Neulich im Internet entdeckt:

Tabellarische Zusammenstellung des Strommix verschiedener Länder:
https://de.wikipedia.org/wiki/Stromerzeugung_nach_Staaten

Tabellarische Zusammenstellung des Energiemix verschiedener Länder:
https://ourworldindata.org/energy-mix

Die Daten stammen aus dem Jahr 2022, weshalb z.B. in Deutschland noch Kernenergie nachgewiesen wird.

Zum Vergleich werden in der Graphik drei nunmehr fast oder vollständig kernenergiefreie Länder anderen drei Ländern gegenüber gestellt, in denen die Kernenergie einen festen Platz hat.

In der Ländergruppe DE, DK, NL fällt auf, daß Deutschland und die Niederlande einen ähnlich großen Anteil fossiler, bzw. erneuerbarer Energie haben, sowohl im Strommix, als auch im gesamten Energiemix. Dänemark weist dagegen einen wesentlich geringeren Anteil fossiler Energie / fosssilen Stroms auf.

Man könnte das vielleicht so interpretieren, daß Dänemark in der Klimaumstellung weit fortgeschritten ist, und daß Deutschland / die Niederlande nachfolgen werden.

Anders interpretiert: die Industriestruktur von DE / NL bedingt hohe finanzielle und organisatorische Aufwendungen, die in diesen beiden Ländern die Entwicklung bremsen. Möglicherweise ist dadurch das Ziel der Dekarbonsierung in Frage gestellt - es sei denn, die Stahl-, Chemie-, Grundstoffindustrie wird in DE / NL zurückgebaut.

Aus dieser summarischen Darstellung geht allerdings nicht hervor, welchen Anteil der importierte Strom in dem nationalen Energiemix hat. So wird die Einrichtung von Stromtarifzonen in Schweden auf eine Klage Dänemarks vor dem EuGH zurückgeführt. Dänemark verlangte, ungehindert aus Schweden Strom importieren zu können. Nach der Lage der Dinge bedeutete das wohl den Import von schwedischem Atomstrom.

Die zweite Dreiergruppe - FR, CH, SE - haben gemeinsam, daß der Anteil der fossilen Energie / des fossilen Stroms deutlich niedriger ist als in dem "Vorbildland" Dänemark.

Die Schweiz und Schweden profitieren sichtlich von den Vorzügen der Wasserkraft. Allerdings zeigt Frankreich, daß auch ohne eine bedeutende Wasserkraft das Stromsystem ausbalanziert werden kann, ohne daß wie in Deutschland übermäßig viel Strom aus fossilen Quellen erzeugt werden muß. Die französischen AKWs, so hört man, sind in ihrer Stromproduktion relativ flexibel.

Es ist auch bemerkenswert, daß Schweden von den drei betrachteten Ländern den geringsten Anteil von fossiler Energie im Strom- und Energiemix hat. Schweden scheint also gut ohne deutsche Belehrungen auszukommen.

Schweden und Deutschland wird eine relativ ähnliche Wirtschaftsstruktur nachgesagt, auch in dem Industrialisierungsgrad. Allerdings ist für Deutschland, bedingt durch den Mangel an Wasserkraft und durch den politisch gewollten Verzicht auf Kernenergie, der schwedische Entwicklungspfad zu einer fossilfreien Gesellschaft verstellt.

Soweit es diese wenigen summarischen Daten zulassen, wäre es die für Deutschland möglicherweise am ehesten naheliegende Option, die Wirtschafts- und Industriestruktur im Zuge der Klimaumstellung am dänischen Modell zu orientieren. Stahl? Großchemie? Grundstoffgüterindustrie? Autoindustrie? Zellstoff-Papier-Pappe? Glas & Keramik?

In einer anderen Betrachtungsweise unterscheiden die aufgelisteten Länder sich durch die Positionierung des Staates. Deutschland, Schweden, die Niederlande sind als relativ liberal bekannt; Frankreich dagegen als zentralistisch und etatistisch. In einer früher zusammengefaßten Studie war allerdings zu lesen, daß in NL und DK die Regionen und Kommunen des Landes tendenziell die Funktion von Transmissionsriemen bei der Klimaumstellung übernehmen.

Daran schließt sich die Vermutung an, daß bei der Klimaumstellung Länder mit einer Vielzahl von Optionen die Chance haben, das ursprünglich vorhandene zivilisierte Niveau zu bewahren. Die Nutzung der Kernenergie, so diese Interpretation, schafft Optionen. Falls dem so ist, dann wird in dieser Hinsicht die Entwicklung von DE / NL / DK sich zukünftig wohl von derjenigen in FR / SE unterscheiden.

Zu vermuten ist auch, daß die Wohlfahrtsverluste durch eine unüberlegte Strategie der Energiewende zu einer angespannten politischen Situation führt, die wiederum typischerweise von einem repressiven gesellschaftlichen Klima begleitet wird.

#sverige #schweden #el #strom #klimatomställning #energiewende

Neulich im Internet entdeckt (der Text kann frei heruntergeladen werden):
Pär Holmberg, Thomas P. Tangerås: "En teknikneutral elmarknad – med en effektiv elmarknadsdesign och nättariffstruktur", (SNS, 2023)

Vorgeschlagen wird, daß Produzenten und Verbraucher Störungen, u.a. durch Fluktuationen in Verbrauch und Produktion verursacht, bezahlen sollen. Produzenten von Stabilierungsleistungen sollten dagegen bezahlt werden. Ein Plädoyer für Technikneutralität: keine Bevorzugung oder Benachteiligung von Technologien aus ideologischen Gründen.

Mit den Erneuerbaren nimmt der Anteil fluktuierender Stromerzeugung zu, was zunehmend ein Problem für den Ausgleich Produktion - Verbrauch ist. Die Erneuerbaren stellen gegenwertig keine Blindenergie zur Stabilisierung bereit. Deshalb sollte ein Markt für Blindenergie geschaffen werden.

Die Hauptstromrichtung verlagert sich von Nord/Süd nach West/Ost, weshalb ein Netzausbau erforderlich ist. Es wird zunehmend schwieriger, die EU-Regel zu erfüllen, wonach mindestens 70% des Stroms über die Börse gehandelt werden soll. Besonders Großstädte sind von Netzengpässen betroffen.

Mit dem Ausbau der Erneuerbaren wächst das Interesse an der Produktion von Blindleistung. Neben der klassischen Lösung über die rotierenden Wellen großer Kraftwerke gibt es noch die Verfahren Synchronkompensatoren, STATCOM und SVC. Durch eine geringe Leistungsreduktion könnten WKAs möglicherweise billig genügend Blindleistung erzeugen. S. Qvist schätzt, daß 240 TWh erneuerbare Stromproduktion für 900 Mio Euro mit der erforderlichen Blindleistung versehen werden könnte.

In Tabelle 1 finden sich Angaben über die Zyklusverluste und Ansprechzeiten der Energiespeicher: Schwungmasse 1ms, Lithium 1s, beide Wirkungsgrad ca 90%. Wasserstoff-Brennstoffzelle 10 - 600 s, Wasserstoff-Gasturbine 1000s. Beide 30 - 35% Wirkungsgrad. Batteriespeicher könnten eine billige, zeitweilige Alternative für Netzausbau sein.

Nach Schätzungen würde die komplette Umstellung auf e-Mobilität Speicher über 114 TWh zur Verfügung stellen, was theoretisch den Landesbedarf über einige Stunden decken würde. Problem dabei die Steuerung & Vernetzung der Ladeeinrichtungen.

Wasserstoffspeicher können über längere Zeit speichern, jedoch mit bescheidenem Wirkungsgrad. Für die Industrie ist Wasserstoff essentiell. Die Nachfrageflexibilität kann ebenfalls zur Netzstabilisierung genutzt werden, ca 20 - 25%, setzt jedoch erhebliche finanzielle Anreize voraus, etwa mit Strompreisen aus dem Krisenjahr 2022.

Die Verbrauchsflexibilität könnte durch frequenzgesteuerte Verbrauchsgeräte, wie Kühlschränke oder Ladeeinrichtungen erhöht werden. Um das zu unterstützen, könnten solche Geräte subventioniert werden. Oder auch durch die Nutzung von zeitlich hochauflösenden Stromzählern, um auf Preissignale reagieren zu können.

Strompreiszonen: In Norwegen, Schweden, Dänemark, Italien. Nachteil: Die Absicherung von Strompreisen durch Finanzunternehmen wird durch die eingeschränkte Liquidität im Tarifgebiet erschwert. Eine Lösung wäre, daß Tarifgebiete mit Über- und Unterschuß vernetzt, und in beiden Gebieten die Strompreise abgesichert werden.

Innerhalb zu großer Tarifgebiete kann es zu Gegenden mit Unter- und Überproduktion kommen. "mothandel" [Gegenstromhandel?]: Der Netzbetreiber versucht eine Ausgleichsstrategie, indem im Gebiet mit Unterversorgung den Produzenten Prämien zuzüglich des Börsenpreises gezahlt wird; und in Gegenden mit Überschuß wird Strom gekauft.

Problem mit "mothandel": Produzenten nutzen einen Arbitrage-Effekt, indem sie Strom gegen Prämie teuer verkaufen, und anschließend billig zurückkaufen. Lösung: kleinere Tarifgebiete. Autoren schlagen alternativ vor, das Tarifgebiet durch Ausweitung der Prämien auf bereits gelieferten Strom zu differenzieren.

Bei einer gebietsinternen Netzüberlastung sollte eine variable Komponente auf den Strompreis aufgeschlagen werden, um damit die Netzentlastung zu finanzieren und Arbitrage-Probleme zu vermeiden.

In den USA gibt es großes Interesse an diesen Arbitage-Gewinnen. Deshalb beziehen sich dort die Strombörsen häufig nicht auf Tarifgebiete, sondern auf Netzknoten.

Mit dem Stromtransport über Tarifzonen hinweg werden Strukturproblem des Stromsystems sichtbar. Die Börsenstromdifferenz zwischen Tarifgebieten fällt nach den EU-Regeln dem Netzbetreiber zu, der diese Einnahmen zur Stabilisierung und zum Netzausbau verwenden soll. Bei zu großen Tarifgebiete werden Netzengpässe unsichtbar gemacht.

Die Strombörsen arbeiten gegenwärtig weltweit fast ausschließlich nach dem Prinzip der Grenzkosten. Nachteil: Bei mangelndem Angebot schießen die Preise nach oben. Vorteil: auch kleinere Anbieter können mit ihren operativen Kosten in den Markt eintreten. Die Handelsspanne der nordischen Börse liegt bei gechätzt 4%.

Akteure des Strommarktes müssen bei Verletzung ihrer vertraglichen Pflichen die entstehenden Kosten für die Bereitstellung der Regelenergie tragen, mFFR. Die Kosten für andere, kurzzeitige Störungen, FFR, FCR, aFFR, und der Netzfrequenz werden pauschalisiert den verantwortlichen Akteuren aufgeschlagen. Von den Autoren wird jedoch angeregt, daß im Interesse der Technikneutralität eine zielgenaue Zuordnung zu den Verursachern angestrebt werden sollte.

Durch den Ausfall großer Produktionseinheiten, z.B AKW, können schwerwiegende Störungen entstehen. Es werden deshalb Reservekapazitäten vorgehalten, die den Ausfall der größten Einheit noch ausgleichen können.

In Schweden wird tagsüber in der Winterzeit eine Zusatznetzgebühr erhoben, die sich an der Produktionsleistung orientiert. Für die Bereitstellung von Blindleistung sollte ebenfalls eine Gebühr erhoben werden.

Symmetrische Stromtarife könnten vorteilhaft sein. Wenn Verbraucher mit variablen Tarifen zeitweilig mehr bezahlen, dann sollte der Produzent davon profitieren. Dadurch werden Anreize beseitigt, an der Strombörse vorbei zu handeln oder unsinnige Investitionen in Speichertechnik zu unternehmen.

Die Absicherung von Strompreisen verbessert die Planungssicherheit. Der Staat sollte seinen Strombedarf über einige Jahre absichern, um damit die Erwartungen über die zukünftige Preisentwicklung transparent zu machen. Schweinezyklen im Stromsystem könnten damit vermieden werden. Auch wird dadurch das Risiko von temporär krisenhaft überhöhten Strompreisen gemindert, und Panikreaktionen, v.a. des Staates, vermieden.

Kapazitätsmarkt: Die Produzenten erhalten neben den Erlösen durch Stromverkäufe zusätzlich Geld für die Bereitstellung der Erzeugungskapazität. Nachteil: der Staat neigt dazu, zu viel Kapazität auszuschreiben und überschätzt die Zahlungsbereitschaft der Verbraucher, unterschätzt dagegen die Möglichkeit von Stromimporten und Marktflexibilität

Kapazitätsmärkte profitieren von einem unflexiblen, prognostizierbaren Verbrauch und einer planbaren Produktion. Jedoch gibt es die Tendenz, daß zu Krisenzeiten die vorgesehenen Kapazitäten nicht zur Verfügung stehen, und daß bei schwacher Konkurrenz die Kapzitäten bei den Ausschreibungen zu überhöhten Preisen gehandelt werden.

Weitere Nachteile eines Kapazitätsmarktes ist der große Bürokratieaufwand und das Risiko, daß die Einnahmen der Netzbetreiber gefährdet werden, die normalerweise durch den Stromtransport zwischen den Tarifgebieten generiert werden.

Ein "energy-only-market" [nur verkaufter Strom bringt Geld] hat dagegen den Vorteil, daß bei Stromengpässen und hohen Preisen die Produzenten interessiert sind, mit ihrer Produktion Geld zu verdienen. Zusätzliche Option: Reservekraftwerke, die normalerweise nicht produzieren und so den "energy-only-market" auch nicht stören.

Die Autoren plädieren dafür, daß der Staat nicht aus ideologischen oder fiskalischen Gründen bestimmte Technologien bevorzugt oder behindert. Technikneutraltät wird so verstanden, daß die marktmäßigen Stärken verschiedener Technologie genutzt werden sollten, um eine optimale Ressourcenallocation herbeizuführen.

#sverige #schweden #deutschland #tyskland #el #strommarkt #klimatomställning #energiewende

Neulich im Internet endeckt (der Text kann frei heruntergeladen werden):
David Sundén: "Från brunt till grönt. Bedömning av satsningarna på fossilfritt stål utifrån ett teknik- och marknadsperspektiv", (Skandinaviska Policyinstitutet, 2023).

In dieser Studie geht es um die Umstellung der schwedischen Eisenerz- und Stahlproduktion auf einen fossilfreien Betrieb. Betriebs- und marktwirtschaftliche Gesichtspunkte werden mitbetrachtet.

Die Umstellung in Schweden soll nicht über den Umweg von Erdgas als Energieträger geschehen, sondern mit Strom. Es gibt bisher keine Rentabilitätsuntersuchungen dieser nie vorher gesehenen enormen Investitionen.

Weltweit arbeiten die Stahlwerke mit HEMATIT, einem billigen und relativ eisenarmen Erz. Die Hochöfen sind im Durchschnitt jung, weshalb die Umstellung der Stahlproduktion global wohl nicht vor 2070 erfolgen wird.

In Schweden soll das DRI-Verfahren (direct reduction) mit Hilfe von Wasserstoff arbeiten, "MIDREX". Dafür werden sehr eisenhaltige Erze, bzw. Pellets benötigt, die auf dem Weltmarkt nur begrenzt zur Verfügung stehen und teuer sind. Schwedische Bergwerke müßten für deren Produktion kostenaufwändig ausgebaut werden.

Weltweit sind viele DRI-Projekte in Arbeit. Die Pellets werden dabei zu Eisenschwamm verarbeitet, der in einer nächsten Stufe zu Roheisen weiterverarbeitet wird. Die Preise für die benötigten DR-Pellets werden voraussichtlich stark steigen.

Gegenwärtig basiert die Produktion von Eisenschwamm auf Erdgas. Es sind deshalb Länder mit niedrigen Erdgaspreisen, wie Iran, Algerien, USA und Rußland, in denen die Eisenschwamm-Produktion konzentriert ist. Anteil an Stahlproduktion bisher vernachlässigbar, aber bis 2050 Produktionsausweitung voraussichtlich Faktor 3.

Es ist jedoch fraglich, ob nach 2030 das Angebot hochwertigen Eisenerzes oder DR-Pellets im freien Handel der steigenden Nachfrage im Bereich Eisenschwamm folgen kann. Gegenwärtig 75% der Eisenschwammproduktion in vertikal integrierten Konzernen mit eigenen Bergwerken.

Die DRI-Verfahren erfordern große Investitionen und sind abhängig von billigem Erdgas, bzw. Wasserstoff. Es besteht die Gefahr von Durchbruchinnovationen, die diese Nachteile vermeiden: Schmelzelektrolyse (BOSTON METAL), oder Schmelzreduktion (VOEST ALPINE).

Der Vorteil der Schmelzelektrolyse besteht darin, daß minderwertige Erze verwendet werden können und sehr reines Eisen erzeugt wird, ähnlich den Cu- und Alu-Schmelzen. Der Kaptalbedarf ist gering und die Anlagen können modular aufgebaut werden. Nachteilig ist die Abhängigkeit von einer stabilen Stromversorgung. Bis 2026 hofft BOSTON METAL das Verfahren kommerzialisieren zu können.

Ein weiteres Risiken besteht in der Entwicklung der schwedischen Strompreise, die diese ambitionierten Pläne schnell unrentabel machen können. Weiterhin könnte die Verfügbarkeit von Stahlschrott ein Risiko sein. Stahlschrott soll zu bis 50% neben dem Rohstahl in den Elektroöfen verwendet werden.

Weltweit sichern sich die größten Stahlkonzerne nicht nur ihre eigene Rohstoffbasis durch Investitionen in Bergwerke, sondern auch durch den Aufkauf von Firmen, die im Stahlschrotthandel aktiv sind. Vorangetrieben wird diese Entwicklung durch die zunehmende Verbreitung von Elektroöfen.

In Schweden sind es die Unternehmen HYBRIT, eine Projektgesellschaft von Vattenfall, LKAB (staatlicher Bergbaukonzern), und SSAB (quasi-staatlicher Stahlkonzern), sowie das private Startup H2GS, die an der grünen Umstellung arbeiten.

H2GS ist wie die traditionellen Stahl- und Hüttenwerke vertikal integriert: Eisenerzverarbeitung, Eisenschwamm-Erzeugung, Rohstahl, Stahlveredlung, Stahlverarbeitung.

HYBRIT dagegen nur Rohstahlerzeugung und -Veredelung. Die vorgelagerten Stufen übernimmt der Bergbaukonzern LKAB.

H2GS ist dadurch auf die Zugänglichkeit von hochwertigem Eisenerz (durch LKAB) angewiesen. Andernfalls müßten die DR-Pellets teuer aus Brasilien oder Kanada importiert werden. [Auch ein Problem der deutschen Stahlkonzerne bei der Umstellung]

Der Autor folgert, daß die enormen Investitionen in den beschriebenen zwei Projekten politisch motiviert sind. Eine verbesserte Konkurrenzfähigkeit oder verbesserte Stahlqualitäten sind nicht zu erwarten. Jedoch werden durch den enormen Kapitaleinsatz andere techn. Entwicklungspfade ausgeschlossen.

Der Autor erwartet auch nicht, daß grüner Stahl dauerhaft Premiumpreise erzielen kann. Weltweit arbeiten viele Firmen an der Umstellung. Weiterhin wird aus den Schwellenländern mit ihren jungen Hochöfen zukünftig ein Überangebot von braunem Stahl auf den Weltmarkt gelangen.

Dazu trägt bei, daß Stahl oft in standardisierten Qualitäten gehandelt wird, also im globalen Handel austauschbar ist - im Gegensatz zum Eisenerz. Dementsprechend hart ist die Konkurrenz. Aus (oft miltitär-) strategischen Gründen versuchen kleinere Produzentenländer die heimische Produktion zu bewahren.

Mit dem Ausbau des HYBRIT-Projektes steigt der Strombedarf, voraussichtlich auf 5 TWh, emtsprechend ca. 1.2 t Rohstahl, 75% davon für die Wasserstoffproduktion. SSAB will neben HYBRIT ebenfalls ausbauen: nochmals 5 TWh in Schweden und Finnland.

Desgleichen der Bergbaukonzern LKAB: bis 2030 sollen es 20 TWh für die Eisenschwammherstellung sein, 2040 40TWh, 2050 70 TWh, hauptsächlich für Wasserstoff. Über die Speicherung von Wasserstoff ist noch nicht entschieden. Es geht dabei um Investitionen von 12.6 Mrd Euro bis 2030.

Desgleichen das neugegründete Unternehmen H2GS. Bis 2026 2.5 Mio t Stahl und 10 TWh Strombedarf. Bis 2030 5 Mio t Stahl und 13 -17 TWh Strombedarf.

LKAB benötigt für die geplante Produktion von 5.4 Mio t Eisenschwamm ca 300 000 t Wasserstoff jährlich. Die gegenwärtig größten Elektrolyseure haben eine Jahrekapazität von 3000 t Wasserstoff. Um die Schwankungen des Strommarktes nutzen zu können, wäre eine Überdimensionierung der Wasserstoffproduktion und -speicherung notwendig.

Der stark anwachsende Strombedarf der genannten Firmen, besonders von LKAB mit bis zu 70 TWh, wird zu völlig veränderten Verhältnissen auf dem nordischen Strommarkt führen, mit der Gefahr steigender Preise und der Kannibalisierung. Für HYBRIT und H2GS wäre damit die Rentabilität stark gefährdet.

Der Autor erwartet intensive Forschungsanstrengungen der großen Stahlkonzerne zur CO2-Abscheidung an den klassischen Hochöfen, weil diese Hochöfen durchschnittlich noch weit vom normalen Lebensdauerende entfernt sind. Durch diese Anlagen wird voraussichtlich der zukünftige Stahlpreis bestimmt.

Für europäische Hersteller mit ihren Anlagen oft am Ende der Lebensdauer gibt es dann wohl nur die Chance, ihre Investitionen in den grünen Stahl durch herausragende Qualität oder extrem CO2-freie Produktionsweisen hereinzuholen.

Jedoch Gefahr, daß z.B durch Schmelzelektrolyse die bisherigen Strukturen sich grundlegend verändern können. Beispielsweise könnten diese modulare Anlagen und der niedrige Kapitalbedarf dazu führen, daß die Stahlproduktion sich in unmittelbare Nähe zu den Abnehmerunternehmen verlagert, z.B. Autoindustrie.

Ein Risiko für das private Unternehmen H2GS besteht darin, daß LKAB mit seiner Eisenschwammproduktion SSAB priorisiert. Damit wäre H2GS auf teure außereuropäsche Importe angewiesen, oder müßte durch Einsatz von mehr Schrott oder minderwertigen Pellets Qualitätseinbußen hinnehmen.

Voraussichtlich werden die Stahlhersteller SSAB und H2GS durch die begrenzte Verfügbarkeit von Eisenschwamm limitiert. Sie wären damit gezwungen, vermehrt Schrott einzusetzen, mit entsprechenden Qualitätseinbußen. Dazu kommt die begrenzte Schrott-Verfügbarkeit durch die Beherrschung des Marktes durch globale Konzerne.

Im Vergleich zu den schwedischen Firmen LKAB, SSAB, HYBRIT, H2GS haben die weltgrößten Stahlhersteller die finanziellen Möglichkeiten, eine Risikostreuung zu erreichen, indem sie in verschiedene Technologien der grünen Umstellung investieren.

#sverige #schweden #deutschland #tyskland #klimatomställning #klimaumstellung #stål #stahl

Kürzlich im Internet entdeckt (der Text kann frei heruntergeladen werden):
"EN NY ERA FÖR ELMARKNADEN & ENERGIPOLITIKEN", (ELS, 2023)

Mit der Energiewende machen sich negative Erscheinungen wie volatile Preise und Stromerzeugung, Marktungleichgewichte bemerkbar. Hinzu kommen steigende Strompreise in der Folge des Ukrainenekriegs ...

Die Rahmenbedingung für die Energiewende in Europa ergibt sich aus dem stetigen Wirtschaftswachstum der Schwellenländer, einem abnehmendem Wirtschaftswachstum Europas. Damit sind Fragen der Ressourcen- zugänglichkeit für die Energiewende und der globalen Energiemärkte verbunden, aber auch die der Selbstversorgung.

Verschärft wird die Situation durch Chinas starke Stellung in Technologie und Produktion bei Solar- und Windkraft. Desgleichen Kerntechnik. Für Europa bedeutet das, eine Balance zu finden zwischen den Kosten der Energiewende, und einer daraus entstehenden Importabhängigkeit.

Aus dem Diagramm Seite 23 (pdf), S. 18 (Papier) ist zu ersehen, daß bis 2020 eine deutliche Preissenkung chinesischer Solarpanele stattgefunden hat, die jedoch danach stagniert. Zwischen 2020 und 2021 gab es deutliche Preissenkungen für chin. WKAs, die in abgeschwächter Form sich auch danach fortsetzten. Europäische WKAs werden jedoch teurer. Der Preis von chin. WKAs liegt gegenwärtig bei ca. 45% der europäischen WKAs.

Der Bau von Atomkraftwerken hat sich nach Asien verlagert. Seit 2017 sind 31 Projekte begonnen worden, davon allerdings nur 4 von Herstellern außerhalb von Rußland und China. Die meisten Reaktoren werden gegenwärtig in China und Südkorea gebaut. Einige aber auch in der Türkei, Indien, Rußland und UK.

Die Solarenergie dominiert global beim Zuwachs. Der Zuwachs von WKAs hat dagegen 2022 an Anteil verloren, 50%, vor allem durch Probleme bei der offshore-Windkraft. Grundsätzlich besteht eine starke Abhängigkeit der Investitionen in diesem Bereich von den politischen Vorgaben.

Bei den CO2-freien Energie-Investitionen liegt China etwa gleichauf mit den entwickelten Ländern. Bei der Kernenergie etwa um 25% niedriger.

Der große Kapitalbedarf bei Kernenergie-Investitionen und offshore-WKAs wird durch die langen Kapitalbindungszeiten verschärft. Für private Investoren ist es schwierig, die damit verbundenen Risiken zu tragen. Staat und Markt müssen dabei kooperieren.

Mit der Corona-Zeit gab es, mit Ausnahme von 2021, einen kontinuierlichen Verbrauchsrückgang elektrischer Energie - im Gegensatz zur übrigen Welt. Besonders deutlich bei stromintensiven Industrien und mit entsprechenden Produktionsrückgängen: Chemie, Zellstoff-Papier-Pappe, Stahl, Aluminium.

Die Klimaumstellung überfordert marktwirtschaftliche Akteure, auch wegen unzureichender Preissignale. Gefordert ist ein proaktiver Staat, der sich die Risiken mit privaten Investoren teilt: Planung, Implementierung, Projektverfolgung. Effizenz und Sinnhaftigkeit der Investitionen sind damit gefährdet.

Nach Meinung der Autoren ist eine zügige Klimaumstellung ein Standortvorteil, weil sich daraus Planungssicherheit für die Investoren ergibt. Damit Vorteile bei der Konkurrenz um Investitionen und Kapital.

Es wird konstatiert, daß nahezu alle Regierungen verbindliche internationale Abkommen über die Klimaumstellung geschlossen haben. Diese müssen in nationale Regelwerke umgesetzt werden. Damit Begünstigung zentralisierter Entscheidungsstrukturen. Tendeziell werden Regionen und Kommunen zu Transmissionsriemen.

In der Abbildung auf S. 41(pdf), S. 36(papier) werden Prognosen für die Kosten der verschiedenen CO2-freien Energiequellen zusammengestellt. Demnach weisen alle Quellen fallende Kosten auf. Besonders ausgeprägt ist das bei schwimmenden offshore-WKAs, weniger stark ausgeprägt bei konventionellen offshore-WKAs. Die teuerste Energiequelle nach Diagramm ist die konventionelle Atomkraft, gefolgt von den SMRs. Die billigste Quelle ist die Photovoltaik, gefolgt von onshore-WKAs. Der Strompreis wird marktmäßig bis 2030 geringfügig sinken, um dann wieder auf das Niveau von 2023 zu steigen. Erst um 2040 werden die Produktionskosten für die offshore-WKAs auf das Niveau des nordischen Marktpreises für Strom gefallen sein.

Besonders in Deutschland Subventionierung der Erneuerbaren Energien u.a. durch Abschreibungsregeln. Nach Meinung der Autoren werden dadurch die Subventionen im Steuersystem versteckt und öffentlichen Debatten entzogen.

In Schweden werden el-Zertifikate auf der Ebene der Stromversorger zur Unterstützung der Erneuerbaren verwendet. Der Vorteil: marktwirtschaftliche Mechanismen beim Zertifikatehandel führen zu Effizienz.

Preisbasierte Systeme:
FiT (Feed-in-tariffs): Subvention für erzeugte Einheit über vorbestimmte Zeit. Unflexibel, fördert nicht Effizienz und ist teuer für den Staat.
PPA (PowerPurchaseAgreements): Lieferverträge Stromerzeuger / Abnehmer. Kann Preisentwicklung am Markt nicht dauerhaft kontern. Besonders, wenn die Eigenkosten nicht eingespielt werden können, oder die Marktpreise dauerhaft hoch sind.
FiP (Feed-in-Premiums) Produzent verkauft zu Markpreisen und erhält zusätzlich variable oder feste Förderung für jede produzierte Einheit.
CfD (Contracts-of-Difference) Z.B. garantiert der Staat einen Mindestpreis, gleicht also die Differenz zum Marktpreis aus, wenn der Marktpreis zu niedrig ist.

Der Marktpreis orientiert sich an den kurzfristigen Marginalkosten, den Kosten für eine zusätzliche
Produktionseinheit. Anscheinend nicht an den jährlichen Selbstkosten. Deshalb Kannibalisierung der WKAs.

Nach Meinung der Autoren ist ein konkurrenzgetriebener Markt für Reservekapazitäten und Stabilisierungsdienstleistungen vorteilhafter gegenüber einem Ausschreibungs-System, da bei letzterem fossile Kraftwerke bevorzugt werden. Bis zum Ukrainekrieg beabsichtigte die EU, Reservekraftwerke nicht mehr zuzulassen.

Die Rotationsenergie der Kraftwerke, v.a. auch der AKWs, liefert wertvolle Beiträge zur Netzstabilisierung. Mit einem Markt für solche Dienstleistungen könnten beträchtliche Einnahmen erzielt werden.

Mit der RED-III-Direktive der EU haben sich viele Länder verpflichtet, 42.5% Erneuerbare bei der Strom- produktion bis 2030 zu erreichen. Es gibt die Möglichkeit, gegen finanziellen Ausgleich sich die Quote anderer Länder anrechnen zu lassen. Frankreich versucht, seine CO2-freie Stromproduktion sich anzurechnen.

Die EU-Kommission sieht die Bedeutung von Preissignalen auf dem Strommarkt. Künstlich beeinflußte Preise / Stromdeckel werden kritisch gesehen, weil dadurch neuen Akteuren der Marktzugang erschwert wird und Nachfrage / Angebot aus dem Gleichgewicht geraten kann. Aus sozialen Gründen kann das jedoch zulässig sein.

Eine Übersicht auf S. 74(Papier), bzw. S. 79(pdf) über administrative Maßnahmen der Stromwende. Deutschland und Frankreich liegen fast gleichauf und an der Spitze der betrachteten Länder. Schweden und Niederlande dagegen fast gleichauf an letzter Stelle. Niederlande arbeitet auf die Speicherung von Wasserstoff hin.

Schweden und UK liegen in der Energiepolitik nahe beisammen, weil beide Länder marktnahe Lösungen bevorzugen.

Dänemark: Zentral festgelegte Ziele. Dezentrale Umsetzung. One-stop-shop für offshore-WKA. Subventionen für Solar- Biogenergie- onshore-WKA soll zwischen 2022 - 2024 auslaufen, und wird für offshore-WKAs angestrebt.

Finnland: Förderung von Solar- Wind- und Bioenergie ist 2017 - 2019 ausgelaufen. Vorhandene Anlagen werden noch über 12 Jahre gefördert. Investitionen häufig im MANKALA-Modell: nicht gewinnorientierte Genossenschaften von Stromerzeugern, Kommunen und stromintensiver Industrie. Besonders im AKW-Bereich.

Frankreich: 2017 wurde ein Kapazitätsmarkt eingerichtet. Verkürzte Genehmigungsverfahren für Wind- & Solarkraft, sowie Wasserstoff. Für Wind- und Solarkraft gibt es ein CfD-System, für Wasserstoff ein Auktionssystem. Ziel ist, bis 2026 ca. 1GW Wasserstoff, gefördert mit 4 Mrd Euro. Erzeugung, Distribution und Lagerung von grünem Wasserstoff soll bis 2023 mit 175 Mio Euro gefördert werden. Geplant 6 neue AKWs, für die ein CfD-System vorgesehen ist.

Deutschland: 2015 wurde die Option eines Kapazitätsmarktes verworfen. Allerdings existieren Reservekraftwerke. Der BDEW (Branchenorganisation der Stromerzeuger) plädiert jedoch für einen Kapazitätsmarkt bis 2030. Nach Abschaltung der letzten AKWs plant die Regierung die Einrichtung von 25GW
Reservekraftwerken. Der BDEW und die Studienautoren bezweifeln, daß Kosteneffizienz, Versorgungssicherheit und Integration der Erneuerbaren gesichert sind. Weiterhin scheint der Ausbau der Stromerzeugungskapazität fraglich.

Niederlande: CO2-freie Stromerzeugung bis 2035. Zentrale Festlegung der Ziele. Die Realisierung wird den Regionen überlassen. 4 GW Solar- und onshore-WKA bis 2030. 8 GW bis 2032. Offshore-WKA 49 GW bis 2030.

Großbritanien: Führte 2014 einen Kapazitätsmarkt ein, der von der EU abgelehnt wurde. 2019 jedoch Genehmigung mit einem Auktionsverfahren. RAB-Modell nach Rückzug von Investoren aus den AKW-Projekten. Dabei wird, ähnlich zu den früheren Gas- Wasser- Strommonopolen, von den Verbrauchern eine staatlich genehmigte Gebühr erhoben, die Kosten und Rendite der Investoren abdecken sollen. Mit der dezentralisierten Genehmigung von onshore-WKAs ist ein Rückgang des Neubaus zu beobachten. Lokaler Widerstand gegen die Projekte, aber auch Überforderung der lokalen Behörden beim notwendigen Netzausbau sind die Gründe dafür.

Schweden:
Ausbau der Wasserkraft in den 1920 / 30 Jahren, u.a. als Teil der Arbeitsmarktpolitik. Die Elektrifizierung des ländlichen Raumes war ein Anliegen des schwedischen Volksheims; Interessenausgleich Stadt - Land. Der Staat unterstützte die Entwicklung mit Krediten, Subventionen und Kreditgarantien. Das Risiko wurde von Kommunen, stromerzeugenden Unternehmen und den industriellen Stromverbrauchern gemeinsam getragen. In Krisenzeiten arbeits- und sozialpolitisch motiviert.

Kernenergie war bis in die 1970er-Jahre eine politische Frage. Bedeutungswandel mit der Ölkrise. Daneben entwickelte sich die Umweltbewegung. In der Folge kam es zu einem stop & go-Betrieb.

Mit der EU-Mitgliedschaft gab der Staat seine Rolle als Eigentümer und Stromerzeuger zugunsten von Marktüberwachung und Regelsetzung auf.

Förderung der Windkraft anfangs, ab 1991, mit einem 25%-Investitionszuschuß. Ab 2003 el-Zertifikate, wodurch Investitionen in die Windkraft vorangetrieben wurden. Mit dem Ausbau der WKAs wurde die Quote für die Stromversorger jedoch nicht angepaßt. Damit erreichte der Zuwachs 2015 - 2017 ein Plateau.

Das PPA-Konzept ist wenig geeignet als ein Geschäftsmodell für große Kapitalinvestitionen. Die langfristigen Kapitalkosten übersteigen oft die Zahlungsbereitschaft der Kunden. Die volatile Produktion von Windkraft und die volatilen Marktverhältnissen erschweren die Stromproduktionen. In Schweden sind die PPAs etabliert.

#sverige #schweden #deutschland #tyskland #el #stromproduktion #klimatomställning #energiewende

Neulich im Internet entdeckt (der Text kann frei heruntergeladen werden. Zusammenfassung bis S. 76):
" Rapport 2022:02 . Elektrifiering och europeisering: En samhällsekonomisk konsekvensanalys med fokus på elintensiv verksamhet", (Myndigheten för tillväxtpolitiska utvärderingar och analyser, 2022)

Betrachtet wird die Wechselwirkung Strommarkt, Europasierung und Ökonomie. In den Simulationen am Ende der Studie wird angenommen, daß im Jahr die Klimaumstellung in Schweden plangemäß durchgeführt wurde. Der historische Standortvorteil niedriger Strompreise ist durch den europäischen Stromverbund gefährdet.

In Erwartung steigender Strompreise prognostizieren die Autoren eine Verlagerung von Kapital, Arbei von der stromintensiven Industrie zu der expandierenden stromerzeugenden Industrie. Die Volatitilät der Strompreise wird zunehmen, die Zuverlässigkeit der Stromversorgung wird abnehmen.

Stromsubventionen exportorientierter Unternehmen sind fragwürdig. Die Subventionen führen oft zur Benachteiligung anderer Unternehmen. Das Beispiel der Rechenzentren der Internetkonzerne zeigt, daß politisch prestigevolle Projekte zu keinen adäquaten Steuereinnahmen führen.

Die Ausbreitungseffekte von gezielten (Steuer-)Subventionen, z.B. für Rechenzenter oder Batteriefabriken) werden oft überschätzt. Das Umfeld profitiert oft weniger als gedacht. Schweden untersützt wie andere Länder seine Industrie durch Stromsteuersubventionen.

Die Energiewende hat weniger mit finanziellen Fragen zu tun, sondern eher mit Entscheidungen über die Verwendung knapper Ressourcen. Preise geben Anhaltspunkte über die Ressourcenverfügbarkeit. Die Autoren weisen auf das Kaldor-Hicks-Kriterium hin (-> WIKI) für ökonomische Transformationen.

Der heutige Wohlstand Schwedens beruht historisch zu einem großen Teil auf seinen niedrigen Stromkosten, was durch gezielte staatliche Förderung entsprechender Industriebranchen verstärkt wurde. Die in Schweden vorhandene Industriestruktur ist ein Relikt dieser Vergangenheit.

In einem geschichtlichen Rückblick wird beschrieben, daß um 1900 die Elektrifiziering Schwedens fast ausschließlich Beleuchtungszwecken diente. Bis 1960 erreichte der Ausbau der Wasserkraft nahezu seinen Abschluß. Ab 1963 und in den 1980er Jahren wurde die Atomkraft ausgebaut, fast 50% Stromproduktion. Ab ca 2010 kam die Windkraft hinzu, begleitet von einem (politisch gewollten) Rückgang der Kernenergie.

Vor 2011 war Schweden wechselnd Stromimporteur und Stromexporteur. Danach fast durchgehend Nettostromexporte als Folge abnehmenden Stromverbrauchs der Industrie und einer gesteigerten Stromproduktion durch die Windkraft. Das System der el-Zertifikate hat das begünstigt.

Mit der Atomenergie stieg die Stromproduktion und der private Verbrauch nahm zu: 1980 entfielen auf die Industrie ca 50% des Stromverbrauchs. Wohnen & Service ca. 35%. Im Jahr 2019 war die Situation umgekehrt: 35% Industrie, 50% Wohnen & Services.

Systempreis bezieht sich auf den Preis ohne Transporthindernisse. In den 00er-Jahren entwickelten sich die Strompreise Haushalte / Idustrie auseinander. Von früher ca. pari zu einem Preisverhältnis von ca. 3:1 durch unterschiedliche Netzabgaben und Steuern.

Die Strombörse Nordpool umfaßt den skandinavischen Strommarkt, Schweden & Norwegen seit 1996, Finnland 1998, Dänemark 2000 . Der Stromhandel erfolgt nach dem Merit-of-Order-System. Maßgebend sind meist die operativen Kosten der Anbieter, nicht die Selbstkosten.

Die Netzanschlußmöglichkeiten hinken in Schweden dem Bevölkerungswachstum und der expandierenden Industrie hinterher. Wohnsiedlungen und Betriebe konnten deshalb oft nicht gebaut werden. Der Ausbau der Wasserkraft fraglich, weil Umweltschutzgesichtspunkte und EU-Regeln dem entgegenstehen.

In Fig_3.16, S. 46(Papier), S. 47(pdf) sind die EU-Industriestrompreise für stromintentensive Unternehmen im Jahr 2020 dargestellt. Deutschland hat mit über 140 Cent / KWh ca. doppelt so hohe Preise wie Schweden oder Frankreich. Die höchsten Strompreise finden sich in Dänemark, mehr als 220 Cent / KWh. Allerdings vermuten die Autoren, daß durch geheimgehaltene Stromsteuersubventionen die Preise EU-weit für die stromintensive Industrie ähnlich sind.

Grundstoffindustrie in Schweden: im Wesentlichen Stahl- und Eisen, Bergbau, Zellstoff / Papier / Pappe. Beschäftigtenanteil ca. 3.5% insgesamt, 22% der Industrie. Faktor 2.9 Jobs außerhalb. Direkte und indirekte Wertschöpfung der Grundstoffindustrie in Schweden 4.5% insgesamt, 23% Wertschöpfung der Industrie. Multiplikatorfaktor der Wertschöpfung 2.4, dh für jede Krone direkt werden zusätzlich 1.4 extra geschaffen. 90% davon in Export. Damit 20% der schwedischen Exporte. (2018)

Forstindustrie umfaßt Holzverarbeitung, Papier / Pappe / Zellulose, Waldwirtschaft. Gegenwärtig die am meisten stromintensive Industrie Schwedens. Beschäftigtenanteil ca. 2%. Multiplikatorfaktor Beschäftigten ca. 2.5 , vor allem durch die vielen Vorprodukte und Transportanforderungen in der massa-Industrie. Wertschöpfung ca. 2.5% gesamt an der schwedischen Wertschöpfung. Multifaktor Wertschöpfung ca. 2.5 . Exportanteil der Branche ca 85%, entsprechend 10% der schwedischen Exporte.

Stahl- und Metallindustrie: Beschäftigtenanteil ca. 1.5%, Multifaktor 2.9 . Die meisten indirekten Jobs jedoch im Bereich Recycling und Sanierung. Wertschöpfungsanteil insgesamt 1.3%, Multifaktor 2.7 . Exportanteil der Stahl- Eisenindustrie 96% , entsprechend 7% der gesamten schwedischen Exporte. Der Energieverbrauch der massa-Industrie beträgt 50 TWh, davon 2 TWh fossil, der Rest Holz, Rinde und Lauge. Die massa-Industrie liefert 35 TWh Biobrennstoffe aus Holz, Rinde, Restholz (GROT). Stromverbrauch massa-Industrie ca 2018 ca 11 TWh, Stahl- und Eisenindustrie ca 4 TWh, Chemieindustrie ca 3.5 ThWh.

Die Stromintensität, Wertschöpfung / Stromverbrauch, hat in Schweden abgenommen. Industrieweit zwischen 2004 - 2016 um ca 40 %, Stahlindustrie ca 52%. Stahlindustrie relativ unempfindlich gegen Strompreiserhöhungen, schlechte Substituierbarkeit Strom - Kapital & Arbeit. Chemieindustrie etwas stärker beeinflußt.

Zur Beschreibung der Belastungen durch Stromausfälle gibt es zwei Kriterien: VoLL, Value-of-Lost_load, Kosten für eine ausgefallene KWh. Wird oft verwendet, um Rangordnungen bei Lastabwürfen zu bestimmen. Und CpH, Cost-per-Hour, die Kosten für eine Stunde Stromausfall. CpH nimmt mit Betriebsgröße meist zu, anscheinend aber relativ konstant pro Angestellter. CpH liegt oft Investitionsentscheidungen zugrunde.

Mit der gesteigerten Energieeffizienz haben die VoLL-Werte der Industrie i.a. zugenommen. Die höchtsten VoLL-Werte haben die Elektronik- und die Maschinenindustrie. Stromintensive Industrien haben meist einen geringeren VoLL.

Mit der Klimaumstellung wächst der Stromverbrauch durch Substition fossiler Energien und durch neue Anwendungen. Die Autoren halten die neuen Anwendungen für derzeitig nicht rentabel, es gibt nicht genügend Daten über die Kosten.

Für die Simulation von Angebots- und Nachfrageszenarien verwenden die Autoren ein CGE-CERE-Modell. Der Strommarkt gehorcht einem "Kupferplatten"-Modell, d.h. die Elektronen bewegen sich quasi ungehindert durch die EU. Simuliert werden auch die Import- und Exportmärkte. Das 40%-Reduktionsziel für Schweden ist 2030 bereits erreicht, desgleichen die 25% für die EU, entsprechend Fit-for-55.

Die Autoren gehen davon aus, daß die USA und der Rest der Welt der europäischen Klimaumstellung hinterherhinken. Bedingt durch die Kostenbelastungen werden in der EU die ökonomischen Aktivitäten [Binnenachfrage?] abnehmen und die Exporte nach den USA und den Rest zunehmen.

Die Handelsbeziehungen werden in zwei Alternativen simuliert: SOE, kleine-offene-Ökonomie. Die Preise sind durch den internationalen Markt gesetzt und können nicht von Schweden beeinflußt werde. MRT, multi-regionaler-Handel. Kostenerhöhungen können auf Verkaufspreise übergewälzt werden. Für Schweden wird ein Nachfragerückgang im 1/10 %-Bereich prognostiziert. Im SOE ca doppelt so hoch wie im MRT. Für Deutschland führt die fossile Abhängigkeit zu Werten weit über EU-Durchschnitt.

Die Belastung der Industrie durch hohe Strompreise hängt davon ab, inwieweit die Kostensteigerungen auf die Preise übergewälzt werden können. Haushalte mit niedrigem Einkommen sind durch hohe Strompreise besonders betroffen. Jedoch wäre das in Schweden mit steigenden Stromexporten verbunden. Der damit entstandene Wohlfahrtsgewinn könnte zur Kompensation besonders betroffener Haushalte verwendet werden -> Kaldor-Hicks-Kriterium. Ein verlangsamter Ausbau der transnationalen Stromnetze würde einkommensschwachen Haushalte in Schweden zugute kommen.

Die Investitionen der Klimaumstellung werden zum großen Teil durch öffentliche Mittel finanziert. Es sollten deshalb der Öffentlichkeit auf eine transparente Weise Daten über die Rentabilität zur Verfügung gestellt werden. Auch sollte eine "second-opinion" institutionalisiert werden, um die betriebswirtschaftlichen und gesellschaftlichen Folgen der Investitionen zu beleuchten.

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