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Gastbeitrag Energiewirtschaft
Verbrauch an Öl, Gas und Kohle sinkt, Anteil von Erneuerbaren steigt
Trends auf dem Energiemarkt erläutert Hans-Wilhelm Schiffer in einem Gastbeitrag aus „et – Energiewirtschaftliche Tagesfragen“

Den überaus informativen Aufsatz „Deutscher Energiemarkt 2018“ von Dr. Hans-Wilhelm Schiffer, Lehrbeauftragter an der RWTH Aachen, präsentiert der en:former in zwei Teilen. Teil 1 analysiert die Entwicklungen des Primärenergieverbrauchs in Deutschland sowie der fossilen Energieträger Mineralöl, Erdgas, Braun- und Steinkohle.

Die im Energiekonzept der Bundesregierung vorgegebene Grundausrichtung der deutschen Energieversorgung hin zur verstärkten Nutzung Erneuerbarer Energien bei gleichzeitiger Steigerung der Energieeffizienz bestimmt nach wie vor die Marktentwicklung. Vorliegend wird ein aktueller Überblick über den deutschen Energiemarkt 2018 gegeben, der eine konzentrierte Zusammenstellung der zentralen Eckdaten der Energiewirtschaft leistet. Wie in den Jahren zuvor fasst der Artikel nicht nur allgemeine Fakten zum Energiemix zusammen, sondern geht auch ausführlich auf die Entwicklung der einzelnen Energieträger Erdöl, Erdgas, Braun- und Steinkohle, Kernenergie sowie regenerative Energien ein. Ferner werden die Preistendenzen auf den internationalen Märkten und die Entwicklung der Treibhausgas-Emissionen im Inland erläutert.

2018 belief sich der Primärenergieverbrauch (PEV) in Deutschland auf 12.910 Petajoule entsprechend 440,5 Millionen Tonnen Steinkohleneinheiten (Mio. t SKE). Im Vergleich zum Vorjahr hat sich der Energieverbrauch um 3,8 % verringert und damit den niedrigsten Stand seit Anfang der 1970er Jahre erreicht. Für den Verbrauchsrückgang ist nach den Berechnungen und Erhebungen der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen vor allem die mildere Witterung verantwortlich. Weitere Ursachen sind der Anstieg der Energiepreise verbunden mit Verbesserungen in der Energieeffizienz. Das preisbereinigte Bruttoinlandsprodukt hat 2018 um 1,5 % zugenommen. Pro Einheit Bruttoinlandsprodukt (preisbereinigt) hatte der Primärenergieverbrauch 2018 den Vergleichswert des Jahres 1990 um etwa 42 % unterschritten. Wandel der Wirtschaftsstruktur und Steigerung der Energieeffizienz sind die wesentlichen Erklärungen für die verzeichnete Entkoppelung von Wirtschaftsleistung und Energieverbrauch. Im weltweiten Durchschnitt war der Energieverbrauch 2018 – gemessen an der Wirtschaftsleistung – doppelt so hoch wie in Deutschland. Die Bevölkerung hat in Deutschland (Stand: 30.6.2018) auf 82,9 Millionen leicht zugenommen. Der Primärenergieverbrauch pro Einwohner lag 2018 bei 5,3 t SKE. Die CO2-Emissionen pro Kopf der Bevölkerung betrugen 9,1 t. Sie werden für 2018 auf insgesamt 757 Mio. t geschätzt. Im Vergleich zum Jahr 1990 konnten die CO2-Emissionen in Deutschland um 295 Mio. t entsprechend 28,1 % gesenkt werden. Die Gesamtemissionen an Treibhausgasen dürften sich im Zeitraum 1990 bis 2018 um rund 31 % vermindert haben.

Primärenergieverbrauch nach Energieträgern

Der Bewertung der Stromerzeugung auf der Basis von Kernenergie, Wasser- und Windkraft, Müll u. ä. sowie des Außenhandels mit Strom liegt die Wirkungsgradmethode zugrunde. Die Stromerzeugung aus Kernenergie wird dabei mit einem Wirkungsgrad von 33 %, die übrigen genannten Energieträger sowie der Stromaußenhandel aber auf der Basis des Heizwertes der elektrischen Energie von 3 600 kJ/kWh, das entspricht einem Wirkungsgrad von 100 %, bewertet. Im Vergleich zu dem früher verwendeten Substitutionsansatz führt dies bei der Kernenergie zu einem höheren, bei den anderen Energieträgern aber zu einem niedrigeren Primärenergieverbrauch. Quelle: Mineralölwirtschaftsverband, Statistik der Kohlenwirtschaft, BDEW, AGEE-Stat, Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen sowie eigene Schätzungen (Stand: Februar 2019).

Wandel im Energiemix

Hinsichtlich der Entwicklung des Primärenergieverbrauchs nach Energieträgern sind 2018 im Vergleich zu 2017 folgende Tendenzen festzustellen:

  • Der Mineralölkonsum verminderte sich um 5,9 %. Diese Entwicklung wurde vor allem durch den witterungsbedingt gesunkenen Absatz an leichtem Heizöl verursacht. Beim Absatz an Otto- und Diesel-Kraftstoff wurden nur geringe Rückgänge verzeichnet. Der Absatz an Flugturbinenkraftstoff hat sich erhöht.
  • Der Verbrauch an Erdgas ging im Jahr 2018 gegenüber dem Vorjahr um 1,6 % zurück. Wichtigste Ursache war die Witterung, die zu einer verminderten Erdgasnachfrage im Raumwärmemarkt geführt hat.
  • Die Steinkohle musste gegenüber 2017 Einbußen von 11,2 % hinnehmen. Die Verbrauchssenkung ist insbesondere auf den reduzierten Einsatz von Steinkohle in Kraftwerken zurückzuführen. Ursachen waren das vergleichsweise hohe Niveau der Steinkohlepreise, der starke Anstieg der CO2-Zertifikatspreise sowie der erneut vergrößerte Beitrag der Erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung.
  • Der Primärenergieverbrauch an Braunkohle verringerte sich um 2,8 % gegenüber dem Niveau des Vorjahres. Rund 90 % der Förderung wurden zur Stromerzeugung eingesetzt. Die Überführung von Kraftwerksblöcken in die vierjährige Sicherheitsbereitschaft, von zwei Blöcken zum 1. Oktober 2017 und von drei weiteren Blöcken zum 1. Oktober 2018, zählten zu den wesentlichen Gründen für den Rückgang.
  • Der Beitrag Erneuerbarer Energien zur Deckung der gesamten Energienachfrage nahm um 1,2 % gegenüber 2017 zu. Diese Entwicklung erklärt sich vor allem durch den verzeichneten weiteren Zubau von Wind- und Solaranlagen sowie die hohe Sonneneinstrahlung im Jahr 2018. Bei der Wasserkraft kam es wegen der lange anhaltenden Trockenheit dagegen zu einem Rückgang um 19 %. Die Nutzung der Biomasse blieb weitgehend unverändert.
  • Der Primärenergieverbrauch an Kernenergie sank 2018 im Vergleich zum Jahr 2017 nur um 0,1 % – trotz der zum 31.12.2017 erfolgten Stilllegung des Kernkraftwerks Gundremmingen.

Energieverbrauchsmix in Deutschland 2018

Im Vergleich zum Vorjahr haben sich die Beiträge der verschiedenen Energieträger an der Deckung des Primärenergieverbrauchs leicht verändert. Erneuerbare Energien und Erdgas konnten ihren Anteil weiter steigern. Bei Mineralöl, Braunkohle und Steinkohle kam es zu Einbußen. Die Position der Kernenergie blieb stabil.

Die Entwicklung der konventionellen Energieträger im Detail

Mineralöl

Das gesamte Aufkommen an Mineralöl hat sich von 135,5 Mio. t im Jahr 2017 um 5,6 % auf 127,9 Mio. t im Jahr 2018 verringert. Die Rohölimporte sanken um 6,1 % auf 85,2 Mio. t im Jahr 2018. Die Produktimporte, die sich 2017 auf 41,1 Mio. t belaufen hatten, verminderten sich in vergleichbarer Relation. Die Inlandsförderung war 2018 mit 2,2 Mio. t noch etwas niedriger als 2017.

Rohölimporte nach Herkunftsländern

Aus insgesamt 30 Staaten wurde Deutschland 2018 mit Rohöl versorgt. Bedeutendster Lieferant mit einem Anteil von 36 % ist Russland. Zu den TOP 10 zählen darüber hinaus Norwegen, Libyen, Kasachstan, Großbritannien, Nigeria, USA, Aserbaidschan, Irak und Saudi Arabien. Der Beitrag dieser zehn Staaten belief sich auf 92 % der Gesamtimporte von 85,2 Mio. t. Auf OPEC-Staaten entfielen 23 % der Einfuhren. Nach Regionen stellt sich die Rohöl-Bezugsstruktur 2018 wie folgt dar: Naher Osten: 6 %, Afrika: 19 %, West- und Mitteleuropa (im Wesentlichen Nordseeöl): 21 %, Osteuropa/Asien: 48 % und Amerika: 6 %. Besonders bemerkenswert ist, dass die USA sich 2018 zum siebtwichtigsten Rohöllieferanten Deutschlands entwickelt haben.

Raffinerien: Einsatz- und Kapazitätsentwicklung

In Deutschland werden in 13 Raffinerien Rohöl und Halbfertigprodukte verarbeitet. Die Standorte verteilen sich auf den Norden (Hamburg, Heide und Lingen), den Westen (Gelsenkirchen, Godorf und Wesseling), den Südwesten (Karlsruhe), den Süden (Ingolstadt, Vohburg und Burghausen) sowie den Osten (Schwedt und Spergau). Die gesamte Kapazität der Rohölverarbeitung belief sich Ende 2018 auf 102,7 Mio. t/Jahr. Die Raffinerieauslastung erreichte 85,1 % gegenüber 91,1 % im Jahr 2017. Die Raffinerieerzeugung betrug 2018 insgesamt 99,0 Mio. t (davon 87,7 Mio. t aus Rohölverarbeitung und 11,3 Mio. t aus Produktenverarbeitung). Das entspricht einem Rückgang von 5,6 % gegenüber den 104,9 Mio. t, die im Jahr 2017 erreicht wurden.

Entwicklung und Bestimmungsfaktoren des Inlandsabsatzes

Der gesamte Inlandsabsatz an Mineralölprodukten – das ist der Mineralölverbrauch abzüglich des Raffinerieeigenverbrauchs und der Verarbeitungsverluste – ist (einschließlich beigemischter Biokraftstoffe) mit 100,3 Mio. t im Jahr 2018 um 6,1 % im Vergleich zum Vorjahr gesunken.

Der Absatz an Ottokraftstoff hat sich um 1,3 % im Vergleich zum Vorjahr auf 18,1 Mio. t im Jahr 2018 verringert. Der Bestand an angemeldeten Pkw mit Benzinmotor hatte zum 1. Januar 2018 insgesamt 30,451 Millionen Fahrzeuge umfasst (1. Januar 2017: 29,979 Millionen). Dies entsprach 65,5 % des gesamten Bestandes an Pkw von 46,475 Millionen.

Die gesamten Ablieferungen an Dieselkraftstoff haben von 38,7 Mio. t im Jahr 2017 um 2,9 % auf 37,6 Mio. t im Jahr 2018 abgenommen. Zum 1. Januar 2018 waren in Deutschland 15,225 Millionen Diesel-Pkw angemeldet; das entspricht 32,8 % des gesamten Pkw-Bestandes. Zum Vergleich: zum 1. Januar 2017 hatte sich der Bestand an Diesel-Pkw auf 15,089 Millionen belaufen. Von den gesamten 3.435.778 Pkw-Neuzulassungen im Jahr 2018 entfielen 2.142.700 auf Fahrzeuge mit Benzinmotor (62,4 %), 1.111.130 auf Fahrzeuge mit Dieselmotor (32,3 %), 31.442 auf Plug-in Hybrids (0,9 %), 36.062 auf Elektro-Fahrzeuge (1,0 %) und 114.444 auf Fahrzeuge mit anderen Antriebsarten (3,4 %), wie Flüssiggas (LPG), Erdgas (CNG) und Hybrids. Im Vergleich zu 2017 sind die Neuzulassungen an Pkw mit Benzinmotor um 7,9 % gestiegen, während die Neuzulassungen von Pkw mit Dieselmotor um 16,9 % gesunken sind. Die Zulassungen an Plug-in Hybrids sind um 6,8 % und die Neuzulassungen an Pkw mit Elektroantrieb um 43,9 % gestiegen. Der Anteil der Pkw mit Dieselmotor an den Neuzulassungen hat sich nach einem Rückgang von 45,9 % im Jahr 2016 auf 38,8 % im Jahr 2017 auch 2018 weiter vermindert, und zwar um 6,5 Prozentpunkte.

Zum Jahresende 2018 waren in Deutschland 14.459 Tankstellen erfasst worden, Dabei handelt es sich um 14.099 Straßentankstellen und 360 Autobahnstationen. Die zusammen 55,7 Mio. t Otto- und Dieselkraftstoff, die 2018 verbraucht wurden, entsprechen umgerechnet rund 69 Mrd. Liter. Davon wurden etwa 20 Mrd. Liter nicht über die erwähnten Straßentankstellen und Stationen an Bundesautobahnen vermarktet sondern über Betriebstankstellen direkt an Lkw, Busse, Bau- und landwirtschaftliche Fahrzeuge sowie an die Bahn geliefert.

Die Vertankungen an Flugturbinenkraftstoff auf deutschen Flughäfen, die sich 2017 auf 10,0 Mio. t belaufen hatten, sind 2018 um 2,9 % auf 10,3 Mio. t angestiegen.

Der Inlandsabsatz an leichtem Heizöl ist im Vergleich zum Vorjahr um 14,8 % auf 13,5 Mio. t im Jahr 2018 gesunken. Die Endverbraucherstufe mit rund 5 Millionen Kunden versorgt in erster Linie der örtliche Heizölhandel. Die Zahl der auf dem deutschen Markt für leichtes Heizöl tätigen Händler hat sich von mehr als 17.000 im Jahr 1973 auf etwa 2.000 verringert.

Der Absatz an schwerem Heizöl war mit 2,1 Mio. t im Jahr 2018 um 32,9 % niedriger als 2017.

Die Aufteilung des gesamten Inlandsabsatzes an Mineralölprodukten (einschließlich Biokraftstoffe) stellt sich nach Verbrauchsbereichen 2018 für Deutschland wie folgt dar:

  • Verkehr: 63 %
  • Haushalte und Kleinverbraucher: 15 %
  • Industrie: 21 %
  • Kraftwerke: 1 %
Braunkohle

Die inländische Braunkohlengewinnung fiel 2018 mit 166,3 Mio. t zum sechsten Mal in Folge niedriger als im jeweiligen Vorjahr aus. Der Energiegehalt der abgebauten Braunkohle lag mit 51,0 Mio. t SKE – ebenso wie die Fördermenge – um 2,9 % unter dem Niveau des Jahres 2017. Die inländische Gewinnung trug mit 99,9 % zum gesamten Aufkommen an Braunkohle in Deutschland bei. Dem Außenhandel kommt somit nur eine geringe Bedeutung zu. 2018 wurden 0,026 Mio. t SKE Braunkohlenprodukte nach Deutschland eingeführt. Die Ausfuhr belief sich auf 1,094 Mio. t SKE. Der Primärenergieverbrauch an Braunkohle wurde für 2018 mit 50,0 Mio. t SKE ermittelt. Das waren 2,8 % weniger als im Vorjahr.

Gewinnung nach Revieren

Der Abbau der Braunkohle im Tagebau konzentrierte sich auf drei Regionen. Dies sind das Rheinland, die Lausitz und Mitteldeutschland. In Helmstedter Revier war die Kohlengewinnung im Herbst 2016 ausgelaufen.

Im Rheinischen Revier förderte die RWE Power AG, Essen/Köln, im Städtedreieck Köln/Aachen/Mönchengladbach 2018 insgesamt 86,3 Mio. t Braunkohle. Dies unterschreitet die Vorjahresleistung um 5,4 %. Nach Tagebauen setzte sich die Förderung 2018 wie folgt zusammen: Garzweiler: 30,1 Mio. t, Hambach: 38,8 Mio. t, Inden: 17,4 Mio. t. Die Kohlengewinnung im Rheinland ist somit auf drei Tagebaue konzentriert.

Im Lausitzer Revier, das sich im Südosten von Brandenburg und im Nordosten von Sachsen befindet, belief sich die Förderung 2018 auf 60,7 Mio. t Braunkohle. Das sind 0,8 % weniger als 2017. Nach Tagebauen verteilte sich die Förderung 2018 wie folgt: Jänschwalde: 9,1 Mio. t, Welzow-Süd: 21,8 Mio. t, Nochten: 16,3 Mio. t, Reichwalde: 13,5 Mio. t. Im Jahr 2016 hatte die tschechische EPH-Gruppe die Braunkohlenaktivitäten (Tagebaue und Kraftwerke) von der schwedischen Vattenfall Europe übernommen. Sie werden seitdem unter den Namen Lausitz Energie Bergbau AG und Lausitz Energie Kraftwerke AG (LEAG) geführt.

Im Mitteldeutschen Revier in der Umgebung der Stadt Leipzig wurden 2018 insgesamt 19,2 Mio. t Braunkohle – und damit 2,2 % mehr als im Vorjahr – gefördert. Wichtigstes Unternehmen dieses Reviers ist die Mitteldeutsche Braunkohlengesellschaft mbH (MIBRAG), Theißen. Diese Gesellschaft gehört zu 100 % der EP Energy a.s. (EPE), einem Tochterunternehmen der EP Holding (EPH) aus der Tschechischen Republik. Die MIBRAG verfügt über die Tagebaue Profen (Sachsen-Anhalt und Schleenhain (Sachsen). Ebenfalls im Mitteldeutschen Revier unterhält die Romonta GmbH am Standort Amsdorf (Sachsen-Anhalt) einen Tagebau.

Die Entwicklung in den einzelnen Revieren wird maßgeblich bestimmt durch die jeweilige Verfügbarkeit und den Einsatz der bergbaunahen Kraftwerke der allgemeinen Versorgung.

Einsatz der Braunkohle

Schwerpunkt der Braunkohlennutzung ist die Stromerzeugung. 2018 wurden 148,2 Mio. t aus inländischer Förderung an Kraftwerke der allgemeinen Versorgung geliefert (2017: 153,2 Mio. t). Das entsprach 89,1 % der gesamten Gewinnung. Die Brutto-Stromerzeugung in Kraftwerken der allgemeinen Versorgung betrug 2018 auf Basis Braunkohle 141,6 TWh (2017: 144,9 TWh).

Nach den Kraftwerken der allgemeinen Versorgung repräsentieren die Veredlungsbetriebe den wichtigsten Abnahmebereich der Rohbraunkohle. 2018 wurden 14,6 Mio. t Braunkohle zur Herstellung fester Produkte und 2,5 Mio. t in Kraftwerken des Braunkohlenbergbaus eingesetzt. Der Absatz von Braunkohle an sonstige Abnehmer belief sich 2018 auf 0,8 Mio. t. In den Veredlungsbetrieben des Bergbaus wurden 6,6 Mio. t marktgängige Produkte, wie Brikett, Braunkohlenstaub, Wirbelschichtkohle und Koks erzeugt (2017: 6,7 Mio. t). Zuwächse waren bei der Erzeugung von Wirbelschichtkohle (+ 18 %) und Koks (+ 2 %) zu verzeichnen. Dagegen blieben der Herstellung von Brikett (- 6 %) und Staub (- 1 %) unter dem Vorjahresergebnis. Die Stromerzeugung in Grubenkraftwerken erreichte 2,8 TWh (2017: 2,8 TWh). In Industriekraftwerken außerhalb des Braunkohlenbergbaus wurden 2018 insgesamt 0,6 TWh Strom erzeugt (2017: 0,6 TWh). Der weit überwiegende Teil der Veredlungsprodukte wird in der Industrie genutzt. In Industrieanlagen werden Veredlungsprodukte für die Prozessdampferzeugung (z.B. in der Papierindustrie), zur Abgas- und Abwasserreinigung sowie als Kohlenstoffkonzentrat in metallurgischen, chemischen und anderen Prozessen eingesetzt. Zudem beliefert die Veredlung Industrie und Stadtwerke mit Prozessdampf und Fernwärme.

Die Brutto-Stromerzeugung aus Braunkohle belief sich damit 2018 auf insgesamt 145,0 TWh (2017: 148,4 TWh). Sie verteilte sich 2018 nach Bundesländern wie folgt: Nordrhein-Westfalen: 71,7 TWh, Brandenburg: 33,9 TWh, Sachsen: 32,3 TWh, Sachsen-Anhalt: 7,0 TWh sowie Niedersachsen, Hessen, Bayern und Baden-Württemberg: 0,1 TWh.

Die insgesamt installierte Brutto-Leistung der Braunkohlenkraftwerke belief sich zum 01.01.2019 auf 22.450 MW (einschließlich Sicherheitsreserve). Davon entfielen 11 489 MW auf Nordrhein- Westfalen, 4.705 MW auf Brandenburg, 4.582 MW auf Sachsen, 1.221 MW auf Sachsen-Anhalt, 407 MW auf Niedersachsen, 42 MW auf Hessen und jeweils 2 MW auf Bayern und Baden-Württemberg.

Nachdem bereits zum 1. Oktober 2016 das Kraftwerk Buschhaus (350 MW) und zum 1. Oktober 2017 das Kraftwerk Frimmersdorf (562 MW) in die Sicherheitsreserve überführt worden waren, gingen zum 1. Oktober 2018 zwei Blöcke des Kraftwerks Niederaußem im Rheinland (594 MW) sowie 1 Block des Kraftwerks Jänschwalde in der Lausitz (465 MW) vom Netz. 2019 folgen 1 Block in Neurath im Rheinland (292 MW) sowie 1 weiterer Block in Jänschwalde (465 MW). Mit der Überführung von dann insgesamt 2.728 MW Nettoleistung in die Sicherheitsbereitschaft wird der Braunkohleneinsatz zur Stromerzeugung in Deutschland bis 2020 insgesamt um etwa 13 % zurückgehen. Damit sinken die CO2-Emissionen aus der Stromerzeugung mit Braunkohle bis 2020 um etwa 19 Mio. t.

Beschäftigte

In der Braunkohlenindustrie in Deutschland waren zum 31. Dezember 2018 – einschließlich der 4.979 Mitarbeiter in den Braunkohlenkraftwerken der allgemeinen Versorgung von Unternehmen mit Braunkohlengewinnung – insgesamt 20.851 Personen beschäftigt. Die Zahl der Mitarbeiter belief sich im Rheinland auf 9.986, in der Lausitz auf 8.375 und in Mitteldeutschland auf 2.379. Im Revier Helmstedt waren nach dem Ende der Kohlengewinnung nur noch 111 Mitarbeiter für die Braunkohlenindustrie tätig. In der für alle Reviere genannten Gesamtzahl sind 1.255 Auszubildende enthalten. Im Vergleich zum 31. Dezember 2017 hat sich der Belegschaftsstand in Braunkohlenbergbau und Braunkohlenkraftwerken um 40 Mitarbeiter vermindert.

Steinkohle

Im Jahr 2018 betrug das Aufkommen an Steinkohle nach vorläufigen Berechnungen rd. 45,8 Mio. t SKE und unterschritt damit das Vorjahresniveau von 51,9 Mio. t SKE um 11,8 %. Die heimische Steinkohlenförderung verringerte sich 2018 gegenüber dem Vorjahr um 30 % auf 2,6 Mio. t SKE. Auch die deutschen Steinkohlenimporte (einschließlich Koks und Briketts, Koks in Kohle umgerechnet) haben deutlich nachgegeben und sanken gegenüber dem Vorjahr um 10,4 % auf 43,2 Mio. t SKE. Der Anteil deutscher Steinkohle am Aufkommen ging damit auf knapp 6 % zurück.

Förderung

Nach mehr als 150 Jahren wurde der Steinkohlenbergbau in Deutschland im Jahr 2018 beendet. Zum Jahresende legte die RAG AG die letzten zwei Steinkohlenbergwerke, Prosper-Haniel in Bottrop und Ibbenbüren nahe Osnabrück, endgültig still. Die Regelförderung beider Bergwerke endete im September 2018. Die Lagerbestände sind komplett verkauft. Die Leistung je Mann und Schicht unter Tage war im Jahresdurchschnitt 2018 um 14,0 % im Vergleich zum entsprechenden Vorjahreszeitraum auf 10 041 kg v.F. gestiegen. Die Gesamtbelegschaft verringerte sich zum Jahresende 2018 um 1 586 Mitarbeiter entsprechend 27,8 % auf 4 125 Mitarbeiter.

Außenhandel mit Steinkohle

Nach ersten Hochrechnungen lagen die Einfuhren an Steinkohlen und Koks nach Deutschland im Jahr 2018 mit 43,2 Mio. t SKE um 10,4 % unter dem Vorjahreswert von 48,2 Mio. t SKE (Umrechnung von t in t SKE durch Verwendung von Heizwerten aus der Erhebung des Statistischen Bundesamtes nach Energiestatistikgesetz). Die Struktur der Steinkohlenimporte nach Kohlenarten und nach Herkunftsländern stellte sich 2018 wie folgt dar: Von den gesamten Importen entfielen 64 % auf Kraftwerkskohle, 29 % auf Kokskohle, 2 % auf Anthrazit und Briketts sowie 5 % auf Koks (Koks in Kohle umgerechnet). Trotz leicht rückläufiger Lieferungen baute Russland 2018 seine Position als größter Steinkohlenlieferant für Deutschland auf 39 % aus. Mit einem Anteil von 22 % blieben die Vereinigten Staaten die zweitwichtigste Provenienz. Die US-amerikanischen Kohleexporteure profitierten zeitweilig vom sehr hohen Kohlepreisniveau in Nordwesteuropa und konnten ihre Lieferungen nach Deutschland im Vergleich zum Vorjahr um 6 % steigern. Die Einfuhren aus Kanada nahmen um 5 % zu. Im Gegensatz dazu waren die Importe aus den weiteren bedeutenden Lieferländern durchweg rückläufig. Am stärksten sanken die Importe aus Südafrika (- 32 %), Kolumbien (- 41 %) und Australien (- 6 %). Diese drei Lieferländer kamen 2018 zusammen auf einen Anteil von 22 % am deutschen Importvolumen – gegenüber 27 % im Vorjahr. In der sektoralen Aufteilung dominierte Russland bei Kraftwerkskohle mit einem Anteil von 55 %. Wichtigster Lieferant für Kokskohle war Australien mit einem Anteil von 43 %. Der größte Teil der Koksimporte stammte aus EU-Ländern (85 %), wobei allein die Lieferungen aus Polen 66 % ausmachten.

Verbrauch nach Sektoren

Der gesamte deutsche Primärenergieverbrauch an Steinkohle ist im Jahr 2018 um 11,2 % im Vergleich zum Vorjahr auf 44,4 Mio. t SKE gesunken. Nach Verbrauchssektoren stellte sich die Entwicklung wie folgt dar:

  • Kraftwirtschaft (Anteil am Steinkohle-PEV: 59 %): Der Steinkohleneinsatz zur Strom- und Wärmeerzeugung verminderte sich um 16,3 % auf 26,1 Mio. t SKE. Dies war direkt und indirekt Folge des Ausbaus Erneuerbarer Energien in der Stromerzeugung sowie eines Rückgangs der zur Verfügung stehenden Kraftwerkskapazitäten auf Basis Steinkohle. Nach Angaben des BDEW und der Bundesnetzagentur sind 2018 erneut etliche Steinkohlenkraftwerksblöcke dauerhaft stillgelegt worden. Betroffen waren u.a. Kraftwerke in Ensdorf, Duisburg, Kiel und Werdohl.
  • Stahlindustrie (Anteil am Steinkohle-PEV: 39 %): Der Verbrauch der inländischen Stahlindustrie verringerte sich um 1,7 % auf 17,3 Mio. t SKE. Dies ist im Wesentlichen auf den Rückgang der Erzeugung von Roheisen als Vorprodukt von Rohstahl um 2 % auf 27,3 Mio. t zurückzuführen.
  • Wärmemarkt (Anteil am Steinkohle-PEV: 2 %): Der Verbrauch im Wärmemarkt (Gießereien, Fernheizkraftwerke, Kleingewerbe und private Haushalte) verringerte sich 2018 um 16,7 % auf rd. 1,2 Mio. t SKE.

Ausblick

Nach Schließung der letzten beiden deutschen Steinkohlenbergwerke ist Deutschland zur Deckung seines Steinkohlebedarfs künftig vollständig auf Importe angewiesen. Die RAG AG wird auch weiterhin bestehen bleiben und für Bergbau-Folgearbeiten (Flächenentwicklung, Bearbeitung von Altlasten und vor allem für sog. Ewigkeitsaufgaben, insbesondere Grubenwasserhaltung) verantwortlich sein. Ende Januar 2019 hat die Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung“ – die sog. Kohle-Kommission – der Bundesregierung ihren Schlussbericht mit Empfehlungen zur schrittweisen Reduzierung und schließlich Beendigung der Kohleverstromung in Deutschland vorgelegt. Dieser Ausstiegsplan ist mit einer Reihe von energie-, struktur- und sozialpolitischen Bedingungen verknüpft und soll 2023, 2026, 2030 sowie noch einmal 2032 überprüft werden.

Erdgas

Das gesamte Erdgasaufkommen in Deutschland belief sich im Jahr 2018 auf 1.834,8 Mrd. kWh (1 m³ entspricht 9,7692 kWh bzw. 1,083 kg SKE). Dazu trug die inländische Förderung mit 61,6 Mrd. kWh bei. Bei dem weit überwiegenden Teil des Aufkommens handelt es sich um Einfuhren – vor allem aus Russland, Norwegen und Niederlande. In der für 2018 ermittelten Einfuhrmenge von 1.773,2 Mrd. kWh sind allerdings erhebliche Transite enthalten.

Abzüglich der Exporte in Höhe von 861,7 Mrd. kWh und unter Berücksichtigung von Speichersaldo und Eigenverbrauch errechnet sich ein Erdgasabsatz im Inland von 928,3 Mrd. kWh. Das entspricht einem Rückgang im Vergleich zum Vorjahr um 1,6 %.

Nach ersten Schätzungen waren folgende Absatztendenzen nach Einsatzsektoren zu verzeichnen:

  • Bei den privaten Haushalten sowie den Gewerbe- und Dienstleistungsunternehmen (HuK-Sektor) fiel der Erdgasverbrauch mit 381,0 Mrd. kWh um 2,4 % niedriger aus als 2017 mit 390,3 Mrd. kWh.
  • In der Industrie (einschließlich Industriekraftwerke) verringerte sich der Erdgasverbrauch um 0,1 % im Vergleich zum Vorjahr auf 369,3 Mrd. kWh im Jahr 2018.
  • In Kraft- und Heizwerken der allgemeinen Versorgung wurden 177 Mrd. kWh Erdgas eingesetzt. Das waren 3,3 % weniger als 2017 (183,1 Mrd. kWh).

Die Aufteilung des Erdgasabsatzes nach Sektoren stellte sich damit 2018 wie folgt dar:

Auf Eigenverbrauch und statistische Differenzen entfielen 2018 etwa 18,0 Mrd. kWh gegenüber 17,8 Mrd. kWh im Jahr 2017. Der unter Berücksichtigung dieser Position abgeleitete Erdgasverbrauch im Inland war 2018 mit 945,3 Mrd. kWh (Ho) um 1,6 % niedriger als 2017 mit 960,8 Mrd. kWh (Ho). Der Verbrauch des Jahres 2018 entsprach 104,8 Mio. t SKE (Hu).

Wie gezeigt, ist der Primärenergieverbrauch in Deutschland gesunken und hat den niedrigsten Stand seit Anfang der 1970er Jahr erreicht. Wichtigste Ursache des 2018 verzeichneten Rückgangs war die mildere Witterung. Der Verbrauch an Mineralöl, Erdgas, Stein- und Braunkohle ging zurück, die stärksten Einbußen musste die Steinkohle hinnehmen.

Deutscher Energiemarkt 2018
Teil 2 des Aufsatzes legt den Fokus auf den Stromverbrauch und die Entwicklungen der Erneuerbaren Energien im Jahr 2018. Zudem werden Preise, Importquoten sowie CO2-Emmissionen analysiert. Dieser folgt in einigen Tagen. Bleiben Sie en:formiert!
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