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EnBW plant Neubau eines Ölkraftwerkes
Die deutsche Energiewende im Vergleich zu energiepolitischen Entwicklungen in Amerika

Die verbliebenen 7 in Betrieb befindlichen Kernkraftwerksblöcke in Deutschland erzeugen aktuell durchschnittlich ca. 13% der in Deutschland benötigten Strommenge.^[1] Aufgrund des in Deutschland beschlossenen Kernenergieausstieges allerdings nur noch bis Ende 2022.

Werden die sogenannten erneuerbaren Energien, welche laut Plan der Bundesregierung bis ins Jahr 2030 ca. 65% des Strombedarfs decken sollen, dies ausgleichen können? An windstarken Tagen können die vorhandenen Windernergieanlagen bereits jetzt mehr als 60% des benötigten Stromes produzieren (z.B. am 8.12.2018) an windschwachen Tagen aber teilweise weniger als 1% der benötigten Leistung (z.B. am 25.3.2018).^[2] Ein weiteres Problem ist der Netzausbau, der meiste Wind wird im Norden produziert, und kann wegen fehlender Netzkapazitäten nicht im benötigten Maße in den Süden transportiert werden. Die Windkraftanlagen werden daher häufig abgeschaltet, weil der Strom nicht gebraucht bzw. nicht transportiert werden kann. Bezahlt werden muss er dennoch, die Ausfallzahlungen an die Betreiber sind im Posten Netzentgelt der Stromrechnung enthalten.

EnBW, der Netzbetreiber in Baden-Württemberg, plant deshalb des Neubau eines mit Heizöl betriebenen Kraftwerkes, da nach Abschaltung des KKW Neckarwestheim großflächige Stromausfälle in ungünstigen Situationen sonst nicht verhindert werden können. Das Ölkraftwerk soll nur im “Notfall” Strom produzieren. Es darf nur 1500 Stunden im Jahr laufen, geschätzt wird ein Wert von 40-50 Stunden im Jahr.^[3] Die Bundesnetzagentur plant insgesamt 4 neue Kraftwerke in Süddeutschland mit insgesamt 1,2 Gigawatt Kapazität. Die geschätzten Baukosten belaufen sich auf 100 Millionen € pro Kraftwerk.

Wirtschaftliche Betrachtung

Kein Unternehmen würde ein Kraftwerk bauen, welches nur 50 Stunden im Jahr Strom verkaufen kann. Der Netzbetreiber – Netze und Kraftwerke sind in Deutschland getrennt worden – in Baden-Württemberg Transnet BW – zahlt dem Kraftwerksbetreiber (EnBW) eine Entschädigung für das Vorhalten der Leistung für den Notfall und legt diese Zahlungen auf die Netzentgelte um. Die Netzentgelte wiederum finden sich als Posten auf der Stromrechnung der Verbraucher. Die 100 Millionen Euro pro Kraftwerk werden also auf die Stromverbraucher umgelegt.

Wie sieht die Rechnung für EnBW aus. Der Konzern ist seit 2010 zu 45% im Besitz des Landes Baden-Württemberg, also im Besitz des Bürger des Bundeslandes. Die noch vorhanden Kernkraftwerke sind für die Betreiber wichtige Gewinnbringer. Die technische Nutzungsdauer eines Kernkraftwerkes beträgt üblicherweise 40-60 Jahre. Mittlerweile wird selbst eine Verlängerung auf 80 Jahre diskutiert.^[4] Neckarwestheim II ist eines der jüngsten Kernkraftwerke und ging 1989 ans Netz. Die Restnutzungsdauer würde selbst bei vorsichtiger Betrachtung noch ca. 20 Jahre betragen. Die wesentlichen Bauteile eines Kernkraftwerkes (Reaktorgebäude, Dampferzeuger, Reaktordruckgefäß) haben eine bilanzielle Abschreibungsdauer von 19 Jahren, Kühltürme werden auf 25 Jahre abgeschrieben.^[5] Deshalb ist für den Betreiber des Kraftwerkes der Betrieb ab dem dritten Jahrzehnt am lukrativsten, da die Kredite bezahlt sind und die Abschreibungskosten rapide sinken.

Die Bürger des Landes zahlen also doppelt. Durch die erzwungene Stilllegung einer technisch einwandfreien Cash-Cow im Landesbesitz werden zukünftige Gewinne verhindert, zusätzlich zahlt er erhöhte Netzentgelte für den verbrauchten Strom.

Umweltaspekte

Deutschland gibt sich als Vorreiter in Sachen Umwelt- und Klimaschutz, ist aber gezwungen, Ölkraftwerke zu bauen, um einen Blackout zu verhindern. Es ist das offene Eingeständnis, dass auch bei weiterem Ausbau der erneuerbaren Energien immer noch beinahe gleichgroße Kapazitäten grundlastfähiger Reservekraftwerke bereitstehen müssen (im Inland oder als Stromimporte), um im Falle von Dunkelflauten (dunkel und wenig Wind) den Blackout zu vermeiden. Das parallel dazu versucht wird, zusätzlich aus der Kohle auszusteigen und den Verkehr auf Elektroenergie umzustellen ist ein Vorhaben, welches “mehr als ambitioniert” ist. Die meiste Energie in Deutschland stammt immer noch aus Kohle. Das liegt daran, dass nur abgeschriebene Kohlekraftwerke noch Gewinn machen können und die Kohlekraftwerke daher umweltfreundlichere moderne Gaskraftwerke verdrängt haben. Deshalb ist die Energieerzeugung in Deutschland weder CO²-ärmer, noch sauberer geworden. Lediglich der Preis für den Endkunden hat sich verdoppelt. Die Bundesregierung hält dennoch stur an ihrem Kurs fest und will vorrangig die Windenergie  weiter ausbauen.

Alternativen – Entwicklung in den USA und Kanada

Die USA wird in vielen Medien gescholten, weil sie aus dem Pariser Klimaabkommen ausgestiegen ist. Sie hat jedoch im Gegensatz zu Deutschland ihren CO²-Ausstoß und den Schadstoffausstoß in den letzten Jahren erheblich reduziert. Ursächlich dafür war die Verdrängung der Kohle durch Gas, welches mittels Fracking erheblich günstiger geworden ist. Aber auch die Kernkraft wird zukünftig eine wichtige Rolle spielen.

Aktuell sind in den USA zwar nur zwei große Kernkraftwerke (Vogle 3 und 4) im Bau (Video 11/2018) und sollen im Jahre 2021 bzw. 2022 ans Netz gehen. Es sind aktuell die einzigen Kernkraftwerke im Bau in den USA und gehören zur Generation III+. Ein baugleiches Kraftwerk der Reihe AP1000 ist im Juni in China in Betrieb gegangen.

Zukunftsausblick SMR-Reaktoren

DIe Zukunft liegt jedoch in Generation IV Reaktoren, die aufgrund ihrer Konstruktionsprinzipien eine inhärente Sicherheit bieten. Großes Potential bieten dabei sogenannte SMR (Small Modular Reactor), beispielsweise der IMSR des kanadischen StartUps Terrestrial Energy. Der Flüssigsalz-Reaktor leistet 195 MW elektrische Leistung, also etwa ein Fünftel von großen Kernkraftwerken. Die Baukosten werden mit unter 1 Milliarde US$ angegeben. Durch die modulare Bauweise, d.h. die Reaktoren werden industriell an einem Ort produziert, zum Bestimmungsort transportiert und dort “nur noch zusammengebaut”, sollen die beim Bau von Großreaktoren in westlichen Ländern bisher üblichen Bauverzögerungen und Kostensteigerungen vermieden werden.

Die ersten Reaktoren dieses Typs sollen bereits in den 2020ern in Betrieb gehen. Der IMSR erfährt Unterstützung durch die Behörden Kanadas, der USA und Großbritanniens.^[6] 

Auch Vertreter von Energieversorgern arbeiten in einem Beirat mit Terrestrial Energy zusammen, unter anderen große amerikanische und kanadische Betreiber von Kernkraftwerken wie NextEra Energy, Southern Nuclear, Duke Energy, Tennessee Valley Authority oder Bruce Power. Aber auch die französisch belgische Engie ist im Beirat vertreten. Es ist also denkbar, dass französische und belgische Kernkraftwerke zukünftig durch Reaktoren wie den IMSR ersetzt werden.

Im Gegensatz zu konventionellen Reaktoren produziert der IMSR auch Prozesswärme von 600℃, die beispielsweise für den Einsatz zur Wasserstoffproduktion oder anderen chemischen Prozessen (Herstellung synthetischer Kraftstoffe, Ammoniak etc.) oder zur Meerwasserentsalzung genutzt werden können. In einer Studie wird ein neuartiges Verfahren zur wirtschaftlicheren Wasserstoffproduktion mit Hilfe des IMSR untersucht.^[7]

Der IMSR ist nicht der einzige SMR mit guten Chancen zur Realisierung. Verschiedene Anbieter, u.a. Terrapower, x-energy und NuScale arbeiten an der Lizensierung ihrer Reaktoren mit dem Ziel der Inbetriebnahme in den 2020ern. Eine detaillierte Übersicht der SMR-Projekte findet sich bei der World Nuclear Association.

In den USA und Kanada kooperieren Kraftwerksbauer, Forschungseinrichtungen und Energieversorgungsunternehmen^[8], um neue Reaktortypen zu realisieren. Die amerikanische^[9] und kanadische Regierung fördern diese Entwicklung.

Wirtschaftliche Perspektiven der Energieversorger

In den USA liefern die aktuell 99 im Betrieb befindlichen Reaktorblöcke ca. 20% des Strombedarfs.^[10]  Die meisten Kraftwerke besitzen Betriebsgenehmigungen bis in die 2030er und 2040er Jahre.^[11] Bei kanadische Reaktoren reichen die Betriebsgenehmigungen sogar bis in die 2050er Jahre (Darlington und Bruce).^[12]

Mit den weitgehend abgeschriebenen Kraftwerken können die Energieversorger hohe Deckungsbeiträge erwirtschaften. Das per Fracking günstig gewonnene Erdgas hat in den letzten Jahrzehnten den Anteil von Kohle überholt. Die erneuerbaren Energien tragen inzwischen 15% zum Energiemix bei.^[13] Der durchschnittliche Strompreis für Endkunden beträgt ca. 10 US-Cent pro KWh und ist trotz allgemeiner Preissteigerungen stabil geblieben. In Kanada zahlen die Kunden noch weniger.^[14] In Kalifornien, wo der Anteil von Erdgas und Kernkraft gesunken ist und der Anteil der erneuerbaren Energien stark gewachsen ist, zahlen die Bewohner allerdings über 16 US-Cent pro kWh. Als Ursache für den Preisanstieg gilt der Ausbau der Solar- und Windenergie und die Schließung des Kernkraftwerkes San Onofre.^[15]

In Deutschland leiden die Energieversorger unter der von der Politik erzwungenen Energiewende. Die einst als “Witwen- und Waisenaktien” geltenden Versorger RWE und VEBA (heute Eon) sind weit von ihren einstigen Börsenkursen entfernt und in einer schwierigen Situation. Durch die Vorrangeinspeisung der erneuerbaren Energien wurden viele Kraftwerke unwirtschaftlich. Hohe Sonderabschreibungen mussten vorgenommen werden. Auch die Stadt Dortmund als größter kommunaler Anteilseigner und andere Ruhrgebietsstädte leiden unter der Geschäftsentwicklung von RWE. 2010 konnte der stadteigene Versorger DSW21 noch 70 Millionen Euro Dividende als Einnahme verbuchen. Für 2015 und 2016 wurde die Dividende dann komplett gestrichen. Im gleichen Zeitraum erhöhte die Stadt Dortmund den Grundsteuerhebesatz B um 27% (von 480% auf 610%). Zur Einordnung – die Gesamteinnahmen aus der Grundsteuer in Dortmund betrugen im Jahr 2016 (also nach den Erhöhungen) 119,1 Millionen Euro^[16]. Auch hier zahlen die Bürger wie im Fall EnBW doppelt für die Energiewende.

Selbst die erneuerbaren Energien sind für die Betreiber oft kein gutes Geschäft. Viele Windenergieanlagen schreiben trotz Subventionen und Vorrangeinspeisung rote Zahlen.^[17]

Wenn die Förderung nach 20 Jahren ausläuft und die Vorrangeinspeisung endet, wird es noch bitterer aussehen. Die Betreiber müssen den erzeugten Strom dann zu Marktpreisen verkaufen (wie jeder andere Betreiber von Kraftwerken) und dieser ist bei starkem Wind (=Überangebot an Strom) sehr niedrig bis negativ. Und bei wenig Wind und hohen Preisen produzieren die Anlagen naturgemäß nur wenig Strom.

Unter marktwirtschaftlichen Bedingungen werden Kraftwerke nach 20 Jahren erst richtig lukrativ, da die Kredite zur Finanzierung der Anlagen getilgt sind und die Abschreibungskosten abnehmen. Im Gegensatz dazu werden in Deutschland viele Windenergieanlagen nach Ablauf der Subventionen als wirtschaftlicher Totalschaden enden.^[18]

Die heimischen Energieerzeuger werden ihr Geschäft zukünftig zum Teil mit den Entschädigungen verdienen müssen, die sie für das Vorhalten der Reservekraftwerke erhalten. Auch die Energieversorger in den USA und Kanada werden in den nächsten Jahrzehnten erhebliche Investitionen tätigen müssen, um alte Kraftwerke zu ersetzen. Diese Investitionen werden die Energieversorgung in Amerika aber sicherer, schadstoffärmer und CO²-ärmer machen und dies ohne negative Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit und die Versorgungssicherheit. Für die neuen Kernkraftwerke wird eine wirtschaftliche Nutzungsdauer von 80-100 Jahren angenommen. Zusätzlich bieten die neuartigen Generation-IV-Kernkraftwerke zusätzliche Möglichkeiten, wie den Einstieg in die wirtschaftliche Wasserstoffproduktion und die Nutzung von herkömmlichem Atommüll als Brennstoff, und damit zur Lösung der Atommüllproblematik. Der wirtschaftliche Ausbau der Elektromobilität (für Kurzstrecken) und der wasserstoffbasierten Mobilität (für Langstrecken) ist damit in Amerika eine realistische und machbare Option.

Fazit

Die volkswirtschaftlichen Verluste durch die deutsche Energiewende schätzt der Ökonom Daniel Stelter vorsichtig geschätzt auf 500 bis 1.000 Milliarden Euro.^[19] Andere Berechnungen gehen von 1.000 bis 2.000 Milliarden aus.^[20] Dem stehen äußerst bescheidene Erfolge in Punkto CO²-Reduzierung und Vermeidung von fossilen Brennstoffen entgegen. Die Abhängigkeit von ausländischen Energiequellen steigt. Die wirtschaftlichen Folgen eines wahrscheinlicher werdenden Blackouts sind dabei noch nicht berücksichtigt.

Während deutsche Energieversorger in Ölkraftwerke investieren (müssen), tätigen  amerikanische und kanadische Unternehmen nachhaltige Investitionen in Zukunftstechnologien.

Disclaimer

Die Inhalte dieses Artikels dienen ausschließlich der Information und stellen nicht eine Anlageberatung oder sonstige Empfehlung im Sinne des Wertpapierhandelsgesetzes dar. Offenlegung zu Wertpapierbeteiligungen: Der Autor besitzt Aktien der Southern Company.

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Der Beitrag wurde am Mittwoch, den 2. Januar 2019 um 08:49 Uhr veröffentlicht und wurde unter Politik, Wirtschaft abgelegt. du kannst die Kommentare zu diesen Eintrag durch den RSS 2.0 Feed verfolgen. du kannst einen Kommentar schreiben, oder einen Trackback auf deiner Seite einrichten.

Eine Reaktion zu “EnBW plant Neubau eines Ölkraftwerkes
Die deutsche Energiewende im Vergleich zu energiepolitischen Entwicklungen in Amerika”

1. Energieportal
   Am 11. Februar 2022 um 19:08 Uhr

   Ein klasse Artikel, Danke dafür. Ich habe
   ihn auf Facebook geteilt und einige Likes bekommen :
   ).
   Energie war schon immer entscheidend und wird es
   auch in den nächsten Jahren sein. Verkehr, Heizung
   und Strom sind elementar.

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