden. Für Windkraftanlagen wurde ebenfalls ein Kapitalfaktor von 17% angesetzt. Dies entspricht einer Abschreibungsdauer von rd. 8 Jahren bei 8% Zins.
Vgl. PROGNOS/IFE (1995, S. 20), Tabelle 2.3.2; vgl. FORSCHUNGSZENTRUM JüLICH (1995, S. 33), “Tabelle 2 — 4: Charakteristische Daten derzeitiger verfügbarer Kraftwerkskonzepte ” VGB (1996, S. 10).
Dieses Szenario beruht auf der für das Jahr 2005 prognostizierten Entwicklung der Energieträgerpreise gemäß vgl. PROGNOS/IFE (1995, S. 3), Tabelle 2.1.1; KUGELER/PHLIPPEN (1993, S.332).
Vgl. STATISTISCHES BUNDESAMT (1995, S. 188).
Zu den Grundlagen der Szenarientechnik vgl. MEYER-SCHöNHERR 1992. Vgl. auch RENNINGS/KOSCHEL (1995, S. 14).
Vgl. STATISTISCHES BUNDESAMT (1995, S. 188).
Vgl. Definition 1 in Kap. 6, Bedingung 2a.
Vgl. Kap. 3.1.
Eine weitere Gruppenunterschiedung schien angesichts der in Kap. 3 angeführten Aussagen nicht sinnvoll. Der Umfang der beiden letztgenannten Gruppen ist offenbar besonders vom geltenden energiewirtschaftlichen Rahmen beeinflußt, da die Erschließung des Potentials der Kundengruppe „Haushalts- und Gewerbetarifkunden“abhängig von der Existenz von Durchleitungsrechten ist (vgl. hierzu REICHEL 1997a).
Im Falle einer Abwägung zwischen Windkraftnutzung und Bezug konventionell erzeugten Stroms sind die variablen Kosten entscheidend.
Die angesetzten Relationen zwischen den genannten Gruppen sowie die Gruppenaufteilung selbst erfordert in weiterführenden Untersuchungen eine detaillierte Analyse des zukünftig geltenden Energiewirtschaftsrahmens. Der hohe angesetzte Anteil der Gruppe I stellt eine konservative Annahme dar.
Vgl. Kap. 8.2.
Zeitgleich, nicht kumuliert.
Vgl.Def. 1, Kap. 6, Bed. 2b.
Vgl. Def. l,Kap. 6, Bed. 1.
Vgl. REICHEL 1997a.
Vgl. z.B. ERDMANN 1997.
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Reichel, M. (1998). Lock-Out vom Typ B im Falle der Windenergienutzung. In: Markteinführung von erneuerbaren Energien. Studien zum internationalen Innovationsmanagement. Deutscher Universitätsverlag, Wiesbaden. https://doi.org/10.1007/978-3-663-08123-4_8
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