Studie - Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln

ewi.uni.koeln.de

Studie - Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln

Energiewirtschaftliches Institut

an der Universität zu Köln

Studie

Energiewirtschaftliches Gesamtkonzept 2030

31. März 2008


Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (EWI)

Albertus-Magnus-Platz

50923 Köln

Tel.: 0049-(0)221- 470 2258

http://www.ewi.uni-koeln.de

Energy Environment Forecast Analysis GmbH (EEFA)

Maybachufer 46

12045 Berlin

Tel.: 0049 – (0)30 - 62 90 04 76

http://www.eefa.de

EWI:

Dietmar Lindenberger (Projektleitung)

Michael Bartels

Frieder Borggrefe

David Bothe

Ralf Wissen

EEFA:

Bernhard Hillebrand

Hans Georg Buttermann

Michaela Bleuel


Autoren

Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln

PD Dr. Dietmar Lindenberger,

Michael Bartels

Frieder Borggrefe

David Bothe

Ralf Wissen

Energy Environment Forecast Analysis GmbH

Bernhard Hillebrand

Hans Georg Buttermann

Michaela Bleul

Herausgeber

Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft – BDEW – e. V. (ehemals VDEW), Berlin

initiiert durch

Verband der Elektrizitätswirtschaft (VDEW)

Verband Regionaler Unternehmen (VRE)

Gesamtverband des deutschen Steinkohlebergbaus (GVSt)

Bundesverband Braunkohle (DEBRIV)

Bundesverband der Deutschen Industrie (BDI)

Verband der Netzbetreiber (VDN)

VGB PowerTech

Gesamtherstellung

Brandenburgische Universitäts- und Verlagsgesellschaft Potsdam mbH, Karl-Liebknecht-Straße 24 – 25,

14476 Potsdam

zu beziehen bei

VWEW Energieverlag GmbH, Kleyerstrasse 88, D-60326 Frankfurt am Main

e-mail: vertrieb@vwew.de

Telefax: +49 69 7104687-459

ISBN: 978-3-8022-0937-6


Energiewirtschaftliches Institut

an der Universität zu Köln

Studie

Energiewirtschaftliches Gesamtkonzept 2030

Endbericht

31. März 2008


Inhaltsverzeichnis

1 Kurzfassung......................................................................................................................IX

1.1 Überblick Politikszenarien .................................................................................................................. X

1.2 Szenarienergebnisse ..........................................................................................................................XII

1.3 Zentrale Ergebnisse der Schwerpunktthemen ............................................................................... XXV

1.4 Wichtigste Erkenntnisse und Schlussfolgerungen für die Energiepolitik..................................... XXX

Teil I: Einführung .......................................................................................................................1

2 Perspektiven der Energiepolitik in Deutschland und Europa.............................................1

3 Methodik der Studie ...........................................................................................................3

Teil II: Energieszenarien für Deutschland bis 2030 im internationalen Kontext.......................7

4 Konzeption der Szenarien...................................................................................................7

5 Szenarienannahmen..........................................................................................................10

5.1 Gesamtwirtschaftliche Rahmenbedingungen ..................................................................................... 10

5.2 Brennstoffpreise ................................................................................................................................. 11

5.3 Klimaschutzpolitik ............................................................................................................................. 14

5.3.1 Emissionsminderungsziele auf EU- und Länderebene ....................................................................... 14

5.3.2 Allokation der Zertifikate................................................................................................................... 16

5.3.3 Flexible Mechanismen ....................................................................................................................... 16

5.4 Erneuerbare Energien ......................................................................................................................... 17

5.5 Kraft-Wärme-Kopplung ..................................................................................................................... 19

5.6 Kernenergiepolitik.............................................................................................................................. 19

5.7 Technisch-ökonomische Parameter der Stromerzeugung................................................................... 20

5.8 Kraftwerksprojekte in Planung........................................................................................................... 22

5.9 Stromnetze.......................................................................................................................................... 23

5.10 Technisch-ökonomische Parameter zum Energieverbrauch............................................................... 23

6 Szenarienergebnisse..........................................................................................................25

6.1 Preise für CO2-Zertifikate................................................................................................................... 25

6.2 Stromerzeugung ................................................................................................................................. 26

6.2.1 Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien ...................................................................................... 36

6.2.2 Stromerzeugung aus Kraft-Wärme-Kopplung.................................................................................... 38

6.3 Strompreise......................................................................................................................................... 41

6.3.1 Großhandelspreise.............................................................................................................................. 41

6.3.2 Endverbraucherpreise......................................................................................................................... 43

6.3.2.1 Haushaltsstrompreise..................................................................................................................... 43

6.3.2.2 Industriestrompreise ...................................................................................................................... 45

III

EWI/EEFA


IV

6.4 Energieeffizienz auf der Nachfrageseite.............................................................................................47

6.5 Energiemix und Importabhängigkeit ..................................................................................................61

6.6 Entwicklung der Treibhausgasmissionen ...........................................................................................63

6.7 Sektorale und makroökonomische Effekte .........................................................................................64

Teil III: Vertiefende Analyse ausgewählter Themenfelder...................................................... 70

7 Schwerpunkt 1: Versorgungssicherheit – Fokus Erdgas.................................................. 71

7.1 Übersicht Energiequellen....................................................................................................................72

7.1.1 Steinkohle ...........................................................................................................................................72

7.1.2 Braunkohle .........................................................................................................................................74

7.1.3 Uran ....................................................................................................................................................74

7.1.4 Erdöl ...................................................................................................................................................75

7.1.5 Erneuerbare Energien .........................................................................................................................76

7.2 Schwerpunkt: Erdgas..........................................................................................................................77

7.2.1 Ziel......................................................................................................................................................77

EWI/EEFA

7.2.1.1 Abgrenzung interne vs. externe Versorgungssicherheit ............................................................78

7.2.1.2 Vorgehensweise.........................................................................................................................79

7.2.2 EU – Nettoimportentwicklung............................................................................................................80

7.2.2.1 Nachfrageprognosen..................................................................................................................80

7.2.2.2 Produktionsprognosen ...............................................................................................................87

7.2.2.3 Zukünftiger Importbedarf..........................................................................................................89

7.2.3 Reserven / Ressourcen in europäischer Reichweite............................................................................92

7.2.4 Transportinfrastruktur.........................................................................................................................96

7.2.5 Prognose EU-25................................................................................................................................104

7.2.5.1 Versorgungssituation...............................................................................................................104

7.2.5.2 Stressszenarien ........................................................................................................................106

7.2.5.2.1 Zunehmender weltweiter Wettbewerb .............................................................................................. 107

7.2.5.2.2 GUS Exporte nach Ost-Asien ........................................................................................................... 108

7.2.5.2.3 Kurzfristige Lieferunterbrechungen.................................................................................................. 111

7.3 Fazit ..................................................................................................................................................114

8 Schwerpunkt 2: Erneuerbare Energien in Deutschland und Europa.............................. 116

8.1 Stand der erneuerbaren Energien in Deutschland .............................................................................116

8.1.1 Windenergie......................................................................................................................................116

8.1.2 Wasserkraft.......................................................................................................................................118

8.1.3 Biomasse...........................................................................................................................................119

8.2 EE-Förderpolitik in Deutschland ......................................................................................................121

8.3 EE-Förderpolitik in Europa ..............................................................................................................125

8.4 Perspektiven der EE-Förderung........................................................................................................128

8.5 Erneuerbare Energien in den Szenarien............................................................................................133


8.5.1 Szenario I: Fortschreibung des EEG ................................................................................................ 135

8.5.2 Szenario III: Forcierung EEG........................................................................................................... 137

8.5.3 Szenario II: EU-Harmonisierung durch Einführung eines EE-Quotenmodells ................................ 140

9 Schwerpunkt 3: Wirkungsmechanismen des EU-Emissionshandels .............................145

9.1 Der gesetzliche Rahmen................................................................................................................... 145

9.2 Regeln der Zertifikatezuteilung und Anreize ................................................................................... 146

9.2.1 Auswirkung auf den Betrieb bestehender Anlagen .......................................................................... 147

9.2.2 Auswirkungen auf Anlagenstilllegungen ......................................................................................... 149

9.2.3 Auswirkungen auf den Neubau von Anlagen................................................................................... 149

9.2.4 Fazit.................................................................................................................................................. 150

9.3 Verlauf der ersten Handelsperiode 2005-2007................................................................................. 151

9.3.1 Marktentwicklung ............................................................................................................................ 151

9.3.2 Erkenntnisse aus der ersten Handelsperiode .................................................................................... 154

9.4 Ausblick auf die zweite Handelsperiode 2008-2012 ........................................................................ 157

9.4.1 Zuteilung .......................................................................................................................................... 158

9.4.2 Abgeschaffte Regelungen................................................................................................................. 160

9.4.3 Wichtigste Neuregelungen ............................................................................................................... 161

9.5 Einfluss des Emissionshandels in den Szenarien bis 2030 ............................................................... 166

9.5.1 Szenario I.......................................................................................................................................... 167

9.5.2 Szenarien II und IIa .......................................................................................................................... 168

9.5.3 Szenario III....................................................................................................................................... 169

9.6 Perspektiven von JI und CDM ......................................................................................................... 169

9.6.1 Einführung........................................................................................................................................ 169

9.6.2 Marktentwicklung und -hemmnisse der flexiblen Mechanismen..................................................... 170

9.7 Ausblick: CO2-Sequestrierung und -Speicherung ............................................................................ 176

9.7.1 Abscheidungstechnologien............................................................................................................... 176

9.7.2 Modellannahmen CCS ..................................................................................................................... 177

9.7.3 Entwicklung der CCS in den Szenarien bis 2030............................................................................. 181

9.8 Schlussfolgerungen .......................................................................................................................... 183

10 Schwerpunkt 4: Energieeffizienz in der Industrie ..........................................................185

10.1 Energieeffizienz in der Industrie bis 2030........................................................................................ 188

10.1.1 Brennstoffeffizienz ...................................................................................................................... 188

10.1.2 Stromeffizienz ............................................................................................................................. 206

10.2 Anhang – Ausgewählte Tabellen zur Ex-Post-Entwicklung in den Wirtschaftszweigen ................. 227

V

EWI/EEFA


VI

11 Schwerpunkt 5: Energieintensive Prozesse und die Bedeutung der Stromkosten für diese

Industriesektoren in der EU ................................................................................................... 231

11.1 Sonderregelungen für stromintensive Industriesektoren in der EU ..................................................236

11.1.1 Strompreise für Industriekunden in der EU .................................................................................236

11.2 Entwicklung der Strompreise an Europäischen Handelsbörsen........................................................237

11.3 Wettbewerbspolitische Eingriffe in die Strompreisbildung für energieintensive Industrien ............239

11.3.1 Steuerliche Sonderregelungen......................................................................................................239

11.3.2 Direkte Preisregelungen...............................................................................................................243

11.3.3 Sonstige Maßnahmen...................................................................................................................247

11.4 Zusammenfassung ............................................................................................................................248

Teil IV – Wichtigste Erkenntnisse und Schlussfolgerungen für die Energiepolitik.............. 251

Anhang A: Szenario „Moderate Klimaschutzpolitik“ ........................................................... 255

A1. Entwicklung der Strommärkte ........................................................................................ 255

CO2-Preise und Emissionen ............................................................................................................................255

Stromerzeugung ..............................................................................................................................................256

Erneuerbare Energien......................................................................................................................................260

Kraft-Wärme-Kopplung..................................................................................................................................260

Stromgroßhandelspreise..................................................................................................................................262

Strompreise für Haushalte und Industrie.........................................................................................................264

A2. Makroökonomische Daten .............................................................................................. 267

Endenergieverbrauch ......................................................................................................................................267

Endenergieeffizienz ........................................................................................................................................270

Primärenergieverbrauch..................................................................................................................................270

Entwicklungen der Treibhausgasemissionen ..................................................................................................271

Sektorale und makroökonomische Effekte .....................................................................................................271

Anhang B: Eingesetzte Modelle ............................................................................................ 273

Kurzbeschreibung des EWI-Strommarktmodells CEEM................................................................................273

Beschreibung des GEMS-Modells..................................................................................................................278

Kurzbeschreibung des EEFA Modellinstrumentariums..................................................................................299

Anhang C: Vergleich aktueller Studien ................................................................................. 311

Grundannahmen und verwendete Methodik ...................................................................................................311

Sozioökonomische Rahmendaten ...................................................................................................................320

CO2-Handel ....................................................................................................................................................320

Zukünftiger Einfluss von Sequestrierungstechnologien..................................................................................322

EWI/EEFA


Verzeichnis der Tabellen........................................................................................................323

Verzeichnis der Abbildungen .................................................................................................326

Literaturverzeichnis................................................................................................................331

VII

EWI/EEFA


VIII

EWI/EEFA


1 Kurzfassung

Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW) hat gemeinsam mit den

Verbänden BDI, DEBRIV, GVSt, und VGB PowerTech die Erarbeitung einer Studie

Energiewirtschaftliches Gesamtkonzept 2030“ durch das Energiewirtschaftliche Institut an

der Universität zu Köln (EWI) und die Energy Environment Forecast Analysis (EEFA)

GmbH in Münster initiiert.

Die Studie gliedert sich in vier Teile. Teil I führt in die aktuelle energiepolitische Diskussion

in Deutschland und Europa ein und skizziert die Methodik der Studie.

Teil II entwickelt vier Politikszenarien der deutschen Energiewirtschaft bis 2030 im

internationalen Kontext: Konzeption, Annahmen und Ergebnisse der Szenarien werden

dokumentiert.

Teil III der Studie enthält eine vertiefende Analyse zu fünf Themenfeldern, die für die

Bewertung der Szenarien von besonderer Bedeutung sind:

- Versorgungssicherheit in Bezug auf Erdgas,

- Erneuerbare Energien in Deutschland und Europa,

- Wirkungsmechanismen des europäischen Emissionshandelssystems,

- Energieeffizienz in der Industrie

- und Bedeutung von Stromkosten energieintensiver Produktionen in der EU.

Teil IV fasst die wichtigsten Ergebnisse der Studie zusammen und zieht Folgerungen für die

Energiepolitik.

Die Kurzfassung gliedert sich entsprechend: Zunächst wird ein Überblick über die Politik-

szenarien gegeben (Abschnitt 1.1) und es werden die wichtigsten Szenarienergebnisse

zusammengefasst (Abschnitt 1.2). Es folgen die zentralen Aussagen aus den Schwerpunkt-

analysen (Abschnitt 1.3) und Schlussfolgerungen für die Energiepolitik (Abschnitt 1.4).

IX

EWI/EEFA


X

1.1 Überblick Politikszenarien

Die Studie untersucht vier Politikszenarien der energiewirtschaftlichen Entwicklung in

Deutschland bis 2030, die durch unterschiedliche energie- und klimapolitische Vorgaben

charakterisiert sind.

Szenario I „Umsetzung EU-Ratsbeschlüsse unter Fortführung der derzeitigen Politik“

Szenario I berücksichtigt die Vorgaben des Europäischen Rates vom März 2007 zur

Minderung von Treibhausgasen (-20% bis 2020 gegenüber 1990) und bedient sich hierzu

einer Fortschreibung der derzeitigen Politik: Ausstieg aus der Kernenergie, Fortschreibung

des EEG und KWKMod-G, Fortschreibung des Nationalen Allokationsplans (NAP II) mit

kostenfreier Zuteilung von Emissionszertifikaten.

Szenario II „Gleichgewichtige Berücksichtigung von Versorgungssicherheit, Wirtschaftlich-

keit und Umweltverträglichkeit im Markt“

Szenario II setzt ebenso die EU-Vorgaben zur Emissionsminderung um und versucht dies

unter Wahrung eines Gleichgewichts zu den beiden anderen energiewirtschaftlichen Zielen

Versorgungssicherheit und Wirtschaftlichkeit: Mit Hilfe marktwirtschaftlicher Mechanismen

sollen die Ziele möglichst kostengünstig erreicht werden. Insbesondere erfolgt die Förderung

der erneuerbaren Energien durch ein EU-weit harmonisiertes wettbewerbliches Integrations-

modell, und es bestehen keine politischen Restriktionen hinsichtlich der Nutzung der Kern-

energie. An der kostenfreien CO2-Zuteilung wird festgehalten.

Szenario IIa: Variante zu Szenario II mit Vollauktion von CO2-Zertifikaten nach 2012“

Da Zuteilungsverfahren von Emissionsrechten Investitionsentscheidungen stark beeinflussen,

unterscheidet sich Szenario IIa von Szenario II lediglich darin, dass die Emissionsrechte nach

2012 zu 100% auktioniert werden.

Szenario III „Priorität Umweltschutz und Kernenergieausstieg“

beinhaltet weitergehende Emissionsminderungsziele, eine Forcierung des EEG durch höhere

Fördersätze, eine Verdopplung der KWK-Stromerzeugung bis 2030 sowie den Ausstieg aus

der Kernenergie. Wie in Szenario IIa werden die Emissionsrechte nach 2012 versteigert.

EWI/EEFA


Um der Unsicherheit hinsichtlich der zukünftigen Energiepreisentwicklung Rechnung zu

tragen, werden die vier Politikszenarien jeweils unter Zugrundelegung zweier Brennstoff-

preispfade gerechnet: Es werden ein unterer Preispfad für Öl und Gas („Niedrigpreis“) und

ein oberer Preispfad („Hochpreis“) gerechnet. Bei jeweils unveränderten Kohlepreisen wird

damit zugleich eine Bandbreite für den Gas/Kohle-Preisspread und damit für die sensible

Gas-Kohle-Konkurrenz in der Stromerzeugung abgedeckt. Unter Berücksichtigung der beiden

Brennstoffpreisvarianten ergeben sich somit acht Szenarienvarianten.

Tabelle 1.1: Übersicht Politikszenarien

Szenario I Szenario II / IIa

Szenario III

THG-Minderung (*)

EU 2010 -8% -8%

-8%

2020 -20% -20%

-30%

2030 -25% -25%

-40%

DE 2010 -21% -21%

-21%

2020 -25% -25%

-40%

2030 -30% -30%

-50%

NAP

JI/CDM (§)

Marktwirtschaftliches

REG-Ziele (#) Fortschreibung EEG Forcierung EEG

EU-Integrationsmodell

EU 2010 17% 17%

22%

2020 22% 22%

30%

2030 27% 27%

35%

DE 2010 14% 14%

15%

KWK

2020 20% Marktergebnis

25%

2030 26% Marktergebnis

35%

Fortschreibung

KWK-Mod-G

XI

Quote: Verdopplung

KWK-Stromerz. bis 2030

Kernenergie Ausstieg keine Restriktionen

Ausstieg

(*) ggü 1990;

(§) wahlweise ggü Basisjahr, 2004 oder ggf Prognose

(#) Anteil am Bruttostromverbrauch

Quelle: EWI/EEFA

Fortschreibung NAP II nach 2012 100% Auktionierung nach 2012

maximal 50% der jeweiligen Minderung (Vorgabe EU-Kommision)

Auslaufende Förderung

EWI/EEFA


XII

1.2 Szenarienergebnisse

Nachfolgend fassen wir die wichtigsten Ergebnisse der Szenarien zusammen: CO2-Preise,

Struktur der Stromerzeugung und Strompreise, Endenergie- und Primärenergieverbrauch,

Treibhausgasemissionen sowie sektorale Produktions- und Beschäftigungseffekte.

CO2-Preise in den Szenarien

Die Preise für CO2-Emissionsrechte bilden sich auf dem europäischen Markt. Sie sind ein

maßgeblicher Indikator für die „Schärfe“ der Klimapolitik auf EU-Ebene. Neben den EU-

weiten Emissionsminderungsvorgaben sowie den Vorgaben zur Nutzung der Flexiblen

Mechanismen (JI/CDM) sind sie durch weitere Energiepolitiken (Energieeffizienz, Förderung

erneuerbarer Energien in Europa, Kernenergiepolitik) und die in den Szenarien unterstellten

Brennstoffpreisentwicklungen bestimmt. Im Falle hoher Öl- und Gaspreise steigen die realen

CO2-Preise in den Szenarien von 15-20 €(2005)/t im Jahr 2010 auf 36-46 €(2005)/t im Jahr

2030. Im Niedrigpreisfall liegen sie anfangs etwas tiefer und erreichen bis 2030 Werte von

27-35 €(2005)/tCO2 (Abbildung 1.1).

Abbildung 1.1: Reale CO2-Preise Hochpreisszenarien (links), Niedrigpreis (rechts)

EURO(2005) je t/CO2

50

40

30

20

10

0

Szenario I 20 22 37 43 46

Szenario II 19 20 36 36 39

Szenario IIa 19 24 31 33 36

Szenario III 15 24 34 40 42

Quelle: EWI/EEFA

Stromerzeugung

EWI/EEFA

2010 2015 2020 2025 2030

EURO(2005) / tCO2

40

30

20

10

0

2010 2015 2020 2025 2030

Szenario I 15 18 22 28 35

Szenario II 15 16 21 26 32

Szenario IIa 15 16 19 24 27

Szenario III 12 15 24 29 34

Die Szenarienergebnisse für die Stromerzeugung hängen sensibel von den unterstellten

Brennstoffpreisentwicklungen und sich einstellenden CO2-Preisen ab. Um den damit

verbundenen Unsicherheiten Rechnung zu tragen, wurde für alle Szenarien eine Variante mit


Stromerzeugung Jahr 2020 2020 in TWh

XIII

höheren („Hochpreis“) und eine mit niedrigeren Öl- und Gaspreisen („Niedrigpreis“)

gerechnet (s.o.). Momentan sprechen die Terminmärkte – wenn auch am langen Ende nur

beschränkt liquide – eher für Preiserwartungen im Bereich der Hochpreisvarianten.

Abbildung 1.2: Nettostromerzeugung und CO2-Emissionen der Stromerzeugung 2020

TWh

TWh

650

600

550

500

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

-50

650

600

550

500

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

-50

Quelle: EWI/EEFA

(oben), 2030 (unten); Hochpreis- (links), Niedrigpreisszenarien (rechts)

2005 I II II a III I II II a III

Hochpreis

Niedrigpreis

2005 I II II a III I II II a III

Hochpreis

Niedrigpreis

350

325

300

275

250

225

200

175

150

125

100

75

50

25

0

-25

Jahr 2030

Stromerzeugung 2030 in TWh

350

325

300

275

250

225

200

175

150

125

100

75

50

25

0

-25

Mio. t CO2 CO2

Mio. t CO 2

Wasser

Mineralöl

Erdgas

Erdgas KWK

Steinkohle

Steinkohle KWK

Steinkohle CCS

Braunkohle

Braunkohle KWK

Braunkohle CCS

Kernenergie

Müll + Sonstige

Sonstige EE

Wind

Importe - Exporte

Verbrauch PS

CO2 Ausstoß

Wasser

Mineralöl

Erdgas

Erdgas KWK

Steinkohle

Steinkohle KWK

Steinkohle CCS

Braunkohle

Braunkohle KWK

Braunkohle CCS

Kernenergie

Müll + Sonstige

Sonstige EE

Wind

Importe - Exporte

Verbrauch PS

CO2 Ausstoß

EWI/EEFA


XIV

Szenarien übergreifend lassen sich zur Entwicklung der Stromerzeugung in Deutschland bis

2030 folgende Tendenzen feststellen:

Der Beitrag der erneuerbaren Energien (EE) zur Stromerzeugung steigt in allen Szenarien

stark an. Der Anstieg basiert vorwiegend auf Windenergie (onshore und offshore) und

Biomasse (in der Grafik unter „Sonstige EE“). Insbesondere die Einspeisung von Strom aus

Windenergie ist mit Rückwirkungen auf das konventionelle Erzeugungssystem verbunden:

Die nach EE-Einspeisung verbleibende, vom konventionellen Kraftwerkspark abzufahrende

residuale Last weist eine zunehmend volatile und stochastische Struktur auf, wodurch sich die

durchschnittliche Auslastung der Kraftwerke vermindert und die spezifischen Erzeugungs-

kosten ansteigen. Flexiblere (Erdgas-) Kraftwerke gewinnen tendenziell an Bedeutung. Die

Entwicklung der Erneuerbaren bleibt bis 2030 in allen Szenarien überwiegend durch

staatliche Förderung bedingt. Um den EE-Anteil langfristig auf 20% zu erhöhen, wären

höhere Vergütungssätze bzw. eine geringere Degression der Einspeisevergütungssätze

erforderlich als gemäß derzeitigem EEG vorgesehen. Die höchste Windkraftkapazität ist mit

rd. 45.000 MW in Szenario III installiert. Hier werden unter den getroffenen Annahmen

technische Grenzen der Integrierbarkeit fluktuierender Erzeugung erreicht, sofern nicht

zusätzliche Flexibilitäten im Elektrizitätssystem in Form von (z.B. Druckluft-) Stromspeicher-

technologien, verschiebbaren Lasten oder grenzüberschreitendem Stromaustausch im

europäischen Markt verfügbar sein werden. In diesem Zusammenhang sind weitergehende

Untersuchungen erforderlich.

Die Erdgas basierte Stromerzeugung steigt insbesondere in den Niedrigpreisvarianten der

Szenarien deutlich an. Dieser Zuwachs beruht zum einen auf Gas-GuD-Kondensationskraft-

werken, zum anderen auf Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen. Die Ausweitung der KWK-

Stromerzeugung erfolgt vorwiegend an großen Fernwärme- und Industriestandorten

marktgetrieben im Zuge des Ersatzes alter kohlegefeuerter Anlagen durch neue gasgefeuerte

KWK-Anlagen mit deutlich höherer Stromkennziffer (Verhältnis von Strom- zu Wärme-

Output) auf Basis einer stagnierenden oder gar leicht rückläufigen Wärmenachfrage. Hinzu

kommt ein Vordringen dezentraler Blockheizkraftwerke unter Erschließung zusätzlicher

Wärmesenken, das jedoch überwiegend einer staatlichen Förderung bedarf. Der vor allem in

den Niedrigpreisszenarien auftretende Erdgasmehrbedarf in der Verstromung wird teilweise

kompensiert durch Gaseinsparungen im Wärmesektor. Im Szenario mit maximalem Zuwachs

EWI/EEFA


der Erdgasverstromung (Sz. I Niedrigpreis) steigt der Gasverbrauch in Deutschland bis 2030

gegenüber 2005 insgesamt um gut ein Drittel (vgl. Abschnitt 3.5, Primärenergieverbrauch).

In den Hochpreisvarianten der Szenarien bleibt der Gaseinsatz in der Verstromung vergleichs-

weise begrenzt. Es kommt dann der Wettbewerb zwischen anderen Brennstoffen und

Technologien stärker zum Tragen. Unter den getroffenen Annahmen sind dies insbesondere

i) die Kernenergie, die in Szenario II/IIa politisch nicht restringiert ist, ii) Braunkohle ohne

und mit CO2-Abtrennung und Speicherung (CCS) und iii) Steinkohle mit CCS.

Braunkohle weist im Vergleich zur Steinkohle in den Szenarien einen wirtschaftlichen

Vorteil auf. Dieser beruht mit darauf, dass für die kommenden 2-3 Dekaden keine neuen

Braunkohlegruben aufgeschlossen werden müssen, um die derzeitige Förderkapazität von

maximal 50 Mio tSKE/a aufrecht zu erhalten. Die bereits offenen Gruben bedeuten einen

merklichen Kostenvorteil, der die CO2-bedingten Mehrkosten der Braun- gegenüber der

Steinkohle selbst bei vergleichsweise hohen CO2-Preisen überkompensiert. Dies betrifft den

Einsatz bestehender Braunkohlekraftwerke, den Zubau neuer Anlagen und in den Hochpreis-

Varianten der Szenarien ab 2020 das Eindringen der CCS-Technologie in den Markt, die

unter Kostengesichtspunkten zuerst für Braunkohle und dann für Steinkohle zu erwarten ist.

Hierbei wird unterstellt, dass für gespeicherte CO2-Mengen der Nachweis von Zertifikaten

entfällt, und sich die Abgabepflicht nur auf die Restemission erstreckt. Annahmen zu C02

Sequestrierung und Speicherung finden sich im Schwerpunkt 9.7 (CO2-Sequestrierung und –

Speicherung) auf Seite 176.

In allen Szenarien mit Kernenergieausstieg in Deutschland (Hochpreis und Niedrigpreis-

Varianten der Szenarien I und III) kommt es im benachbarten Ausland (in Frankreich, Groß-

britannien und Tschechien) zu einer Ausweitung der Stromerzeugung aus Kernenergie. Diese

Ausweitung beträgt gegenüber Status Quo im Falle niedriger Energiepreise 54 bzw. 80 TWh

(Szenario I bzw. III), im Falle hoher Energiepreise 96 bzw. 220 TWh (Szenario I bzw. III).

Hiermit verbunden ist in diesen Szenarien eine Tendenz zu vermehrten Stromimporten nach

Deutschland und verminderten Stromexporten.

Die Tendenz einer Verschiebung des grenzüberschreitenden Stromaustauschs in Richtung

zunehmender Stromimporte in den Szenarien mit Kernenergieausstieg in Deutschland wird

überlagert durch eine gegenläufige Tendenz in Richtung zunehmender Stromexporte: In

windstarken Schwachlastzeiten muss zunehmend Strom exportiert werden. Hierbei wurde

vorausgesetzt, dass das angrenzende Ausland die in diesen Stunden des Jahres in Deutschland

XV

EWI/EEFA


XVI

nicht benötigten Strommengen aufnehmen kann. In diesem Zusammenhang sind weiter

gehende Analysen erforderlich.

Stromnetz

Alle Szenarien unterstellen den Ausbau der grenzüberschreitenden Kuppelkapazitäten gemäß

des Vorhabens „Transeuropäische Netze Elektrizität“ (TEN-E) bis 2013. Danach wird von

einer leichten Zunahme der Übertragungskapazitäten durch Verstärkung von Kabeln/Trafos

etc. ausgegangen. Für das innerdeutsche Netz wird im Rahmen der Szenarien unterstellt, dass

bis 2030 keine Engpässe auftreten. Für den Transport von Windstrom benötigte zusätzliche

Leitungen werden annahmegemäß zeitgerecht errichtet.

Stromgroßhandelspreise

Auf der Großhandelsebene wird die Entwicklung der Strompreise (Erzeugerpreise) wesentlich

von Brennstoff- und CO2-Preisen beeinflusst. Dementsprechend liegen die Großhandelspreise

in den Hochpreisszenarien im Jahr 2030 mit real 49-61 €(2005)/MWh (Abbildung 1.3 links)

höher als in den Niedrigpreis-Varianten mit 45-52 €(2005)/MWh (Abbildung 1.3 rechts). Für

den Hochpreisfall liegt der höchste Strompreis 2030 um +33% höher (Szenario III) als der

Preis 2005, der niedrigste um +7% höher (Szenario II). Für den Niedrigpreisfall beträgt

dieselbe Bandbreite +13% bzw. -3%.

Abbildung 1.3: Reale Stromgroßhandelspreise (base), Hochpreis (links), Niedrigpreis

(rechts)

Quelle: EWI/EEFA

EWI/EEFA


XVII

Für das erste Modellprognosejahr 2010 ergeben sich in allen Szenarien Strompreise (base),

die unter den derzeitigen Einschätzungen der (Termin-) Märkte für die kommenden Jahre

liegen. Der Hauptgrund hierfür ist, dass die Märkte momentan höhere Brennstoffpreise

erwarten als die Szenarien im Langfristtrend unterstellen. Ferner ist zu berücksichtigen, dass

die Märkte infolge von Unsicherheiten (politische Rahmenbedingungen, CO2-Preise etc.)

durch einige Volatilität gekennzeichnet sind, während die Modellergebnisse im Rahmen wohl

definierter Szenarien langfristige Preistrends anzeigen. Zur Szenarienmethodik und Prinzipien

der Strompreisbildung im Wettbewerb vgl. auch das Einführungskapitel „Methodik der

Studie“.

Mittelfristig besteht in allen Szenarien ein Strompreis entlastender Effekt durch die für die

kommenden Jahre erwarteten Kraftwerkszugänge. Dieser Effekt wird in den Szenarien

unterschiedlich stark von anderen Einflüssen überlagert.

In nominalen Preisen ergeben sich in allen Szenarien - unter Annahme einer Inflationsrate von

1,9 % - langfristig ansteigende Großhandelspreise (Abbildung 1.4).

Abbildung 1.4: Nominale Stromgroßhandelspreise (base), Hochpreis (links),

Niedrigpreis (rechts)

Quelle: EWI/EEFA

Haushaltsstrompreise

Die Haushaltsstrompreise berücksichtigen neben den Großhandelspreisen Netzentgelte, EEG-

und KWK-Umlage, Vertriebskosten, Stromsteuer, Konzessionsabgaben und Mehrwertsteuer.

EWI/EEFA


XVIII

Dadurch werden die vergleichsweise starken Veränderungen der Großhandelspreise in den

Szenarien gedämpft. Insbesondere wirkt sich aus, dass die Netznutzungsentgelte im Rahmen

der Szenarien bis 2030 real sinken. Effizienzsteigerungen führen zu Kostensenkungen, die an

die Endverbraucher weitergegeben werden. Die Preissenkung ist bis 2010 am stärksten und

schwächt sich danach ab. Nach 2010 führt auch eine Zunahme dezentraler Erzeugung zu

Kosteneinsparungen im Netz.

Für den Hochpreisfall liegt der höchste Haushaltsstrompreis im Jahr 2030 um +4% höher

(Szenario III) als der Preis 2005, der niedrigste um 8% niedriger (Szenario II). Für den

Niedrigpreisfall beträgt dieselbe Bandbreite +3% bzw. -14%. Die Haushalte tragen in

Szenario III im Jahr 2030 eine um 2,9 Mrd €(2005) 1 höhere Stromkostenbelastung als in

Szenario II (Hochpreisfall), im Niedrigpreisfall beträgt diese Bandbreite der Stromkosten-

belastung der Haushalte in den Szenarien 4,0 Mrd €(2005) (Abbildung 1.5).

Abbildung 1.5: Reale Haushaltsstrompreise, Hochpreis- (links), Niedrigpreisszenario

(rechts)

€(2005) / MWh

250

200

150

100

50

0

Szenario I 195 200 193 191 191 187

Szenario II 195 194 182 184 184 179

Szenario IIa 195 204 200 194 194 191

Szenario III 195 209 213 208 210 202

Quelle: EWI/EEFA

EWI/EEFA

2005 2010 2015 2020 2025 2030

€(2005) / MWh

250

200

150

100

50

0

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario I 195 198 189 181 182 183

Szenario II 195 188 173 172 171 168

Szenario IIa 195 186 182 177 176 171

Szenario III 195 189 198 196 200 200

In nominalen Preisen steigen die Haushaltsstrompreise bei einer Inflationsrate von 1,9% p.a.

in allen Szenarien an. Bis 2030 betragen die Anstiege im Hochpreisfall zwischen 47%

(Szenario II) und 66% (Szenario III) gegenüber 2005, im Niedrigpreisfall betragen sie

1 Der Stromverbrauch der Haushalte schwankt je nach Szenarien und liegt im Schnitt im Jahr 2030 bei rund 130

TWh. Die Stromkostenbelastung errechnet sich dabei aus den Haushaltsstrompreisen und dem

Stromverbrauch.


XIX

zwischen 38% (Szenario II) und 64% (Szenario III). Im Hochpreisfall tragen die Haushalte in

Szenario III im Jahr 2030 eine um 4,6 Mrd € höhere nominale Stromkostenbelastung als in

Szenario II, im Niedrigpreisfall beträgt diese Bandbreite der Stromkostenbelastung der

Haushalte in den Szenarien nominal 6,2 Mrd € (Abbildung 1.6).

Abbildung 1.6: Haushaltsstrompreise, nominal, Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)

€/MWh

350

300

250

200

150

100

50

0

Szenario I 195 220 233 254 278 299

Szenario II 195 213 219 244 268 286

Szenario IIa 195 224 242 257 283 305

Szenario III 195 229 257 276 305 323

Quelle: EWI/EEFA

Industriestrompreise

2005 2010 2015 2020 2025 2030

€/MWh

350

300

250

200

150

100

50

0

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario I 195 217 229 240 265 292

Szenario II 195 207 209 228 250 270

Szenario IIa 195 204 220 234 257 275

Szenario III 195 207 239 260 292 319

Die realen Industriestrompreise (Mittelspannung) verändern sich in den Szenarien bis 2030

stärker als die Haushaltsstrompreise. Insbesondere fallen Netzkosten hier weniger stark ins

Gewicht. Für den Hochpreisfall liegt der höchste Industriestrompreis im Jahr 2030 um +19%

höher (Szenario III) als 2005, der niedrigste (Szenario II) liegt 2030 mit 107 €(2005)/MWh

auf dem Niveau des Jahres 2005. Für den Niedrigpreisfall beträgt dieselbe Bandbreite +14%

bzw. -7% (Abbildung 1.7).

EWI/EEFA


XX

Abbildung 1.7: Reale Industriestrompreise (Preisbasis 2005), Mittelspannung,

Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)

€(2005) / MWh

140

120

100

80

60

40

20

0

Szenario I 107 114 111 114 117 115

Szenario II 107 110 102 107 110 107

Szenario IIa 107 118 118 116 118 117

Szenario III 107 118 127 128 132 127

Quelle: EWI/EEFA

EWI/EEFA

2005 2010 2015 2020 2025 2030

€(2005) / MWh

140

120

100

80

60

40

20

0

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario I 107 111 107 103 106 109

Szenario II 107 104 94 96 99 99

Szenario IIa 107 102 102 101 103 101

Szenario III 107 104 115 116 121 122

In nominalen Preisen steigen die Industriestrompreise bei einer Inflationsrate von 1,9% p.a. in

allen Szenarien an. Bis 2030 betragen die Anstiege im Hochpreisfall zwischen 45% (Sz. II)

und 72% (Sz.III) gegenüber 2005, im Niedrigpreisfall betragen sie zwischen 34% (Sz. II) und

66% (Sz. III) (Abbildung 1.8).

Abbildung 1.8: Nominale Industriestrompreise, Mittelspannung Hochpreis (links),

Niedrigpreis (rechts)

€/MWh

220

200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario I 107 125 134 151 170 185

Szenario II 107 120 123 142 160 171

Szenario IIa 107 130 143 154 172 187

Szenario III 107 130 153 170 192 203

Quelle: EWI/EEFA

€/MWh

220

200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario I 107 122 129 136 155 174

Szenario II 107 114 114 128 144 158

Szenario IIa 107 112 124 134 149 162

Szenario III 107 115 139 155 177 196


Energieeffizienz

XXI

Die Steigerung der Energieeffizienz ist neben der Substitution von kohlenstoffreichen durch

kohlenstoffarme oder –freie Energieträger die wichtigste Strategie zur Realisation der

vorgegebenen Klimaschutzziele. Dabei sind die in den einzelnen Szenarien ermittelten

Effizienzfortschritte das Ergebnis der Reduktionsvorgaben und der übrigen Rahmen-

bedingungen und nicht exogen vorgegeben. Denn Effizienzfortschritte können nicht politisch

verordnet werden, sondern entstehen aus den Reaktionen der gewerblichen und privaten

Verbraucher auf unterschiedliche Rahmenbedingungen und Preisimpulse. Insofern sind die in

den einzelnen Szenarien ermittelten Effizienzsteigerungen – gemessen am Brutto-

inlandsprodukt je Einheit Primärenergieeinsatz (Tabelle 1.2) – Folge der unterschiedlichen

Energie-, CO2- und Strompreise, aber auch der in den Szenarien definierten Minderungs-

vorgaben und ordnungsrechtlich vorgegebenen Verbrauchsstandards.

Tabelle 1.2: Energieeffizienz (BIP real/Primärenergie in €/GJ bzw. Veränderung ggü.

2000 in % p.a.)

2000 2005 2010 2020 2030 2005 2010 2020 2030

Szenario I- Hochpreis 143 150 174 227 295 0,97 1,97 2,34 2,44

Szenario II- Hochpreis 143 150 171 219 275 0,97 1,79 2,14 2,20

Szenario IIa- Hochpreis 143 150 171 220 274 0,97 1,78 2,16 2,19

Szenario III- Hochpreis 143 150 174 238 317 0,97 1,94 2,57 2,68

Szenario I- Niedrigpreis 143 150 173 226 298 0,97 1,91 2,31 2,48

Szenario II- Niedrigpreis 143 150 172 219 279 0,97 1,86 2,15 2,25

Szenario IIa- Niedrigpreis 143 150 174 218 277 0,97 1,96 2,12 2,22

Szenario III- Niedrigpreis 143 150 176 238 317 0,97 2,08 2,58 2,69

Quelle: EWI/EEFA

BIP real/Primärenergie in €/GJ

Energiemix und Importabhängigkeiten

Veränderungsraten gegenüber 2000 in %

Ambitionierte Klimaschutzziele und die Sanktionierung des Kohlenstoffverbrauchs durch den

Emissionshandel werden die Nachfrage- und Angebotsstrukturen zum Teil erheblich

verändern. Dabei können kohlenstoffarme oder –freie Energiequellen entweder aufgrund

marktgetriebener Wettbewerbsvorteile oder durch gesetzlich definierte Fördermechanismen

ihre Marktstellung erheblich ausbauen. Der Energiemix verschiebt sich insgesamt stärker in

Richtung der Energieimporte. Zusätzlichen Antrieb erhält dieser Strukturwandel durch den

Ausstieg aus der Kernenergie.

EWI/EEFA


XXII

Tabelle 1.3: Primärenergieverbrauch in PJ

EWI/EEFA

Primärenergieverbrauch in PJ

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 1 - Hochpreis Szenario 1 - Niedrigpreis

S teinkohle 1843 1710 1461 1090 901 814 1416 1157 876 609 428

Braunkohle 1596 1429 1528 1512 1364 1234 1379 1450 1317 939 657

Mineralöle 5152 4743 4461 4289 4140 4042 4869 4655 4503 4362 4277

Naturgas e 3250 3012 2962 3070 3060 3009 3403 3358 3703 4097 4347

Wasserkraft, Windkraft 172 241 295 338 389 428 241 295 338 389 428

Außenhandelss aldo S trom -31 17 29 62 83 77 -6 1 3 -5 -41

Kernenergie 1779 1375 1115 559 111 0 1375 1115 559 111 0

Biomass e, Müll, Übrige 525 691 748 861 910 950 688 744 855 900 938

PEV

nachrichtlich

14286 13217 12598 11783 10958 10556 13365 12774 12154 11401 11034

Anteil Erneuerbare, in % 4,5 7,0 8,3 10,1 11,8 13,0 7,0 8,1 9,8 11,3 12,4

Szenario 2 - Hochpreis Szenario 2 - Niedrigpreis

S teinkohle 1843 1623 1385 900 705 618 1355 980 818 596 492

Braunkohle 1596 1426 1521 1502 1391 1297 1353 1414 1249 930 746

Mineralöle 5152 4791 4540 4380 4231 4134 4871 4693 4550 4414 4336

Naturgas e 3250 3007 2856 2932 2821 2768 3281 3225 3267 3446 3508

Wasserkraft, Windkraft 172 227 270 302 331 349 227 270 302 331 349

Außenhandelss aldo S trom -31 14 13 -33 -63 -78 -14 -18 -23 -53 -59

Kernenergie 1779 1700 1700 1700 1700 1850 1700 1700 1700 1699 1694

Biomass e, Müll, Übrige 525 703 736 809 849 879 688 733 802 838 865

PEV

nachrichtlich

14286 13491 13021 12493 11964 11818 13461 12997 12666 12201 11931

Anteil Erneuerbare, in % 4,5 6,9 7,7 8,9 9,8 10,3 6,8 7,7 8,7 9,5 10,1

Szenario 2a - Hochpreis Szenario 2a - Niedrigpreis

S teinkohle 1843 1599 1683 1216 831 688 1334 1375 1037 667 541

Braunkohle 1596 1435 1079 964 724 598 1355 1021 907 608 480

Mineralöle 5152 4748 4466 4281 4142 4052 4813 4593 4438 4288 4197

Naturgas e 3250 3092 3006 3011 2977 2862 3216 3282 3338 3435 3393

Wasserkraft, Windkraft 172 227 270 302 331 349 227 270 302 331 349

Außenhandelss aldo S trom -31 -14 -14 -18 -41 -47 -14 -14 -18 -43 -50

Kernenergie 1779 1700 1700 1700 2004 2000 1700 1700 1700 1694 1690

Biomass e, Müll, Übrige 525 715 728 784 820 843 700 728 783 813 832

PEV

nachrichtlich

14286 13503 12917 12241 11787 11344 13330 12955 12486 11793 11431

Anteil Erneuerbare, in % 4,5 7,0 7,7 8,9 9,7 10,4 6,9 7,7 8,7 9,7 10,3

Szenario 3 - Hochpreis Szenario 3 - Niedrigpreis

S teinkohle 1843 1644 1586 1123 695 598 1384 1295 812 475 334

Braunkohle 1596 1438 1074 907 669 611 1379 1019 846 429 275

Mineralöle 5152 4723 4376 4116 3869 3714 4773 4489 4236 4001 3857

Naturgas e 3250 3096 2983 3113 3326 3121 3266 3261 3504 3740 3647

Wasserkraft, Windkraft 172 248 324 396 479 536 248 324 396 479 536

Außenhandelss aldo S trom -31 27 64 89 63 -6 27 41 21 43 44

Kernenergie 1779 1375 1115 559 111 0 1375 1115 559 111 0

Biomass e, Müll, Übrige 525 738 769 886 952 993 722 762 876 937 973

PEV

nachrichtlich

14286 13288 12291 11189 10164 9567 13176 12306 11250 10216 9667

Anteil Erneuerbare, in % 4,5 7,3 8,6 10,9 13,2 14,7 7,4 8,8 11,3 13,8 15,5

Quelle: EWI/EEFA


Treibhausgasemissionen

XXIII

Die Entwicklung der Treibhausgasemissionen ist zwar einerseits eine Vorgabe für die

einzelnen Szenarien und den dabei angenommenen Minderungszielen, andererseits aber das

Ergebnis der Reaktionen der am Emissionshandel beteiligten Anlagenbetreiber oder der

staatlichen Klimaschutzpolitik. In Szenario I und II wurde angenommen, dass Deutschland

seine Treibhausgasemissionen bis 2030 um 30 % verringert. Der Beitrag der CO2-

Minderungen schwankt in Abhängigkeit vom Energiepreispfad und Zuteilungsmechanismus,

allein der Übergang auf die Auktionierung erhöht den Minderungsbeitrag aus CO2-

Emissionen im Hochpreisszenario um mehr als 70 Mio. t (Tabelle 1.4). Neben strukturellen

Veränderungen im Kraftwerkspark sind dafür auch die Produktionskürzungen in den

kohlenstoffintensiven, im internationalen Wettbewerb operierenden Unternehmen verant-

wortlich. Dabei ist der Hinweis von Bedeutung, dass diese Emissionsminderungen erst die

Folge der Auktionierung sind und daher nicht schon in der Menge der zu auktionierenden

Rechte berücksichtigt werden können. Die strukturellen Veränderungen im Kraftwerkspark –

höherer Gasanteil in den Niedrigpreisszenarien - sind auch der maßgebliche Grund für die

höheren Minderungserfolge in den Niedrigpreisszenarien.

Tabelle 1.4: Entwicklung der CO2-Emissionen 2

Energie- und prozessbedingte CO2-Emissionen

Basisjahr 2005 2010 2020 2030 2005 2010 2020 2030

Absolut in Mio. t Veränderung gegenüber Basisjahr in %

S zenario I- Hochpreis 1031 886,6 824,9 759,1 681,7 -14,0 -20,0 -26,4 -33,9

S zenario II- Hochpreis 1031 886,6 819,2 738,2 662,7 -14,0 -20,5 -28,4 -35,7

S zenario IIa- Hochpreis 1031 886,6 819,6 706,0 590,3 -14,0 -20,5 -31,5 -42,7

S zenario III- Hochpreis 1031 886,6 822,8 684,4 573,3 -14,0 -20,2 -33,6 -44,4

S zenario I- Niedrig preis 1031 886,6 819,8 765,0 666,9 -14,0 -20,5 -25,8 -35,3

S zenario II- Niedrigpreis 1031 886,6 805,5 732,9 644,6 -14,0 -21,9 -28,9 -37,5

S zenario IIa- Niedrigpreis 1031 886,6 796,0 711,9 603,2 -14,0 -22,8 -31,0 -41,5

S zenario III- Niedrigpreis 1031 886,6 803,8 677,7 549,8 -14,0 -22,0 -34,3 -46,7

Quelle: EWI/EEFA

Sektorale Produktions- und Beschäftigungseffekte

Ambitionierte Klimaschutzziele setzen einerseits zusätzliche Anreize für Produktion und

Beschäftigung in den Sektoren, die entweder die Techniken zur CO2-Minderung bereitstellen

oder über staatlich gesetzte Fördermechanismen Wettbewerbs- und Marktvorteile gegenüber

nicht begünstigten Sektoren erringen können. Andererseits können ambitionierte Klima-

schutzziele nur unter Inkaufnahme von zum Teil erheblichen Kostensteigerungen erreicht

2 Werte in Darstellung gerundet.

EWI/EEFA


XXIV

werden, die in den davon betroffenen Sektoren selbstverständlich mit negativen Produktions-

und Beschäftigungseffekten verbunden sind. Diese Effekte sind insbesondere dann zu

erwarten, wenn durch isolierte nationale oder EU-weite Minderungsvorgaben wettbewerbs-

fähige Strompreise nicht mehr garantiert werden können, weil dafür geeignete Grundlastkraft-

werke, wie z. B. Kernkraftwerke sowie Braunkohle-, Steinkohle- und Laufwasserkraftwerke,

aus Klimaschutz- oder anderen Gründen nicht mehr in ausreichendem Umfang vorhanden

sind. So induzieren die in Szenario III zu erwartenden nominalen Strompreissteigerungen 3

von rund 37 €/MWh gegenüber Szenario II bei unverändertem Stromverbrauch im

Hochpreisfall allein für die privaten Haushalte zusätzliche Ausgaben für Strom in Höhe von

5 Mrd. € 4 , die durch Energie- und insbesondere Stromeinsparungen von rund 10 TWh nicht

annähernd kompensiert werden können und deshalb die Energieausgaben (Kraftstoffe,

Heizstoffe und Strom) in Szenario III um 4,2 Mrd. € im Jahr 2030 erhöhen. (vgl. Tabelle 1.5).

Tabelle 1.5: Energiekosten nach Szenarien in Mrd. € 5

EWI/EEFA

2010 2020 2030 2010 2020 2030

Mrd. € Differenzen zu SZ II, Niedrigpreis

Gewerbliche Wirtschaft

Szenario I- Hochpreis 153 193 240 13,0 24,4 32,6

Szenario II- Hochpreis 153 190 232 12,8 21,7 24,9

Szenario IIa- Hochpreis 153 192 236 12,8 24,0 28,6

Szenario III- Hochpreis 152 210 258 12,3 41,7 51,1

Szenario I- Niedrigpreis 140 172 211 0,2 3,4 4,3

Szenario II- Niedrigpreis 140 168 207 0,0 0,0 0,0

Szenario IIa- Niedrigpreis 140 171 210 0,0 2,5 2,5

Szenario III- Niedrigpreis 140 186 229 -0,2 18,2 22,0

Private Haushalte

Szenario I- Hochpreis 136 149 172 15,8 18,7 20,5

Szenario II- Hochpreis 136 147 170 15,5 16,8 18,6

Szenario IIa- Hochpreis 136 145 168 15,5 14,9 16,6

Szenario III- Hochpreis 135 152 175 15,2 21,6 23,4

Szenario I- Niedrigpreis 120 132 153 0,3 1,3 1,3

Szenario II- Niedrigpreis 120 130 152 0,0 0,0 0,0

Szenario IIa- Niedrigpreis 120 130 151 0,0 0,0 -0,4

Szenario III- Niedrigpreis 120 135 156 -0,2 4,8 4,2

Quelle: EWI/EEFA

3 Siehe Abbildung 1.6

4 Der Stromverbrauch der Haushalte schwankt je nach Szenarien und liegt im Schnitt im Jahr 2030 bei rund 130

TWh. Die dargestellten 5 Mrd € abzüglich von 370 Mio. € Strom-Einsparungen (10TWh) entsprechen den

zuvor ausgewiesenen 4,6 Mrd. € (S. XVIII). Im Niedrigpreisszenario ergibt sich bei einem Preisunterschied

von 49€/MWh nach Abzug der Strom-Einsparungen eine Kostenbelastung von 6,2 Mrd €.

5 Werte in Darstellung gerundet auf Mrd. €. „Differenz zu Sz II Niedrigpreis“ wird ebenfalls in Mrd. €

ausgewiesen (Gerundet auf eine Nachkommastelle).


XXV

In Verbindung mit den zusätzlichen Belastungen durch die vollständige Auktionierung der

CO2-Rechte und den Kostenimpulsen höherer Energiepreise können sich gegenüber dem

Szenario II mit niedrigen Energiepreisen Zusatzbelastungen in der gewerblichen Wirtschaft

von mehr als 50 Mrd. € ergeben. 6 Da diese Zusatzkosten nur zu einem geringen Teil durch

Effizienzsteigerungen und Substitutionsprozesse aufgefangen werden können, wird der

überwiegende Teil kosten- und preiswirksam und führt zu Wettbewerbsnachteilen gegenüber

Anbietern aus Drittländern – mit entsprechend negativen Produktions- und

Beschäftigungseffekten. Die ambitionierten Klimaschutzziele in Verbindung mit den übrigen

Vorgaben des Szenario III müssten insoweit mit dem Verlust von Produktion und

Beschäftigung am Standort Deutschland bezahlt werden – bei hohen Energiepreisen am Ende

mit knapp 480.000 Arbeitsplätzen (Tabelle 1.6).

Tabelle 1.6: Beschäftigungseffekte der Klimaschutzziele und Maßnahmen in Personen

2010 2015 2020 2025 2030

Szenario I- Hochpreis -100770 -192180 -204540 -203980 -201120

Szenario II- Hochpreis 0 -71770 -72880 -79490 -79700

Szenario IIa- Hochpreis 0 -183580 -261710 -282350 -296540

Szenario III- Hochpreis -4800 -106820 -322920 -409030 -477290

Szenario I- Niedrigpreis 4200 -11370 -13330 -12070 -12540

Szenario II- Niedrigpreis 0 0 0 0 0

Szenario IIa- Niedrigpreis 0 -4480 -80570 -102040 -121490

Szenario III- Niedrigpreis -3370 -72180 -219020 -301530 -342960

Quelle: EWI/EEFA

1.3 Zentrale Ergebnisse der Schwerpunktthemen

Schwerpunkt 1: Versorgungssicherheit – Fokus: Erdgas

Dieser Schwerpunkt behandelt die Entwicklung der Importabhängigkeit und der nötigen

Infrastruktur zur Beschaffung von Erdgas für den europäischen Markt.

Die Versorgungssituation Europas mit Erdgas ist in den kommenden beiden Dekaden durch

eine zunehmende Importabhängigkeit gekennzeichnet. Dies folgt aus dem erwarteten Nach-

6 Tabelle 1.5: 51,1 Mrd. €

EWI/EEFA


XXVI

fragewachstum, insbesondere aus dem Elektrizitätssektor, und dem EU-weiten Rückgang der

heimischen Förderung um etwa die Hälfte, insbesondere in den Förderregionen Groß-

britannien und den Niederlanden. Durch diese Trends wird die Importabhängigkeit der EU

von heute 58% auf rund 85% im Jahr 2030 zunehmen.

Europa befindet sich geographisch in komfortabler Situation, ein Großteil der weltweiten

Reserven von 150.000 Gm³ sind in Reichweite, von denen selbst bei sehr expansiver Nach-

frageentwicklung nur ein Bruchteil (rd. 20.000 Gm³ bis 2030) zur Importbedarfsdeckung

benötigt würde. Bezieht man ferner die Ressourcen nichtkonventioneller Gasvorräte und

trendmäßigen technischen Fortschritt ein, so ist – trotz steigender Produktion – von einem

Fortbestehen des Wachstumstrends der weltweiten Gasreserven auszugehen. Auf Seiten der

Ressourcenverfügbarkeit sind somit selbst bei Eintreten unvorhergesehen hoher Nachfrage-

entwicklungen keine Engpässe zu erwarten.

Für die Erdgasversorgungssicherheit ist weiterhin die Verfügbarkeit ausreichender Transport-

infrastruktur notwendig. Die aktuell geplanten Projekte zum Bau von Pipelines und LNG-

Terminals sind auf absehbare Zeit ausreichend, um die zunehmenden Nachfragemengen

transportieren zu können. Mittelfristig, d.h. bis 2015 sind gar Überkapazitäten wahrscheinlich.

Zur langfristigen Erhaltung der Versorgungssicherheit müsste der absehbare Ausbautrend

allerdings über 2015 hinaus fortgesetzt werden. Der Transport via LNG wird attraktiver, zum

einen aufgrund zunehmender Wirtschaftlichkeit, zum zweiten aufgrund vermiedener

Abhängigkeiten von Pipelinetransporten durch Transitstaaten.

Zusammenfassend stellt sich die Versorgungssituation für Erdgas in den nächsten Jahrzehnten

als gesichert dar, ist allerdings von einem starken Wandel geprägt. Durch neue Pipelines und

LNG-Ausbau wird sich der Anbieterkreis erweitern, durch Geographie und Verteilung der

Gasvorkommen sind dem zugleich Grenzen gesetzt. Für Europa ist bis 2030 eine Erdgas-

importabhängigkeit in ähnlichem Umfang zu erwarten, wie dies gegenwärtig beim Erdöl der

Fall ist. Danach werden insbesondere Russland und Nordafrika einen Großteil der

Verbrauchsmenge liefern (29% bzw. 26%). Die nächst wichtigen Lieferanten sind Norwegen

und der Mittleren Osten (15% bzw. 12%).

EWI/EEFA


Schwerpunkt 2: Erneuerbare Energien in Deutschland und Europa

XXVII

In diesem Schwerpunkt werden Ausbaustand, politische Förderung und Szenarienergebnisse

der erneuerbaren Energien (EE) bis 2030 diskutiert. Im Fokus stehen Perspektiven der EE-

Förderpolitik.

In Politik, Wirtschaft und Wissenschaft besteht Einigkeit darüber, dass energiepolitische

Maßnahmen unter Berücksichtigung des energiepolitischen Zieldreiecks: Wirtschaftlichkeit,

Versorgungssicherheit und Umweltverträglichkeit umgesetzt werden sollten. Dabei treten

immer wieder Zielkonflikte auf. Die EE führen zwar zu mehr Klimaschutz und geringerer

Energieimportabhängigkeit, wirken jedoch aufgrund der vielfach noch vergleichsweise hohen

Nutzungskosten dem Ziel der Wirtschaftlichkeit entgegen. Zudem erhöhen sich mit

zunehmender dezentraler und volatiler Einspeisung die Herausforderungen der Integration in

das bestehende Energiesystem. Alternative Klimaschutzinstrumente wie das europäische

Emissionshandelssystem bewirken zwar im Vergleich zum EE-Ausbau kostengünstigeren

Klimaschutz, dieses führt jedoch tendenziell zu höheren Erdgasimporten. Da die Wirtschaft-

lichkeit von erneuerbaren Energieträgern sowie die Integration ins Erzeugungs- und

Netzsystem die wesentlichen Herausforderungen der EE-Förderung darstellen, sollte deren

Lösung nun höchste Priorität eingeräumt werden. Dies betrifft weniger die nationalstaatliche

als die europäische Ebene. Durch eine Harmonisierung der EU-weiten EE-Förderinstrumente

lassen sich erhebliche Effizienzgewinne erzielen. Eine einheitliche Förderpolitik mit gemein-

samem EE-Ausbauziel führt dazu, dass EU-weit EE-Anlagen an den kostengünstigsten

Standorten errichtet werden. Über den Wettbewerb der Standorte hinaus würde ein

Wettbewerb der Technologien durch ein Quotensystem mit Zertifikatehandel dazu beitragen,

gegebene Ausbauziele zu möglichst geringen Kosten zu erreichen. Einem solchen

Wettbewerb sollten relativ marktreife Technologien (z.B. Onshore-Windkraft oder Biomasse-

Verstromung) unterworfen werden. Um eine gewisse Technologievielfalt zu erhalten, können

derzeit noch marktfernere Technologien (z.B. Offshore-Windkraft oder Biogaserzeugung)

weiterhin technologiespezifisch gefördert werden. Ohne frühzeitige Schaffung eines

verlässlichen europäischen Rahmens lassen sich die ambitionierten EE-Ausbauziele nur

schwer oder zu unnötig hohen Kosten realisieren. Um die EE effizient in das Strom-

erzeugungssystem und die Stromnetze zu integrieren sollte ebenfalls frühzeitig ein

verlässlicher Rahmen auf EU-Ebene geschaffen werden. Dies betrifft die Festlegung

längerfristiger EE-Ausbauziele mit Blick auf Kraftwerks- und Netzplanung, die Einführung

harmonisierter Regelungen für Regionen übergreifenden Stromaustausch einschließlich

EWI/EEFA


XXVIII

Regelenergie sowie die Einführung von Regeln, welche Anreize zum EE-Einspeisemanage-

ment und Lastmanagement beinhalten, um die Flexibilität im Stromsystem zu erhöhen.

Schwerpunkt 3: Wirkungsmechanismen des Europäischen Emissionshandelssystems

Das europaweite Handelssystem für Emissionsrechte ist ein wirksames und im Grundsatz

effizientes Instrument zur Minderung von Treibhausgasen. Durch hoheitliche Vorgabe von

Emissionsobergrenzen bildet sich auf dem EU-Markt für CO2-Emissionsrechte ein Preis-

signal, das bei funktionierendem ETS dazu führt, dass Emissionen dort vermieden werden,

wo dies am kostengünstigsten möglich ist.

Was die Zuteilung von CO2-Emissionsrechten betrifft lässt sich feststellen, dass eine

Fortschreibung kostenfreier Zuteilung mit brennstoffspezifischen Benchmarks gegenüber

einer kostenpflichtigen Zuteilung oder Auktionierung Vorteile und Nachteile aufweist. Zu den

Vorteilen zählt, dass die kostenfreie Zuteilung Investitionsanreize erhöht, wodurch die

Modernisierung des Kraftwerksparks und höhere Wirkungsgrade unterstützt werden. Ferner

begünstigt die kostenfreie Zuteilung mit brennstoffspezifischen Benchmarks tendenziell die

Aufrechterhaltung eines breiten Energiemix in der Stromerzeugung. Zu den Nachteilen einer

Fortschreibung brennstoffspezifischer kostenfreier Zuteilung zählt, dass hiervon –

insbesondere unter hohen CO2-Preisen – Anreize ausgehen, CO2-intensive Erzeugungs-

kapazität zu errichten, die dann am Markt nur eine vergleichsweise geringe Auslastung

realisieren. Da kostenfreie, brennstoffspezifische Zuteilungen CO2-intensive Kapazität

tendenziell begünstigt, wirkt sie im Vergleich zur Auktionierung CO2-Preis erhöhend.

Das ETS ist derzeit noch begrenzt auf i) die Mitgliedsstaaten der EU, ii) das eine Treibhaus-

gas Kohlendioxid und iii) Großemittenten der Industrie und Energiewirtschaft. Da der

Klimaschutz die Absenkung der THG weltweit erfordert, ist es entscheidend, das

Klimaregime in allen Dimensionen auszuweiten. Von besonderer Bedeutung ist die inter-

nationale Ausweitung, um Wettbewerbsnachteile für energieintensive Industrie in Europa

gegenüber Standorten außerhalb des ETS zu begrenzen. Die Balance zwischen klima-

politischer Vorreiterrolle der EU und der Wettbewerbsfähigkeit ihrer Industrie ist immer

wieder aufs Neue auszutarieren. Perspektivisch ist hierbei ist die Einbeziehung von

Schwellenländern in Vereinbarungen über Minderungsverpflichtungen entscheidend, für eine

Übergangszeit kann hierzu die Weiterentwicklung des JI/CDM-Marktes beitragen.

EWI/EEFA


Schwerpunkt 4: Energieeffizienz auf der Nachfrageseite

XXIX

Zu den zentralen Ansatzpunkten einer auf Versorgungssicherheit, Preiswürdigkeit und

Ressourcenschonung zielenden Energie- und Umweltpolitik gehört die Steigerung der

Energieeffizienz. Die dabei erschließbaren Potentiale wurden im Rahmen eines

Schwerpunktthemas eingehender für die Industrie untersucht. Dabei zeigt sich, dass

Effizienzsteigerungen nicht nur von sehr verschiedenen Faktoren wie technischen

Entwicklungen, Preisen und strukturellen Änderungen in Produktion und Verbrauch

beeinflusst wird, sondern auch nach Energieträgern zu differenzieren ist. Die stufige

Komplexität vieler Produktionsprozesse, aber auch die Existenz von Mehrprodukt-

Unternehmen, haben zur Folge, dass die Energieeffizienz sowohl von Änderungen der

Prozess- und Verfahrenstechnik wie auch von Umschichtungen bei den Produkten, die in

diesen Sektoren (intrasektoraler Strukturwandel) erzeugt werden, beeinflusst wird. Um diese

Effekte zu isolieren, wird das sektorale Analyseraster durch eine vertiefende Betrachtung der

Produktionsstruktur bzw. den damit verknüpften speziellen Produktionstechniken und –

verfahren erweitert.

Schwerpunkt 5: Energieintensive Prozesse und die Bedeutung der Stromkosten für

diese Industriesektoren in der EU

Steigende Strompreise, eine verschärfte Klimaschutzpolitik und die damit

zusammenhängende Einführung des CO2-Emissionshandels haben die Wettbewerbsprobleme

insbesondere stromintensiver Prozesse in der Europäischen Union in der Vergangenheit

zunehmend verschärft. Im Rahmen einer Analyse der nationalen Wettbewerbs- und

Industriepolitiken wurden die in verschiedenen Mitgliedsstaaten eingeschlagenen Wege zur

Verringerung dieser Wettbewerbsprobleme aufgezeigt. Die Maßnahmen reichen von

Sonderregelungen für diese Produktionsprozesse bis hin zu aktiven Eingriffen staatlicher

Institutionen in den Strommarkt, um die Marktergebnisse zu Gunsten industrieller

Großverbraucher von Strom zu beeinflussen. Insbesondere jene Staaten, in denen die

besonders stromintensiven Unternehmen aus der Primäraluminiumerzeugung, der chemischen

Industrie und der Rohstahl- bzw. Elektrostahlerzeugung ansässig sind sowie jene, in denen

bereits vor 2005 eine Besteuerung von CO2 auf den Energieverbrauch implementiert worden

war, greifen aktiv in das Geschehen auf den Energiemärkten ein.

Sofern sich diese Eingriffe auf Sonderbehandlungen ausgewählter Verbrauchergruppen im

Rahmen der Energiebesteuerung bezieht, sind diese durch die Vorgaben der europäischen

EWI/EEFA


XXX

Energiesteuerrichtlinie legitimiert. So haben bspw. Deutschland und Dänemark durch

Vergünstigungen z. B. bei der Besteuerung von Strom und durch Befreiungen von der CO2-

Steuerpflicht von dieser Möglichkeit, heimische stromintensive Industrieunternehmen zu

entlasten, Gebrauch gemacht. Darüber hinaus existieren in einigen Ländern auch solche

Maßnahmen, die die Preisbildungsmechanismen der Strommärkte gezielt außer Kraft setzen

und für stromintensive Verbraucher Abnahmetarife festlegen, die mit den Großhandelspreisen

an den europäischen Strombörsen kaum mehr eine Verbindung aufweisen. Hierdurch wird das

Handlungsspektrum der Stromerzeuger empfindlich eingeschränkt.

1.4 Wichtigste Erkenntnisse und Schlussfolgerungen für die

Energiepolitik

1. Die Klimaschutzvorgaben des Europäischen Rates – 20% (bzw. konditioniert -30%)

EWI/EEFA

Treibhausgasminderung bis zum Jahr 2020 gegenüber 1990 – werden erhebliche

Auswirkungen auf den deutschen und europäischen Energiemix haben. Eine erhöhte

Effizienz in der Energieumwandlung und -nutzung sowie der Einsatz erneuerbarer

Energien werden an Bedeutung gewinnen.

Erneuerbare Energien

2. In den untersuchten Szenarien basiert der Anstieg der erneuerbaren Energien in der

deutschen Stromerzeugung vorwiegend auf Biomasse und Windenergie (Onshore und

Offshore). Die expansive Entwicklung der Stromerzeugung aus Windenergie ist mit

Rückwirkungen auf das übrige Erzeugungssystem verbunden: Die vom konven-

tionellen Kraftwerkspark abzufahrende residuale Last weist eine zunehmend volatile

und stochastische Struktur auf, wodurch die Auslastung der Kraftwerke zurückgeht

und die spezifischen Kosten der Stromerzeugung steigen. Zusätzlich steigen die

Netzentgelte durch erforderliche Netzausbauten und erhöhten Bedarf an Regelenergie.

3. Die Entwicklung der erneuerbaren Energien bleibt bis 2030 in allen untersuchten

Szenarien überwiegend durch staatliche Förderung bedingt. Um das politische

Ausbauziel von 25-30% Erneuerbarenanteil an der Stromversorgung bis 2020 zu

erreichen, wären höhere Vergütungssätze bzw. eine geringere Degression der Sätze


erforderlich als gemäß derzeitigem EEG vorgesehen.

XXXI

4. Um die europäischen Ausbauziele für erneuerbare Energien (EE) möglichst kosten-

günstig zu erreichen, bedarf es eines wettbewerblichen und EU-weit harmonisierten

Fördermodells, das die Erschließung vorteilhafter Standorte für EE-Anlagen

begünstigt und die Heranführung der EE an den wettbewerblichen Strombinnenmarkt

unterstützt.

Energiemix im konventionellen Erzeugungssystem und Kraft-Wärme-Kopplung

5. In Szenarien mit relativ niedrigen Öl- und Gaspreisen nimmt der Anteil des Erdgases

an der Stromerzeugung deutlich zu. Dies beruht zum einen auf dem Zubau von Gas-

GuD-Kondensationskraftwerken, zum anderen auf zunehmender Stromerzeugung aus

Kraft-Wärme-Kopplung. Die Ausweitung der KWK-Stromerzeugung erfolgt vorwie-

gend an großen Fernwärme- und Industriestandorten im Zuge des Ersatzes alter kohle-

gefeuerter Anlagen durch neue gasgefeuerte KWK-Anlagen bei stagnierenden

Wärmenachfrage mit deutlich höherer Stromkennziffer (Verhältnis von Strom- zu

Wärmeerzeugung). Diese Entwicklungen erfolgen marktgetrieben. Eine politische

Förderung der KWK erscheint daher allenfalls zur Ausweitung von Wärmesenken

durch Erweiterung und Verdichtung von Fernwärmenetzen oder zur Forcierung von

Kleinanwendungen auf Basis dezentraler Blockheizkraftwerke nötig. Hierbei ist zu

berücksichtigen, dass die KWK insbesondere wärmeseitig vielfach mit Technologien

(


XXXII

EWI/EEFA

und iii) Steinkohle mit CCS.

7. Die konventionelle Kohleverstromung (ohne CCS) verliert in allen Szenarien infolge

sich verschärfender Emissionsminderungsvorgaben und steigender CO2-Preise an

Bedeutung. Sofern Deutschland als kohlereiches Land die heimische Braunkohle und

die Steinkohle aus Gründen der Versorgungssicherheit und Energieträgerdiversi-

fizierung langfristig in nennenswertem Umfang im Strommix halten und zugleich

ehrgeizige Klimaschutzziele erreichen will, ist eine Forcierung von Technologien der

CO2-Abtrennung und Speicherung (CCS) unerlässlich, und es sollten Rahmen-

bedingungen geschaffen werden, unter denen diese Technologien im gewollten

Umfang zur Anwendung kommen können.

Unter Kostengesichtspunkten erscheint die Wirtschaftlichkeit von CCS bis 2020

grundsätzlich erreichbar. Dies würde allerdings erhebliche technische Anstrengungen

sowie die Klärung rechtlicher Fragen und die Verfügbarkeit geeigneter Speicherungs-

möglichkeiten voraussetzen.

8. In allen Szenarien mit Kernenergieausstieg in Deutschland kommt es im benachbarten

Ausland (Frankreich, Großbritannien, Tschechien) zu einer Ausweitung der Strom-

erzeugung aus Kernenergie. Hiermit verbunden ist marktgetrieben eine Tendenz zu

vermehrten Stromimporten nach Deutschland und verminderten Stromexporten. Auf

diese Weise wird ein nationaler Kernenergieausstieg im Strombinnenmarkt durch

Marktmechanismen teilweise konterkariert.

Strompreise und Zuteilung von CO2-Emissionsrechten

9. Mittelfristig besteht in allen Szenarien ein Strompreis entlastender Effekt durch die für

die kommenden Jahre erwarteten Kraftwerkszugänge.

10. Eine kostenfreie Zuteilung von CO2-Emissionsrechten ist mit geringeren Strompreisen

verbunden als eine Auktionierung. Der Grund ist, dass die kostenfreie Zuteilung wie

ein Investitionskostenabschlag wirkt, der Erzeugungskapazität für die Kraftwerks-

betreiber verbilligt und Kraftwerksmodernisierung beschleunigt.


XXXIII

11. Eine kostenfreie Zuteilung von CO2-Emissionsrechten nach dem derzeitigen Ver-

fahren auf Basis brennstoffspezifischer Benchmarks ist ambivalent. Einerseits würde

hierdurch die Aufrechterhaltung eines breiten Energiemix in der Stromerzeugung

tendenziell unterstützt. Andererseits reizt dieses Verfahren dazu an, vermehrt CO2-

intensive Erzeugungskapazität zuzubauen, die dann unter hohen CO2-Preisen nur

vergleichsweise gering ausgelastet wird. Dieser Effekt ist umso stärker ausgeprägt, je

schärfer der Klimaschutz und höher die CO2-Preise. Dies spricht für ein Phase-In

kostenpflichtiger CO2-Zuteilung im Zuge einer schärfer werdenden Klimapolitik.

Energieeffizienz und Instrumentenmix

12. Die Trennung der CO2-Emittenten in ET- und Nicht-ET-Sektoren schafft bei

anspruchsvolleren Minderungszielen erhebliche Koordinations- und Abstimmungs-

probleme. Diese stellen sich bereits bei der Ableitung der zulässigen Makrobudgets

für die am Emissionshandel beteiligten Anlagen und die Prognose der Verbrauchs-

entwicklung in den Nicht-ET-Sektoren; sie sind besonders gravierend bei der

Koordination der Preissignale zwischen ET-System und übrigem Verbrauchssystem.

Denn sowohl Strom als auch die in Kraft-Wärme-Kopplung erzeugte Wärme werden

über ihren Brennstoffeinsatz mit den Kosten des Emissionshandels belastet, stehen

jedoch auf den Verbrauchsmärkten mit Energieträgern im Wettbewerb, die für ihre

Emissionen keine Rechte nachweisen müssen. Die dadurch hervorgerufenen

Wettbewerbsverzerrungen behindern im Bereich der Raumwärme und des Verkehrs

außerordentlich attraktive Minderungstechniken wie z.B. die Wärmepumpe oder das

Elektrofahrzeug.

13. Eine vollständige Auktionierung der bislang kostenlos zugeteilten Emissionsrechte

belastet die im internationalen Wettbewerb stehenden Produktionssegmente so

gravierend, dass Produktionseinschränkungen und Standortverlagerungen die Folge

sein werden. Damit verbunden sind nicht nur erhebliche negative Beschäftigungs-

effekte, sondern auch verringerte Steuereinnahmen, die im Extremfall sogar die

zusätzlichen Auktionserlöse vollständig aufzehren können.

14. Effizienzsteigerungen sind nicht nur beim Energieeinsatz, sondern auch beim

Instrumenteneinsatz erforderlich. Die bislang in der Klimaschutzpolitik eingesetzten

EWI/EEFA


XXXIV

EWI/EEFA

Maßnahmen und Instrumente müssen auf ihre innere Konsistenz und Widerspruchs-

freiheit überprüft werden. Ohne diese strategische Umorientierung besteht nämlich die

Gefahr, dass sich die Wirkungen der einzelnen Instrumente zum Teil überlappen, in

besonders ungünstigen Fällen sogar gegenseitig behindern. Diese Aufgabe ist nur bei

zum Teil grundlegenden Korrekturen des bisherigen Instrumentenmix und der öko-

logischen, energiewirtschaftlichen und ökonomischen Prioritätensetzungen zu lösen.


Teil I: Einführung

2 Perspektiven der Energiepolitik in Deutschland und Europa

Mit den Beschlüssen des Europäischen Rates vom März 2007 und dem Aktionsplan des Rates

„Eine Energiepolitik für Europa“ sowie mit der Umsetzung dieser Politik auf nationaler

Ebene durch die „Eckpunkte für ein Integriertes Klima- und Energieprogramm“ der

Bundesregierung vom Juli 2007 sind jüngst wesentliche Weichen in der Energie- und

Umweltpolitik neu gestellt worden.

Von besonderer Bedeutung hierbei ist der Beschluss des Rates, die Treibhausgasemissionen

(THG) bis 2020 um mindestens 20 % gegenüber 1990 zu reduzieren. 1 Hiermit wurden

erstmalig über die Kyoto-Periode 2008-2012 hinausgehende Reduktionsziele international

verbindlich vereinbart.

Wie die vorliegende Studie verdeutlicht, werden mit der Umsetzung dieser Ziele

einschneidende energiewirtschaftliche Veränderungen verbunden sein. Dies spiegelt sich im

zentralen Indikator für die „Schärfe“ der Klimapolitik auf EU-Ebene: dem sich am EU-weiten

THG-Handelsmarkt einstellenden Preis für CO2-Emissionsrechte. Zur Erreichung der

Minderungsziele steigt dieser im Rahmen der Szenarien abhängig von weiteren energie-

politischen Rahmensetzungen (z.B. Kernenergiepolitik, erneuerbare Energien, Energie-

effizienz) und unterstellter Energiepreisentwicklung unter Fortschreibung der Minderungs-

ziele bis 2030 auf Werte zwischen 24 und 47 €(2005)/tCO2. Preisentwicklungen für

Emissionsrechte in dieser Größenordnung haben erhebliche Rückwirkungen auf die heute zu

treffenden langfristigen Investitionsentscheidungen in der Energiewirtschaft.

Der Europäische Rat hat ferner das Ziel eines Anteils von 20% erneuerbarer Energien an der

Energieversorgung Europas bis 2020 beschlossen. Dieses Ziel ist ebenfalls sehr ehrgeizig –

und aus wirtschaftlicher Sicht in der Tat fragwürdig, da hierdurch ein Beitrag zur Erreichung

des als übergeordnet zu betrachtenden Emissionsminderungszieles angestrebt wird, der

1 Darüber hinaus billigt der Rat das Ziel, die EU-weiten Emissionen bis 2020 um 30% gegenüber 1990 zu

reduzieren, sofern sich andere Industrieländer zu vergleichbaren Minderungen verpflichten und fortgeschrittene

Entwicklungsländer ihren Verantwortlichkeiten und Fähigkeiten angemessene Klimaschutzbeiträge leisten.

1

EWI/EEFA


2

vergleichsweise teuer ist und im Falle der Zielerreichung im Rahmen eines funktionierenden

Emissionshandels kostengünstigere THG-Vermeidungsmaßnahmen verdrängt.

Unter diesen energie- und umweltpolitischen Vorgaben ist es eine umso größere Heraus-

forderung, zu den anderen energiepolitischen Zielen der Versorgungssicherheit und Wirt-

schaftlichkeit Balance zu halten. Dies gilt vor allem im Hinblick auf die für den außereuropä-

ischen Markt produzierende energieintensive Industrie, welche CO2-Preise im internationalen

Wettbewerb kaum auf Produktpreise überwälzen kann. In diesem Segment ist eine Vorreiter-

rolle im Klimaschutz mit hohen CO2-Kosten kontraproduktiv, da sie zu Kapazitäts-

verlagerungen in Regionen führen kann, die (noch) keine CO2-Belastung tragen.

Hieraus folgt, dass die Klimapolitik bis auf weiteres sektorspezifisch vorgehen sollte. Insbe-

sondere kommt Energieeffizienz steigernden und Emissionen vermeidenden Maßnahmen auf

der Nachfrageseite eine große Bedeutung zu. Ein wichtiges Beispiel sind Maßnahmen im

Bereich der energetischen Sanierung des Gebäudebestandes. Die Forcierung des Anteils

biogener Kraftstoffe im Verkehrssektor ist ein weiteres Beispiel für eine sektorspezifische

Maßnahme, die negative Rückwirkungen weitgehend vermeidet.

Auf der Angebotsseite bleibt die Frage nach den Perspektiven der Kernenergienutzung in

Europa uneinheitlich und vielfach offen. In seinem Aktionsplan erinnert der Europäische Rat

daran, dass die Wahl der Mitgliedstaaten in Bezug auf den Energiemix in vollem Umfang

respektiert wird, wobei sichergestellt werden müsse, dass die nukleare Sicherheit an oberster

Stelle stehe. Die Spannung aus der Uneinheitlichkeit der Kernenergiepolitik innerhalb

Europas wird insbesondere bei langfristig hohen CO2-Preisen zunehmen, wenn der Zubau von

Kernkraftwerken in Europa wirtschaftlich attraktiver wird und die Märkte durch

fortschreitende Liberalisierung und Ausbaus der Kapazitäten zum grenzüberschreitenden

Stromaustausch weiter zusammenwachsen.

Neben grenzüberschreitendem Stromaustausch sind bei der Ausgestaltung der Energiepolitik

weitere Wechselwirkungen sowohl innerhalb des Energiesystems als auch zwischen Energie-

sektor und übriger Ökonomie im Blick zu behalten. Von Bedeutung hierbei sind beispiels-

weise i) die Rückwirkungen eines wachsenden Anteils nicht Strompreis geführter

fluktuierender Erzeugung (Windenergie) auf die Entwicklung des konventionellen Kraft-

werksparks, ii) die Wechselwirkungen zwischen Strom- und Wärmemärkten über Energie-

EWI/EEFA


ereitstellung in Kraft-Wärme-Kopplung und iii) die indirekten volkswirtschaftlichen

Auswirkungen politisch bedingter Kosten- und Preiseffekte auf sektorale und gesamtwirt-

schaftliche Produktion und Beschäftigung. Diese Interdependenzen werden im Rahmen der

vorliegenden Untersuchung berücksichtigt durch Anwendung eines entsprechenden

Analyseinstrumentariums, das nachfolgend knapp skizziert wird.

Hinsichtlich der weiteren Ausgestaltung der Energiepolitik in Deutschland und Europa heben

wir im Rahmen der Szenarien fünf „politische Stellschrauben“ und ihren Einfluss auf die

energiewirtschaftliche Entwicklung hervor: Erstens die Schärfe der THG-Minderungsziele

(nach Ratsbeschluss zwischen -20% und -30% bis 2020 gegenüber 1990), zweitens: die

Ausgestaltung der Nationalen Allokationspläne nach 2012 (Fortschreibung kostenfreier

Zuteilung mit brennstoffspezifischen Benchmarks versus kostenpflichtige Zuteilung), drittens:

Ausbauziele für erneuerbare Energien, viertens: Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung und

fünftens: Kernenergiepolitik. Darüber hinaus werden im Rahmen der Szenarien unterschied-

liche Annahmen hinsichtlich der Energieeffizienzsteigerung auf der Nachfrageseite getroffen.

3 Methodik der Studie

Zentraler Bestandteil der Untersuchung sind die in Teil II entwickelten Politikszenarien der

deutschen Energiewirtschaft eingebettet in den europäischen Markt bis 2030.

Wir verwenden hierbei das langfristige Mehrregionen-Optimierungsmodell CEEM (Central

European Electricity Markets) und das zeitlich hoch auflösende Marktmodell GEMS (German

Electricity Market Simulation) des EWI, gekoppelt mit den sektoralen makro-ökonome-

trischen Strukturmodellen der EEFA. Die Energiemodelle beruhen auf umfassenden

Datenbanken der in Europa bestehenden Kraftwerke einschließlich technisch-ökonomischer

Kenndaten wie Wirkungsgrade, Wirkungsgradverluste in Teillast, maximale Lastgradienten

und Mindestlast, technische Lebensdauern, Wartungs- und Instandhaltungskosten u.a.m.

Ausgehend von Annahmen zu Brennstoffpreisentwicklungen, Investitionskosten und weiteren

Kenndaten neuer Kraftwerke berechnen wir den kostenminimalen Zubau und Einsatz von

Erzeugungsanlagen zur Deckung der Nachfrage nach Strom und Wärme sowie zu Vorhaltung

und Abruf von Regelleistung. Die an regionale Wärmepotenziale gebundene Kraft-Wärme-

Kopplung in Anwendungen der Fernwärme, Industrie und Objektversorgungen wird hierbei

3

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4

detailliert berücksichtigt. Zu den Modellergebnissen zählen Zubauten und Stilllegungen der

Kraftwerke, Stromerzeugung nach Technologie und Brennstoff, CO2-Emissionen der

Stromerzeugung, Kosten und Preise für Elektrizität.

Die Strompreise bilden sich im Modell unter der Annahme vollkommenen Wettbewerbs als

Systemgrenzkosten der Nachfragedeckung. Hierbei ist es wichtig zu berücksichtigen, dass

Grenzkosten zu Zeiten starker Last und knapper Kapazität marginale Kapazitätskosten

einschließen, so dass neue Kraftwerke langfristig Vollkostendeckung erzielen. Strompreise

und Investitionsbedarf im Energiesektor bilden die Schnittstelle zwischen Energiemarkt- und

makroökonometrischen Modellen. Letztere beinhalten Verhaltensgleichungen zur Modellie-

rung der Wirtschaftssektoren, eingebettet in ein System von Gleichungen, das sich aus den

Energiebilanzen der EU27 ableitet. Die makroökonometrischen Modelle der EEFA liefern

ihrerseits preisabhängige Stromnachfragen an die Energiemodelle des EWI, so dass sich

durch Iteration konsistente Szenarien der Angebots- und Nachfrageentwicklung ergeben.

Detaillierte Modellbeschreibungen finden sich im Anhang.

Da die Studie ein besonderes Augenmerk auf den Elektrizitätssektor legt, erläutern wir Strom-

preisbildung und Investitionsverhalten im Modell näher. Die Entwicklung des Kraftwerks-

parks erfolgt kostenminimal unter vollkommener Voraussicht. Insbesondere werden energie-

wirtschaftliche Parameter wie Entwicklung von Brennstoffpreisen oder Stromnachfrage von

den Akteuren im Modell annahmegemäß antizipiert. Es wird also von Unsicherheiten auf

realen Märkten abstrahiert und ein vollständiger Erwartungsabgleich der Akteure unterstellt.

Da es sich hiermit um stilisierte Modellannahmen handelt, ist im Rahmen der Ergebnis-

interpretation der Szenarien folgendes zu berücksichtigen:

Erstens wird die Unsicherheit hinsichtlich Brennstoffpreisentwicklungen durch verschiedene

Brennstoffpreisszenarien abgebildet. Für alle Szenarien werden eine Variante mit höheren und

eine mit niedrigeren Öl- und Gaspreisen gerechnet. Da die Erzeuger ihre Kraftwerksportfolios

diversifizieren, um sich gegen unsichere Preisentwicklungen abzusichern, wird die

wahrscheinlichste Marktentwicklung für ein Politikszenario innerhalb der errechneten

(Hochpreis-Niedrigpreis-) Ergebnisbandbreite liegen. Momentan sprechen die Terminmärkte

– wenn auch nur beschränkt liquide – eher für Preiserwartungen im Bereich der gerechneten

Hochpreisvarianten.

EWI/EEFA


Zweitens wird hinsichtlich zentraler energiewirtschaftlicher Parameter (Entwicklung der

Energienachfrage, Ausgestaltung Nationaler Allokationspläne, Förderung erneuerbarer

Energien u.a.m.) eine Entwicklung mit vollständiger Voraussicht bzw. vollständigem

Erwartungsabgleich unter den Akteuren modelliert. Da realiter natürlich kein vollständiger

Erwartungsabgleich stattfindet und die Investitionsentscheidungen der Akteure daher von

einer gleichgewichtigen Entwicklung mehr oder weniger stark abweichen, kommt es auf den

Energiemärkten – wie auf anderen Märkten auch – zu mehr oder weniger stark ausgeprägten

Boom-and-Bust-Zyklen: Zeitweise wird mehr, zeitweise weniger investiert als gemäß lang-

fristig optimalem Gleichgewichtspfad. Dabei spielen die Unsicherheiten hinsichtlich der

energie- und umweltpolitischen Rahmenbedingungen in der Praxis eine bedeutende Rolle. So

lassen sich die aktuellen Investitionsplanungen im Kraftwerksbereich auch im Sinne solcher

Boom-and-Bust-Zyklen interpretieren. Insbesondere die Anlagen bezogene kostenfreie

Zuteilung von CO2-Emissionsrechten begünstigt derzeit stark Investitionen in Kraftwerke.

Wichtig ist hierbei, dass die Märkte eine Tendenz zum Gleichgewicht haben: Investitionen

über das gleichgewichtige Ausmaß hinaus führen dazu, dass Strompreise aufgrund der

Angebotsausweitung entlastet werden. In der Folge kommt es bei niedrigeren Strompreisen zu

früheren Stilllegungen von Altanlagen und verminderten Ersatzinvestitionen, bis Kapazität

wieder in mehr Stunden des Jahres knapp wird und die Strompreise wieder steigen, mit der

Folge wiederum verstärkter Investitionen (Boom-and-Bust-Zyklus). Die modellierte

Entwicklung mittelt durch derartige Zyklen, indem sie eine langfristig gleichgewichtige, d.h.

optimale Kraftwerksparkentwicklung beschreibt. 2

2 In diesem Sinne sind auch die angesetzten Investitionskosten zu verstehen, die niedriger liegen als die derzeit

zu beobachtenden Preise für Kraftwerke bzw. ihre Komponenten, vgl. den Abschnitt: Szenarienannahmen,

Technische und ökonomische Parameter der Stromerzeugung, S. 20.

5

EWI/EEFA


6

Prinzipien der Strompreisbildung im Wettbewerb

Auf wettbewerblichen Stromerzeugungsmärkten bilden sich Knappheitspreise für Strom

in Höhe der Kosten, die mit der Erzeugung der letzten zur Nachfragedeckung benötigten

Menge Strom verbunden sind (Systemgrenzkosten, SMC).

Da Strom ein wirtschaftlich nur beschränkt speicherbares Gut ist, sind die SMC

lastabhängig:

- In Zeiten schwacher Last und reichlich freier Kapazität (Off Peak) sind die

1 Hinzu kommt der Einfluss intertemporaler und interregionaler Effekte wie Anfahrkosten, Einflüsse des

Einsatzes von Speicherkraftwerken, regionaler Netzengpässe u.a.m.

EWI/EEFA

SMC hauptsächlich durch die variablen Kosten des teuersten zur Nachfrage-

deckung benötigten Kraftwerks bestimmt. 1)

- In Zeiten starker Last und knapper Kapazität (Peak) enthalten die SMC auch

Kosten der Kapazitätsausweitung. Die SMC signalisieren somit auch in

Spitzenlastzeiten die mit einer Nachfrageausweitung verbundenen Kosten.

Der Marktwert eines CO2-Emissionsrechtes, das zur Stromerzeugung verwendet (und

damit alternativen Verwendungen entzogen) wird, erhöht die Grenzkosten der Erzeugung

und ist Bestandteil der SMC.

Der Marktwert des Emissionsrechtes geht unabhängig davon, ob es käuflich erworben

oder kostenfrei zugeteilt wurde, nach marktmäßiger Logik in die Kalkulation von

Angebotspreisen für Strom ein und signalisiert dem Verbraucher die mit der Strom-

erzeugung verbundenen Umweltkosten.

Wettbewerbliche Stromerzeugerpreise zeigen also verschiedene Knappheiten an: Sie

bilden sich in Höhe der Systemgrenzkosten, die dem Nachfrager den Werteverzehr von

Brennstoffen und Emissionsrechten und in Spitzenlastzeiten die Kosten einer Kapazitäts-

ausweitung signalisieren.


Teil II: Energieszenarien für Deutschland bis 2030 im

internationalen Kontext

Im zweiten Teil der Studie werden vier energiewirtschaftliche Politikszenarien bis 2030

untersucht. Wir stellen die Konzeption der Szenarien dar (Kapitel 4) und dokumentieren deren

Annahmen (Kapitel 5) und Ergebnisse (Kapitel 6).

4 Konzeption der Szenarien

Die vier untersuchten Politikszenarien sind durch unterschiedliche Vorgaben hinsichtlich der

Ausgestaltung der Klimapolitik (Emissionsminderungsziele, Zertifikatszuteilung, Flexible

Mechanismen), Förderung erneuerbarer Energien und Kraft-Wärme-Kopplung, Kernenergie-

politik sowie unterschiedliche Annahmen zur Steigerung der Energieeffizienz auf der Nach-

frageseite charakterisiert:

Szenario I „Umsetzung EU-Ratsbeschlüsse unter Fortführung der derzeitigen Politik“

Szenario I berücksichtigt die Vorgaben des Europäischen Rates vom März 2007 zur

Minderung von Treibhausgasen (-20% bis 2020 gegenüber 1990) und bedient sich hierzu

einer Fortschreibung der derzeitigen Politik: Ausstieg aus der Kernenergie, Fortschreibung

des EEG und KWKMod-G, Fortschreibung des Nationalen Allokationsplans (NAP II) mit

kostenfreier Zuteilung von Emissionszertifikaten.

Szenario II „Gleichgewichtige Berücksichtigung von Versorgungssicherheit, Wirtschaftlich-

keit und Umweltverträglichkeit im Markt“

Szenario II setzt ebenso die EU-Vorgaben zur Emissionsminderung um und versucht dies

unter Wahrung eines Gleichgewichts zu den beiden anderen energiewirtschaftlichen Zielen

Versorgungssicherheit und Wirtschaftlichkeit: Mit Hilfe marktwirtschaftlicher Mechanismen

sollen die Ziele möglichst kostengünstig erreicht werden. Insbesondere erfolgt die Förderung

der erneuerbaren Energien durch ein EU-weit harmonisiertes wettbewerbliches

Integrationsmodell, und es bestehen keine politischen Restriktionen hinsichtlich der Nutzung

der Kernenergie. An der kostenfreien CO2-Zuteilung wird festgehalten.

7

EWI/EEFA


8

Szenario IIa: Variante zu Szenario II mit Vollauktion von CO2-Zertifikaten nach 2012“

Da Zuteilungsverfahren von Emissionsrechten Investitionsentscheidungen stark beeinflussen,

unterscheidet sich Szenario IIa von Szenario II lediglich darin, dass die Emissionsrechte nach

2012 zu 100% auktioniert werden.

Szenario III „Priorität Umweltschutz und Kernenergieausstieg“

beinhaltet weitergehende Emissionsminderungsziele, eine Forcierung des EEG durch höhere

Fördersätze, eine Verdopplung der KWK-Stromerzeugung bis 2030 sowie den Ausstieg aus

der Kernenergie. Wie in Szenario IIa werden die Emissionsrechte nach 2012 versteigert.

Um der Unsicherheit hinsichtlich der zukünftigen Energiepreisentwicklung Rechnung zu

tragen, werden die vier Politikszenarien jeweils unter Zugrundelegung zweier Brennstoff-

preispfade gerechnet: Es werden ein unterer Preispfad für Öl und Gas („Niedrigpreis“) und

ein oberer Preispfad („Hochpreis“) gerechnet (s.u.). Bei jeweils unveränderten Kohlepreisen

wird damit zugleich eine Bandbreite für den Gas/Kohle-Preisspread und damit für die sensible

Gas-Kohle-Konkurrenz in der Stromerzeugung abgedeckt. Unter Berücksichtigung der beiden

Brennstoffpreisvarianten werden somit acht Szenarien gerechnet.

EWI/EEFA


Tabelle 4.1: Übersicht Politikszenarien

Szenario I Szenario II / IIa

Szenario III

THG-Minderung (*)

EU 2010 -8% -8%

-8%

2020 -20% -20%

-30%

2030 -25% -25%

-40%

DE 2010 -21% -21%

-21%

2020 -25% -25%

-40%

2030 -30% -30%

-50%

NAP

JI/CDM (§)

Marktwirtschaftliches

REG-Ziele (#) Fortschreibung EEG Forcierung EEG

EU-Integrationsmodell

EU 2010 17% 17%

22%

2020 22% 22%

30%

2030 27% 27%

35%

DE 2010 14% 14%

15%

KWK

2020 20% Marktergebnis

25%

2030 26% Marktergebnis

35%

Fortschreibung

KWK-Mod-G

Quote: Verdopplung

KWK-Stromerz. bis 2030

Kernenergie Ausstieg keine Restriktionen

Ausstieg

(*) ggü 1990;

(§) wahlweise ggü Basisjahr, 2004 oder ggf Prognose

(#) Anteil am Bruttostromverbrauch

Quelle: EWI/EEFA

Fortschreibung NAP II nach 2012 100% Auktionierung nach 2012

maximal 50% der jeweiligen Minderung (Vorgabe EU-Kommision)

Auslaufende Förderung

9

EWI/EEFA


10

5 Szenarienannahmen

Im Weiteren stellen wir die wesentlichen Eingangsparameter der Szenarienrechnungen dar:

Gesamtwirtschaftliche Rahmenbedingungen, Brennstoffpreise, Klimaschutzpolitik, Förderung

von erneuerbaren Energien und Kraft-Wärme-Kopplung, Kernenergiepolitik sowie technische

und wirtschaftliche Parameter der Stromerzeugung.

5.1 Gesamtwirtschaftliche Rahmenbedingungen

Die demographische Entwicklung und Dynamik des sektoralen und gesamtwirtschaftlichen

Wachstums sind für die energiewirtschaftliche Entwicklung von grundlegender Bedeutung.

Für die Bevölkerungsentwicklung liegen mit den demographischen Modellrechnungen relativ

verlässliche Daten über die natürliche Bevölkerungsbewegung, d.h. die Entwicklung der

Bevölkerungsstrukturen und -größe auf der Basis altersspezifischer Geburten- und

Sterbeziffern vor. 1 Für die vorliegende Analyse wurde die Variante 5 der zehnten

koordinierten Bevölkerungsvorausschätzung zugrunde gelegt, die einen Zuwanderungsgewinn

von jährlich mindestens 200 000 Personen unterstellt, so dass bis zum Jahr 2010 noch ein

leichter Anstieg der Bevölkerung um rund 500 000 auf 83,079 Mio. Personen, danach ein

Rückgang auf bis zu 81,2 Mio. Personen in 2030 erwartet wird.

Das Wachstum einer exportorientierten Volkswirtschaft wie der deutschen wird von

Annahmen zur Entwicklung des Welthandels stark beeinflusst, da ein dynamisches Wachstum

der Welthandelsströme sich via Exportgütersektoren auf die gesamte inländische Wirtschaft

überträgt. Grundsätzlich wird in den Szenarien unterstellt, dass die unterschiedlichen

Minderungsziele zwar möglicherweise die binnenwirtschaftliche Entwicklung beeinflussen,

jedoch keine Auswirkungen auf das Welthandelsvolumen haben. Für die folgenden

Berechnungen wird ein Wachstum des realen Welthandelsvolumens um jährlich 5 %

angenommen.

Die deutsche Exportwirtschaft konnte von diesem Wachstum in der Vergangenheit nur durch

stetige Effizienzverbesserungen der sektoralen Produktionsprozesse und damit verbundener

Kostensenkungen profitieren. Dies dürfte auch für die Zukunft gelten; dennoch zeichnen sich

bereits gegenwärtig Verschiebungen in den weltwirtschaftlichen Handels- und Güterströmen

1 Einzelheiten vgl. Statistisches Bundesamt (Hrsg.) (2003), Bevölkerung Deutschlands bis 2050, Ergebnisse der

10. koordinierten Bevölkerungsvorausberechnung, Stuttgart: Metzler und Poeschel.

EWI/EEFA


ab, die eine unmittelbare Folge des dynamischen Wachstums aufstrebender Entwicklungs-

und Schwellenländer wie Indien und China sind. Deshalb ist davon auszugehen, dass der

Anteil dieser Länder am gesamten Welthandel überproportional zunehmen wird, der Anteil

Deutschlands daher selbst bei Ausschöpfung aller Rationalisierungspotentiale im günstigsten

Fall konstant gehalten werden kann.

Eine gewisse Entlastung der deutschen Exportwirtschaft wird von der Entwicklung des Euro

gegenüber dem Dollar ausgehen. Zwar ist eine Prognose der Wechselkurse aufgrund der zum

Teil erratischen Schwankungen der einzelnen Währungen besonders schwierig, für die

folgenden Simulationen steht jedoch der Aspekt im Vordergrund, den Preisimpuls von den

Weltenergiemärkten möglichst ungefiltert auf die deutsche Volkswirtschaft wirken zu lassen,

Wechselkurs bedingte Zusatzeffekte möglichst auszuschließen. Deshalb wird im Folgenden

eine langfristige Annäherung von Euro und Dollar unterstellt, die zumindest bei einer

gleichgerichteten Inflationsentwicklung in den einzelnen Volkswirtschaften auch ökonomisch

plausibel erscheint. Diese Annahme bedeutet, dass Wechselkurs bedingte Be- und

Entlastungen der Import- und Exportpreisentwicklung vermieden werden, so dass von den

Wechselkursen keine zusätzlichen Preisimpulse auf die deutsche Volkswirtschaft ausgehen.

Im Rahmen der Szenarien wird ein Wechselkurs von 1,29 $/€ unterstellt.

Bei den finanzpolitischen Vorgaben wird angenommen, dass die im internationalen Vergleich

überdurchschnittliche hohe Abgabenquote langfristig zurückgeführt werden wird und dabei

insbesondere die Lohnnebenkosten deutlich reduziert werden. Diese für die

Wettbewerbsfähigkeit des Faktors Arbeit unerlässliche Korrektur bedeutet allerdings, dass ein

wachsender Anteil der Sozialversicherungsleistungen über das Steuersystem, und hier vor

allem über die indirekten Steuern finanziert werden muss. Dies kann entweder über eine

weitere Anhebung von speziellen Verbrauchssteuern oder über eine Erhöhung der

Mehrwertsteuer erreicht werden. Mit der Anhebung des Mehrwertsteuersatzes auf 19 %

Anfang des Jahres 2007 ist die Entscheidung für die letzte Option gefallen. Deshalb bleiben

die Mineralöl- und Ökosteuersätze über den gesamten Zeitraum der Untersuchung

unverändert, auch wenn anspruchsvollere Minderungsziele durchaus eine nochmalige

Erhöhung der Ökosteuersätze nahe legen könnten.

5.2 Brennstoffpreise

Die Preisentwicklung für Rohöl beeinflusst wesentlich das Preisgefüge für Energie. Die

jüngst beobachteten Rohölpreise (2007 zeitweise über 95 $/bbl) werden als außergewöhnlich

11

EWI/EEFA


12

hoch und langfristig nicht haltbar eingeschätzt. Der Hauptgrund liegt in extremen Renditen

und Investitionsanreizen bei Preisen deutlich über 30 $/bbl: höhere Entölungsgrade

bestehender Felder, die derzeit 30-50% betragen, die Erschließung neuer Felder außerhalb der

OPEC (einschließlich Tiefsee- und arktischer Vorkommen) sowie nicht-konventionelle Öle

(Schwer- und Schwerstöle, Ölsande und Ölschiefer) werden dann rentabel.

Um der Unsicherheit hinsichtlich der zukünftigen Energiepreisentwicklung Rechnung zu

tragen, werden die vier Politikszenarien unter Zugrundelegung eines unteren und eines oberen

Brennstoffpreispfades gerechnet: vergleichsweise niedrige sowie deutlich höhere Öl- und

Gaspreise.

Abbildung 5.1: Rohölpreis, $(2005)/bbl, Hochpreis- und Niedrigpreispfad

Quelle: EWI/EEFA

EWI/EEFA

$2005/bbl

80

70

60

50

40

30

20

10

0

2005 2010 2020 2030

Hochpreis 55 63 66 75

Moderater Preis 55 42 44 50

Im Rahmen der Szenarien wird von einer strikten Ölbindung des Gaspreises ausgegangen. Die

Gaspreise frei Kraftwerk berücksichtigen Transport-, Strukturierungs- und Umschlagskosten,

die im Jahr 2005 1,5 €/MWh für die Mittellast und 3,5 €/MWh für die Spitzenlast betragen.

Diese Aufschläge vermindern sich regulierungsbedingt um real 2% p.a. (nominal um 0,5%

p.a.). Es wird von Bezugsverträgen ausgegangen, die einen fixen (20%) und einen variablen

Kostenanteil (80%) beinhalten. Nur der variable Anteil ist für die Kraftwerkseinsatz-

entscheidung relevant. Der fixe Anteil wird im Kraftwerksmodell den fixen Betriebskosten

zugeschrieben.


Abbildung 5.2: Gaspreise frei Kraftwerk, €2005/MWh, Niedrig- und Hochpreis, Mittel-

und Spitzenlast

Quelle: EWI/EEFA

€(2005)/MWh

30

25

20

15

10

5

0

Niedrigpreis

Spitzenlast

Niedrigpreis

Mittellast

Hochpreis

Spitzenlast

Hochpreis

Mittellast

2005 2010 2020 2030

20 16 17 18

18 14 15 16

20 23 24 26

18 21 22 24

Die Preise für Steinkohle und Braunkohle sind szenarienunabhängig. Auf diese Weise wird in

Kombination mit fallweise hohen und niedrigen Gaspreisen eine relevante Bandbreite für den

Gas-Kohle-Preisspread abgedeckt. Für Steinkohle wird davon ausgegangen, dass das

vergleichsweise hohe Preisniveau 2005 vorwiegend durch Kapazitätsengpässe in

Hochseetransport und Steinkohlegruben bedingt war, die absehbar durch Investitionen

behoben werden. Die Steinkohlepreise frei Kraftwerk in Deutschland berücksichtigen

durchschnittliche Transportkosten ab ARA in Höhe von 6 €(2005)/tSKE. Sie gehen bis 2010

auf 59 €(2005)/tSKE zurück und steigen langfristig moderat an. Die Vollkosten der

Braunkohlenförderung werden bis 2030 konstant mit 35 €(2005)/tSKE angenommen.

Abbildung 5.3: Steinkohlepreise und Vollkosten der Braunkohleförderung,

€(2005)/tSKE

Quelle: EWI/EEFA

2005 2010 2020 2030

€2005 je SKE

Steinkohle 69 59 62 66

Braunkohle 35 35 35 35

Hinsichtlich der Braunkohle wird angenommen, dass im Betrachtungszeitraum keine neuen

Gruben aufgeschlossen werden und die Förderkapazität in Deutschland auf 50 Mio t SKE

13

EWI/EEFA


14

jährlich beschränkt bleibt. Die Kosten des Aufschlusses der bestehenden Gruben sind

versunken, Rückstellungen für Rekultivierung bereits getätigt. Für den Kraftwerkseinsatz sind

die kurzfristig variablen Kosten der Braunkohlenförderung relevant. Diese betragen 30% der

Braunkohlenvollkosten: 10,5 €(2005)/tSKE konstant bis 2030. Weitere 30-40% (abhängig

vom Braunkohlen-Kraftwerkszubau) der Braunkohlenvollkosten werden als langfristige

Grenzkosten des Betriebs der offenen Gruben (RWE und Vattenfall) berücksichtigt und im

Kraftwerksmodell als fixe Betriebskosten der Braunkohlenkraftwerke erfasst.

5.3 Klimaschutzpolitik

Die Parametrisierung der Klimaschutzpolitik in den Szenarien betrifft die Setzung von

Emissionsminderungszielen, die zukünftige Emissionsrechtezuteilung (NAP) sowie die

Behandlung der Flexiblen Mechanismen (JI / CDM).

5.3.1 Emissionsminderungsziele auf EU- und Länderebene

Sowohl auf internationaler Ebene als auch innerhalb der Europäischen Union und in

Deutschland sind in jüngster Zeit über das Jahr 2012 hinausgehende Minderungs-

verpflichtungen diskutiert und konkretisiert worden. So hat der Rat der Europäischen Union

am 8./9. März in Brüssel für die EU-27 eine Verringerung der Treibhausgasemissionen von

1990 bis 2020 um 20 % beschlossen, die bei vergleichbaren Reduktionsverpflichtungen

anderer Industrieländer sogar auf 30 % erhöht werden soll; und in einer Regierungserklärung

Ende April haben sich die Parteien der Großen Koalition auf ein Minderungsziel bis zum Jahr

2020 von mindestens 40 % der Treibhausgasemissionen (THG) gegenüber 1990 festgelegt,

sofern die Europäische Union als Ganzes sich zu einer Reduktion der THG-Emissionen um

30 % verpflichtet.

Aus den auf europäischer und nationaler Ebene getroffenen Entscheidungen unterstellen wir

für die EU 27 bis 2030 in den Szenarien zwei verschiedene Minderungspfade:

• In Szenario I und II wird das vom Ministerrat der Europäischen Union ohne zusätzliche

Bedingungen festgelegte Minderungsziel von 20 % bis 2020 übernommen und bis 2030

auf 25 % fortgeschrieben.

• Für Szenario III gilt das noch anspruchsvollere Ziel einer Minderung der Treibhausgas-

emissionen innerhalb der EU-27 von 30 % bis 2020 und 40 % bis 2030.

EWI/EEFA


Der Logik der bisherigen nationalen Klimaschutzpolitik entsprechend, stets die Vorreiterrolle

einzunehmen, übernimmt Deutschland innerhalb der EU nicht nur absolut, sondern auch

prozentual höhere Minderungslasten:

• In Szenario I und II wird das nationale Minderungsziel bis 2030 auf 30 %,

• in Szenario III sogar auf 50 %

der Emissionen des Basisjahres festgelegt. Ausgehend von diesen europa- und

deutschlandweiten Minderungszielen wird die Entwicklung

der übrigen Treibhausgase (insbesondere CH4 und N2O) mit Hilfe plausibler Setzungen

bis 2030 prognostiziert,

• in den nicht am Emissionshandelssystem (EHS) beteiligten Sektoren (Verkehr, Haushalte

und Gewerbe) mit Hilfe Modell gestützter Prognosen, in die u.a. die Energiepreise als

wichtige Erklärungsgröße eingehen, abgeleitet.

Als Rest verbleibt das für die Energiewirtschaft und die Industrie verfügbare CO2-

Gesamtbudget. Für das Verständnis der Szenarienrechnungen sind dabei folgende Hinweise

von Bedeutung:

• Die sektorale Abgrenzung von Energiewirtschaft und Industrie stimmt nicht exakt mit der

Abgrenzung der Anlagen im Sinne der Emissionshandelsrichtlinie überein; für

Deutschland lässt sich der Unterschied auf rund 10 Mio. t beziffern.

• Die den einzelnen Anlagen zugeteilten Rechte ergeben sich aus den Zuteilungsregeln; die

daraus gebildete Summe stimmt nicht notwendigerweise mit dem Makrobudget überein,

denn aus dem Makrobudget müssen noch Sonderzuteilungen, die Neuemittentenreserve

und eventuell zu auktionierende Mengen abgedeckt werden.

• Das Makrobudget bildet den Ausgangspunkt des Emissionshandels, davon zu unter-

scheiden ist der Emissionshandel selbst, in dem die Akteure der EHS-Sektoren

Emissionen vermeiden oder Zertifikate zukaufen können. Ab dem Jahr 2008 ist auch die

Übertragung von nicht benötigten Emissionsrechten in die folgenden Handelsperioden

möglich. Deshalb ist kaum zu erwarten, dass nach Abschluss der jeweiligen Handels-

perioden die Summe der verbrauchten Rechte exakt dem bei Aufstellung des Allokations-

planes prognostizierten Makrobudget entspricht.

Da die Entscheidungen der EHS-Sektoren, insbesondere im Fall nachhaltiger Produktionsein-

schränkungen oder Standortverlagerungen auch Auswirkungen auf die nicht am Handel

15

EWI/EEFA


16

beteiligten Sektoren haben, können auch in diesen Sektoren Abweichungen zwischen

prognostizierten und später tatsächlich realisierten Emissionen auftreten. Mehremissionen

müssen allerdings durch staatliche Maßnahmen ausgeglichen werden – hier ist der Staat durch

alternative Politiken für die Einhaltung der Sektorziele und damit der nationalen

Minderungsziele verantwortlich.

5.3.2 Allokation der Zertifikate

In allen Szenarien gilt für die erste Kyoto-Periode 2008-2012 der NAP II auf Basis des BMU-

Entwurfs vom Februar 2007. Zusätzlich wurde ein Benchmark für Stromerzeugung aus

Braunkohle in Höhe von 945 g/kWh(elektrisch) unterstellt. Nach 2012 wird der NAP II in den

Szenarien I und II fortgeschrieben, in den Szenarien IIa und III werden nach 2012 alle

Emissionsrechte versteigert.

Die Abbildung des NAP II und dessen Fortschreibung berücksichtigt Anreize zur Kraftwerks-

modernisierung durch technologie-/brennstoffspezifische Benchmarks. Diese ergeben sich

sowohl für Bestandsanlagen als auch für Neuanlagen aus dem Emissionsrechtebedarf von

Neuanlagen nach BAT-Benchmarks. Für die Periode 2008-2012 werden ex ante die im

NAP II definierten Benutzungsstunden zugrunde gelegt. Für die NAP III-Periode 2013-2017

werden diejenigen Benutzungsstunden zugrunde gelegt, die sich im Modell für die Periode

2008-2012 ergeben.

Den Vorgaben der EU-Kommission entsprechend wird davon ausgegangen, dass es zukünftig

keine ex post-Anpassungen der Zertifikateausstattung geben wird. Damit entstehen für den

Kraftwerkseinsatz Opportunitätskosten, die preiswirksam sind. Die kostenfreie Zuteilung

wirkt ferner wie ein Abschlag auf die Investitionskosten in Höhe des Barwertes der kostenfrei

zugeteilten Zertifikate. Im Falle der Vollauktionierung von Emissionsrechten nach 2012 in

den Szenarien IIa und III werden die Investitionsentscheidungen durch diesen

Zuteilungsmechanismus nicht direkt beeinflusst und der Anlageneinsatz erfolgt ebenfalls

unter Berücksichtigung der Zertifikatekosten.

5.3.3 Flexible Mechanismen

Neben der Bildung von Zielgemeinschaften (Bubbles / Burden Sharing) sieht das Kyoto-

Protokoll zur Erfüllung nationaler Emissionsminderungsverpflichtungen die Flexiblen

Mechanismen i) Internationaler Emissionshandel, ii) Gemeinsame Umsetzung zwischen

Ländern mit Emissionszielen (Joint Implementation) und iii) den Mechanismus für Projekte

EWI/EEFA


in Ländern ohne Emissionsziele (Clean Development Mechanism) vor. Diese können zur

Entlastung der nationalen Minderungsverpflichtungen (IE) und über die Verbindungsrichtlinie

zur Entlastung der Akteure in den Handelssektoren (JI, CDM) beitragen. Die Nutzung dieser

Mechanismen ist durch den politischen Willen zur Emissionsminderung im eigenen Land und

die – derzeit noch begrenzte – Verfügbarkeit zertifizierter JI/CDM-Projekte beschränkt. In

den Szenarien wird unterstellt, dass maximal 50% der Minderungsverpflichtung durch

JI/CDM erfüllt werden können. Für die Stromwirtschaft wurde unterstellt, dass 40% der

Minderungsverpflichtung durch JI/CDM erfüllt werden.

5.4 Erneuerbare Energien

Das deutsche 12,5%-Ziel für den Anteil erneuerbarerer Energien an der Stromversorgung bis

2010 wird auf Basis des derzeitigen EEG absehbar übererfüllt (Erwartung: mind. 13%). Das

indikative EU- Ziel (22% bis 2010) wird dagegen absehbar verfehlt (Erwartung: 17-18%).

Für die Zeit nach 2010 werden in den Szenarien unterschiedliche Annahmen hinsichtlich der

Förderung der Regenerativen getroffen. Im Szenario I wird das EEG derart fortgeführt und

die Vergütungssätze angepasst, dass bis 2020 das 20%-Ziel und 2030 ein Anteil von 26%

erreicht wird. Das EU-Ziel für 2010 (22%) wird zehn Jahre später (2020) erreicht, bis 2030

wird europaweit ein Anteil Erneuerbarer von 27% erreicht. In Szenario III wird das EEG

forciert durch eine Erhöhung der Fördersätze, so dass bis 2020 25% und bis 2030 35%

erreicht werden. Um diese Ziele für Deutschland zu erreichen werden höhere Fördersätze

unterstellt als derzeit gemäß EEG vorgesehen (Abb. 5.4).

17

EWI/EEFA


18

Abbildung 5.4: Index Degression der Vergütungssätze Neuanlagen: Wind Onshore und

Offshore – Szenarien I, III und derzeitiges EEG

Index (2005 = 100)

Quelle: EWI/EEFA

EWI/EEFA

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario I: Wind Onshore 100% 88% 81% 79% 77% 77%

Szenario I: Wind Offshore 100% 87% 75% 66% 60% 56%

Szenario III: Wind Onshore 100% 89% 84% 84% 84% 86%

Szenario III: Wind Offshore 100% 89% 78% 71% 66% 63%

EEG: Wind Onshore 100% 84% 70% 59% 49% 41%

EEG: Wind Offshore 100% 87% 50% 42% 35% 29%

Abbildung 5.5: Index Degression der Vergütungssätze Neuanlagen: Biomasse und

Fotovoltaik – Szenarien I, III und derzeitiges EEG

Index (2005 = 100)

Quelle: EWI/EEFA

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario I: Biomasse 100% 88% 78% 70% 64% 58%

Szenario I: Fotovoltaik 100% 75% 60% 49% 40% 34%

Szenario III: Biomasse 100% 89% 83% 76% 72% 67%

Szenario III: Fotovoltaik 100% 77% 64% 55% 47% 42%

EEG: Biomasse 100% 88% 78% 69% 60% 53%

EEG: Fotovoltaik 100% 75% 54% 38% 26% 18%


Die Szenarien II und IIa unterstellen ein wettbewerbliches Integrationsmodell für

Erneuerbare Energien im EU-Strombinnenmarkt. Aufgrund der Dauer des politischen

Implementierungsprozesses und des Bestandsschutzes unter dem EEG greift das neue Modell

erst nach 2015. Die Quoten für die Stromerzeugung aus Erneuerbaren in Europa betragen

22% in 2020 und 27% in 2030. Die sich einstellenden EE-Anteile in Deutschland hängen ab

von Standortqualitäten, Strompreisen und sich in Europa bildenden Preisen für Grünstrom-

zertifikate.

5.5 Kraft-Wärme-Kopplung

In Szenario I wird eine Fortschreibung des KWK-Mod-G unterstellt, diese beinhaltet:

• ein Auslaufen der Förderung für Bestandsanlagen,

• die Förderung von Modernisierung und Neubau (gekoppelt an Effizienz bzw. PE-

Einsparung gemäß EU-KWK-RL) unter Beibehaltung der Umlagesystematik,

• Einstiegsförderhöhen von 2ct/kWh für Anlagen 2MWel,

jeweils mit einer Degression: 0,1 ct / Jahr ab Dauerbetrieb.

In Szenario II und IIa wird ein Auslaufen der KWK-Förderung angenommen, in Szenario III

eine Verdopplung der KWK-Stromerzeugung bis 2030.

5.6 Kernenergiepolitik

In den Szenarien I und III wird am Kernenergieausstieg in Deutschland festgehalten:

Beschränkung auf eine kumulierte Stromerzeugung ab dem 1.1.2000 auf 2.623 TWh. In den

Szenarien II und IIa wird die Kernenergienutzung nicht beschränkt.

Für die übrigen Länder Europas wird in allen Szenarien die derzeitige Kernenergiepolitik

beibehalten. In Finnland, Frankreich, Großbritannien und Tschechien werden neue

Kernkraftwerke errichtet bzw. dürfen errichtet werden. In den Niederlanden und der Schweiz

sind Laufzeitverlängerungen anvisiert. In Belgien und Spanien gibt es einen

Ausstiegsbeschluss bzw. Zubaumoratorium. In Luxemburg, Österreich, Italien, Polen und

Portugal befinden sich keine KKW und sind keine KKW in Planung.

19

EWI/EEFA


20

5.7 Technisch-ökonomische Parameter der Stromerzeugung

Die verwendeten Kraftwerksparameter berücksichtigen die Studie des Bremer Energieinstituts

(2004), die Energiewirtschaftliche Referenzprognose (EWI/prognos 2005), Daten des VGB

sowie Unternehmensdaten. Stand der Technik sind Kohlenstaubfeuerung mit Wirkungsgraden

für Braunkohle- und Steinkohlekraftwerke von 43% bzw. 45% (typische Jahresmittel). Bis

2020 können durch neuartige Werkstoffe auf Nickelbasis sowie zusätzliche Anlagen-

optimierung Wirkungsgrade von 47-51% (Braunkohle) bzw. 51-52% (Steinkohle) erreicht

werden. Bei Erdgas-GuD-Prozessen sind durch höhere Gasturbineneintrittstemperaturen und

höhere Kompressionsverhältnisse Wirkungsgradsteigerungen bis zu 63% in 2030 erreichbar.

Tabelle 5.1: Wirkungsgrade in der Stromerzeugung

EWI/EEFA

BSZ (%) (2 MW) % % 58 65

BSZ (%) (0,3 MW) % % 50 52

BSZ (%) (0,01 MW) % % 35 40

Quelle: EWI/EEFA

Tabelle 5.2: Kostenparameter der Kondensationsstromerzeugung

Steinkohle Braunkohle Erdgas-GuD Gasturbine Kernenergie

Investkosten (€/kWel) 1,200 1,350 650 400 2,100

variable Kosten (€/MWhel) 1 1 0.7 0.1 2*

fixe Kosten (€/MWa) 20,000 25,000 15,000 8,000 70,000

Finanzierungsdauer (a) 20 20 17 15 25

techn. Lebensdauer (a) 45 45 30 25 45

* inkl Brennstoffkosten liegen die variablen Kosten der Kernenergie bei 12,5 €/MWhel

Quelle: EWI/EEFA

2005 2010 2020 2030

Steinkohle-KW (%)

Neuanlage (800 MW) 45 45 51 52

Braunkohle (%)

Neuanlage (1.000 MW) 43 43 47 51

Erdgas (GUD) (%)

Neuanlage (2 x 400 MW) 58 58 61 63

BHKW (%) (2 MW) 42 43 44 45

BHKW (%) (0,3 MW) 36 37 38 39

BHKW (%) (0,6 MW) 31 32 33 34

Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung werden im Modell nach Versorgungsaufgabe, Techno-

logie und Größenklasse differenziert. Es werden neun KWK-Referenzfälle der Wärmenach-

frage im Bereich der Fernwärme, Industrie und Objektversorgung unterschieden.


Tabelle 5.3: Wärmeseitige Definition der KWK-Referenzfälle

Art des

Wärmeversorgungsgebietes

Fernwärme

Industrie

Objektversorgungen

Quelle: EWI/EEFA

Höchstlast

Wärme

(MW th)

Benutzungsstunden

Wärme (h)

Jährlicher

Wärmebedarf

(GWh)

21

Typische

Kraftwerksgröße

(MW el)

groß 450 2900 1305 220

mittel 195 2650 517 90

klein 45 2300 104 5

groß 300 5500 1650 220

mittel 125 5250 656 90

klein 20 5000 100 8

groß 3 2200 6,6 2

mittel 1,5 2800 4,2 0,3

klein 0,09 2200 0,2 0,01

Tabelle 5.3 enthält Kostenparameter von KWK-Anlagen in großen Fernwärmegebieten. Diese

Anlagen sind durch geringere Blockgrößen und einen komplexeren Anlagenaufbau

gekennzeichnet als vergleichbare Kondensationskraftwerke. Hieraus ergeben sich höhere

spezifische Investitionskosten und höhere fixe (Betriebs-) Kosten.

Tabelle 5.3: Kostenparameter ausgewählter KWK-Technologien: 220 kWel,

Fernwärmeversorgung

Steinkohle Erdgas-GuD Steinkohle Erdgas-GuD

Gegendruck Gegendruck Entnahmekondensation

Entnahmekondensation

Investitionskosten (€/kWel) 1762 709 1800 748

Variable Kosten (€/MWhel) 1.0 0.7 1.0 0.7

Fixe Kosten (€/MWa) 39440 23757 40190 24771

Finanzierungsdauer (a) 20 17 20 17

Technische Lebensdauer (a) 45 35 45 35

Quelle:EWI/EEFA sowie Informationen von Unternehmen des Kraftwerksbaus und EVU

Ebenso verfügen KWK-Anlagen mit ihrer geringeren Blockgröße über niedrigere elektrische

Wirkungsgrade als vergleichbare Kondensationskraftwerke (Tabelle 5.4). Für Anlagen mit

Entnahmekondensationsturbine sind elektrische Wirkungsgrade ohne Wärmeauskopplung

angegeben. Durch Wärmeauskopplung reduziert sich die elektrische Leistung in Abhängigkeit

von der Stromverlustzahl. Für KWK-Anlagen zur Fernwärmeversorgung wird eine

EWI/EEFA


22

Stromverlustzahl von 0,18 MWel/MWth unterstellt. Für industrielle KWK gilt ein Wert von

0,29. Anlagen mit Gegendruckturbine haben keinen Stromverlust durch Wärmeauskopplung.

Deshalb ist ihr elektrischer Wirkungsgrad unabhängig von der Wärmeerzeugung.

Tabelle 5.4: Elektrische Wirkungsgrade ausgewählter KWK-Technologien: 220 kWel,

Fernwärmeversorgung

Gegendruck

EWI/EEFA

2005 2010 2020 2030

Steinkohle 32 32 38 39

Erdgas-GuD 47 47 50 52

Entnahmekondensation

Steinkohle 41 41 46 47

Erdgas-GuD 53 53 56 58

Quelle:EWI/EEFA sowie Informationen von Unternehmen des Kraftwerksbaus und EVU

Die Abbildung der KWK berücksichtigt Gutschriften für vermiedene Netznutzung, die

Kostenvorteile der Stromeinspeisung in (dem Höchstspannungsnetz) nachgelagerte

Netzebenen reflektieren. Es wird berücksichtigt, dass KWK-Strom in Abhängigkeit vom

Referenzfall teils in Arealnetzen verbraucht oder ins öffentliche Netz eingespeist wird. Die

Höhe der vermiedenen Netzentgelte wird orientiert an der früheren VVII+ samt Ergänzungen

bestimmt. Wärmegutschriften berücksichtigen die Systemkosten bei der Einsatzentscheidung

zwischen Heizkraftwerk oder Heizwerk/Spitzenkessel. Sie orientieren sich an den variablen

Kosten eines Erdgas befeuerten Heizwerks (Wirkungsgrad 90%).

Annahmen zu C02 Sequestrierung und Speicherung finden sich im Schwerpunkt 9.7 (CO2-

Sequestrierung und –Speicherung) auf Seite 176.

5.8 Kraftwerksprojekte in Planung

Der Kraftwerkszubau in den Szenarien wird grundsätzlich durch das Modell bestimmt.

Kraftwerksprojekte, deren Planungsstand jedoch bereits so weit fortgeschritten ist, dass deren

Realisierung als sicher anzusehen ist, werden dem Modell wie Bestandsanlagen vorgegeben.

Hiermit handelt es sich bis 2012 annahmegemäß um eine Erzeugungsleistung von rd. 14 GW,

wovon rd. 7 GW auf Steinkohlekraftwerke, 3 GW auf Braunkohlekraftwerke, 0,5 GW auf

Gasturbinen und 3 GW auf Gas-GuD-Kraftwerke entfallen.


5.9 Stromnetze

Der Ausbau der grenzüberschreitenden Kuppelleitungskapazitäten des Elektrizitätsnetzes

erfolgt gemäß des Vorhabens „Transeuropäische Netze Elektrizität“ (TEN-E) bis 2013.

Danach wird von einer leichten Zunahme der Übertragungskapazitäten durch Verstärkung

von Kabeln/Trafos etc. ausgegangen. Für das innerdeutsche Netz wird im Rahmen der

Szenarien unterstellt, dass bis 2030 keine Engpässe auftreten. Für den Transport von Wind-

strom benötigte zusätzliche Leitungen werden zeitgerecht errichtet.

5.10 Technisch-ökonomische Parameter zum Energieverbrauch

Von spezifischen Merkmalen einzelner Verbrauchskategorien abstrahiert errechnet sich der

Energieverbrauch stets aus der Multiplikation einer Ausstattungs-, einer spezifischen

Verbrauchs-, und einer Auslastungs- bzw. Nutzungskomponente. Die erste Komponente

charakterisiert den zu einem bestimmten Zeitpunkt vorhandenen Kapitalstock, die zweite die

technische Beschaffenheit der Kapitalgüter, die dritte die ökonomisch bestimmte Nutzung.

Der Kapitalstock zu einem bestimmten Zeitpunkt setzt sich aus den Investitionen der

Unternehmen bzw. den Güterkäufen der privaten Haushalte der voraufgegangenen Perioden

zusammen, wobei die technisch-ökonomischen Parameter in Form von Wirkungsgraden oder

spezifischen Energieeinsätzen an die jeweiligen Investitionsjährgänge angehängt sind. Dieser

technikbasierte Erklärungsansatz wird nicht nur für die energieintensiven Prozesse der

industriellen Produktion, sondern auch im Verkehrsbereich, im Gebäude- und Wohnungs-

bereich und in wichtigen Stromanwendungen im Haushaltsbereich verwendet. Effizienz-

verbesserungen, die eine Veränderung der Technik voraussetzen, können nach dieser Modell-

vorstellung nur über Investitionen wirksam werden.

Die technisch-ökonomischen Parameter selbst sind entweder ausschließlich durch die

eingesetzte Technik determiniert oder eine Mischung aus technischen, verhaltensbedingten

oder politisch gesetzten Einflussfaktoren. Die erste Gruppe der ausschließlich technisch

determinierten Parameter ist konsequenterweise unabhängig von Minderungszielen und

Energiepreisentwicklungen und deshalb in allen Szenarien identisch. Dazu gehören insbe-

sondere die spezifischen Energieeinsätze in den energieintensiven Produktionsprozessen der

Stahl-, Ne-Metall-, Zement-, Glas-, Papier- und chemischen Grundstoffproduktion. Von den

übrigen Parametern wird ein Teil vor allem von den Preisverhältnissen beeinflusst; dazu

gehören die spezifischen Strom- und Wärmeverbräuche in den energiextensiven industriellen

23

EWI/EEFA


24

Produktionsprozessen und in einigen Sektoren des Handels, des Gewerbes und der Dienst-

leistungen. Um den Einfluss der Preise in diesen Bereichen angemessen abbilden zu können,

werden die spezifischen Verbräuche nach Strom und Wärme unterschieden. Unterschiedliche

Minderungsvorgaben haben nur dann einen Einfluss auf diese Parameter, wenn sie das

Preisgefüge verändern. Die dritte Gruppe von Parametern unterliegt neben technischen und

wirtschaftlichen Faktoren auch dem Einfluss der Politik und ist damit zusätzlich noch

abhängig von den Minderungsvorgaben in den jeweiligen Szenarien. Dazu gehören vor allem

die spezifischen Verbräuche der neu zugelassenen Pkw, die Energiestandards von Neubauten

und grundlegend modernisierten Altbauten und von neuen stromverbrauchenden

Haushaltsgeräten. Diese Parameter variieren mit den Minderungsvorgaben und dem

gewählten Energiepreispfad, können demnach in allen untersuchten Szenarien unterschiedlich

ausfallen.

EWI/EEFA


6 Szenarienergebnisse

Wir charakterisieren wesentliche Ergebnisse der untersuchten Politikszenarien:

• Preise für CO2-Zertifikate

• Entwicklung der Stromerzeugung

• Strompreise auf Großhandels- und Endverbraucherebene

• Energieeffizienz auf der Nachfrageseite (Industrie, Haushalte, GHD, Verkehr)

• Primärenergieverbrauch und Importabhängigkeit

• Entwicklung der Treibhausgasemissionen

• Sektorale Produktions- und Beschäftigungseffekte

6.1 Preise für CO2-Zertifikate

Die Preise für CO2-Emissionsrechte bilden sich auf dem europäischen Markt. Sie sind ein

maßgeblicher Indikator für die „Schärfe“ der Klimapolitik auf EU-Ebene. Neben den EU-

weiten Emissionsminderungsvorgaben sowie den Vorgaben zur Nutzung der Flexiblen

Mechanismen (JI/CDM) sind sie durch weitere Energiepolitiken (Energieeffizienz, Förderung

erneuerbarer Energien in Europa, Kernenergiepolitik) und die unterstellten

Brennstoffpreisentwicklungen bestimmt.

Im Falle hoher Öl- und Gaspreise steigen die realen CO2-Preise in den Szenarien von 15-20

€(2005)/t im Jahr 2010 auf 36-46 €(2005)/t im Jahr 2030. Im Niedrigpreisfall liegen sie

anfangs etwas tiefer und erreichen bis 2030 Werte von 27-35 €(2005)/tCO2 (Abb. 6.1).

Abbildung 6.1: Reale CO2-Preise in Szenarien, Preisbasis 2005, Hochpreis (links),

Niedrigpreis (rechts)

EURO(2005) je t/CO2

50

40

30

20

10

0

Szenario I 20 22 37 43 46

Szenario II 19 20 36 36 39

Szenario IIa 19 24 31 33 36

Szenario III 15 24 34 40 42

Quelle: EWI/EEFA

2010 2015 2020 2025 2030

EURO(2005) / tCO2

40

30

20

10

0

2010 2015 2020 2025 2030

Szenario I 15 18 22 28 35

Szenario II 15 16 21 26 32

Szenario IIa 15 16 19 24 27

Szenario III 12 15 24 29 34

25

EWI/EEFA


26

Die CO2-Preise steigen in allen Szenarien infolge schärfer werdender Minderungsanforde-

rungen an. Das Ausmaß des Anstiegs ist uneinheitlich, da sich die verschiedenen Einfluss-

faktoren (EU-CO2-Cap, Allokationsmethode, Kernenergie, Erneuerbare) brennstoffpreisab-

hängig mit unterschiedlichem Gewicht auf die CO2-Preise auswirken. Im Bereich höherer

CO2-Preise (>25€/t) kann es nach 2020 szenarienabhängig zu einem Abflachen der Preiskurve

durch wirtschaftliche Verfügbarkeit von CCS-Technologie kommen.

Die CO2-Preise liegen in Szenario II etwas tiefer als in Szenario I. Hauptgrund ist die

vermehrte CO2-freie Stromerzeugung aus Kernenergie, die bei unveränderten Minderungs-

zielen den CO2-Preis etwas entlastet. In Szenario II liegen die CO2-Preise etwas höher als in

IIa, da die kostenfreie CO2-Zuteilung in Szenario II Energieträger mit höherer CO2-Intensität

(gegenüber IIa mit Auktionierung) begünstigt, wodurch sich die CO2-Grenzvermeidungs-

kosten im Handelssystem leicht erhöhen. In Szenario III liegen die CO2-Preise trotz schärferer

Minderungsziele teilweise tiefer als in Szenario I. Dies ist durch den EU-weit stärkeren

Ausbau der Erneuerbaren in Szenario III bedingt, wodurch die CO2-Preise (nicht jedoch die

Gesamtkosten der CO2-Minderung) entlastet werden.

Insgesamt zeigt sich, dass die Emissionsminderungsvorgaben des Europäischen Rates vom

März 2007 (-20% THG-Minderung bis 2020 ggü. 1990) teils erhebliche CO2-Preise und

-Preisanstiege erwarten lassen. Diese Anstiege der CO2-Preise führen im Rahmen der

Szenarien bis 2030 teils zu erheblichen Veränderungen im deutschen Stromerzeugungsmix.

Weitere Ausführungen zu CO2-Marktmechanismen und Detailregelungen in der Ausge-

staltung der Nationalen Allokationspläne finden sich im Schwerpunktthema „Wirkungs-

mechanismen des europäischen Emissionshandelssystems“ (Kapitel 10).

6.2 Stromerzeugung

Die Szenarienergebnisse für die Stromerzeugung hängen sensibel von den unterstellten

Brennstoffpreisentwicklungen und den sich einstellenden CO2-Preisen ab. Dies gilt vor allem

für die Konkurrenz zwischen Kohlen und Gas in der Verstromung. Aus diesem Grund wurde

für alle Szenarien im Sinne einer Ergebnisbandbreite eine Variante mit höheren („Hochpreis“)

und eine mit niedrigeren Öl- und Gaspreisen („Niedrigpreis“) gerechnet. Die Kohlepreise

bleiben hierbei unverändert, so dass zugleich eine relevante Bandbreite für den Gas-Kohle-

Preisspread abgedeckt wird. Da die Erzeuger ihre Kraftwerksportfolios diversifizieren, um

EWI/EEFA


sich gegen unsichere Brennstoffpreisentwicklungen abzusichern, wird der wahrscheinlichste

Erzeugungsmix für ein Politikszenario innerhalb der errechneten (Hochpreis-Niedrigpreis-)

Ergebnisbandbreite liegen. Dies ist bei der Interpretation der nachfolgenden Ergebnisse zu

berücksichtigen. Momentan sprechen die Terminmärkte – wenn auch nur beschränkt liquide –

eher für Preiserwartungen im Bereich der Hochpreisvarianten.

27

EWI/EEFA


28

Abbildung 6.2: Nettostromerzeugung und CO2-Emissionen der Stromerzeugung in den

Szenarien 2020 (oben), 2030 (unten); Hochpreis (links), Niedrigpreis

(rechts)

TWh

TWh

650

600

550

500

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

-50

650

600

550

500

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

-50

Quelle: EWI/EEFA

EWI/EEFA

Hochpreis

Stromerzeugung 2020 in TWh

Jahr 2020

2005 I II II a III I II II a III

Niedrigpreis

Stromerzeugung 2030 in TWh

Jahr 2030

Jahr 2030

2005 I II II a III I II II a III

Hochpreis

Niedrigpreis

350

325

300

275

250

225

200

175

150

125

100

75

50

25

0

-25

350

325

300

275

250

225

200

175

150

125

100

75

50

25

0

-25

Mio. t CO2 CO2

Mio. t CO2 CO2

Wasser

Mineralöl

Erdgas

Erdgas KWK

Steinkohle

Steinkohle KWK

Steinkohle CCS

Braunkohle

Braunkohle KWK

Braunkohle CCS

Kernenergie

Müll + Sonstige

Sonstige EE

Wind

Importe - Exporte

Verbrauch PS

CO2 Ausstoß

Wasser

Mineralöl

Erdgas

Erdgas KWK

Steinkohle

Steinkohle KWK

Steinkohle CCS

Braunkohle

Braunkohle KWK

Braunkohle CCS

Kernenergie

Müll + Sonstige

Sonstige EE

Wind

Importe - Exporte

Verbrauch PS

CO2 Ausstoß


Szenarien übergreifend lassen sich zur Entwicklung der Stromerzeugung in Deutschland bis

2030 folgende Tendenzen feststellen:

- In allen Szenarien steigt der Anteil der erneuerbaren Energien (EE) an der

Stromerzeugung stark an. Der Anstieg basiert vorwiegend auf Windenergie (onshore

und offshore) und Biomasse (in der Grafik unter „Sonstige EE“).

- Insbesondere die Einspeisung von Strom aus Windenergie ist mit Rückwirkungen auf

das konventionelle Erzeugungssystem verbunden: Die nach EE-Einspeisung verblei-

bende, vom konventionellen Kraftwerkspark abzufahrende residuale Last weist eine

zunehmend volatile und stochastische Struktur auf, wodurch sich die durchschnittliche

Auslastung der Kraftwerke vermindert. Hierdurch gewinnen tendenziell flexiblere

(Erdgas-) Kraftwerke an Bedeutung und die Kosten der Stromerzeugung steigen.

- Aufgrund dieser Integrationskosten der erneuerbaren Energien ist eine auf Null

zurückgehende EEG-Umlage (basierend auf Nettofördervolumen = Einspeise-

vergütungen abzgl. Base-Preis) nicht hinreichend für die Wirtschaftlichkeit der EE.

Zusätzlich ist zu berücksichtigen, dass die Netzentgelte durch nötige Netzausbauten

und erhöhten Bedarf an Regelenergie ansteigen. Die Entwicklung der Erneuerbaren

bleibt bis 2030 in allen Szenarien überwiegend durch staatliche Förderung bedingt.

Um den EE-Anteil langfristig auf über 20% zu erhöhen, wären höhere Vergütungs-

sätze bzw. eine geringere Degression der Sätze erforderlich als gemäß derzeitigem

EEG vorgesehen.

- Die höchste Windkraftkapazität ist mit rd. 45.000 MW in Szenario III installiert. Bei

dieser Leistung werden unter den getroffenen Annahmen technische Grenzen der

Integrierbarkeit fluktuierender Erzeugung erreicht: Aus Gründen der Netzstabilität –

insbesondere der Erfordernis der Bereitstellung negativer Minutenreserve – müssen in

diesem Szenario bis zu knapp jeder fünften MWh Windstromerzeugung abgeschaltet

werden, sofern nicht zusätzliche Flexibilitäten im Elektrizitätssystem in Form von

(z.B. Druckluft-) Stromspeichertechnologien, verschiebbaren Lasten oder grenzüber-

schreitendem Stromaustausch im europäischen Markt verfügbar sein werden. In

diesem Zusammenhang sind weitergehende Untersuchungen erforderlich.

29

EWI/EEFA


30

- Insbesondere in den Niedrigpreisvarianten der Szenarien nimmt der Anteil des

EWI/EEFA

Erdgases an der Stromerzeugung deutlich zu. Dieser Zuwachs beruht zum einen auf

Gas-GuD-Kondensationskraftwerken, zum anderen auf Kraft-Wärme-Kopplungs-

anlagen. Die Ausweitung der KWK-Stromerzeugung erfolgt vorwiegend an großen

Fernwärme- und Industriestandorten marktgetrieben im Zuge des Ersatzes alter

kohlegefeuerter Anlagen durch neue gasgefeuerte KWK-Anlagen mit deutlich höherer

Stromkennziffer (Verhältnis von Strom- zu Wärme-Output) auf Basis einer stagnie-

renden oder gar leicht rückläufigen Wärmenachfrage.

- Außerdem kommt es zu einem Zubau dezentraler Blockheizkraftwerke unter

Erschließung zusätzlicher Wärmesenken, das jedoch überwiegend einer staatlichen

Förderung bedarf.

- Der vor allem in den Niedrigpreisszenarien auftretende Erdgasmehrbedarf in der

Verstromung wird teilweise kompensiert durch Gaseinsparungen im Wärmesektor. Im

Szenario mit maximalem Zuwachs der Erdgasverstromung (Sz. I Niedrigpreis) steigt

der Gasverbrauch in Deutschland bis 2030 gegenüber 2005 insgesamt um gut ein

Drittel (vgl. Abschnitt 3.5, Primärenergieverbrauch).

- In den Hochpreisvarianten der Szenarien bleibt der Gaseinsatz in der Verstromung

vergleichsweise begrenzt. Der Wettbewerb zwischen anderen Brennstoffen und

Technologien kommt stärker zum Tragen. Unter den getroffenen Annahmen sind dies

insbesondere i) die Kernenergie, für die es in Szenario II/IIa keine politischen

Restriktionen gibt, ii) Braunkohle ohne und mit CO2-Abtrennung und Speicherung

(CCS) und iii) Steinkohle mit CCS.

- Braunkohle weist im Vergleich zur Steinkohle in den Szenarien einen wirtschaftlichen

Vorteil auf. Dieser beruht mit darauf, dass für die kommenden 2-3 Dekaden keine

neuen Braunkohlegruben aufgeschlossen werden müssen, um eine Braunkohlen-

förderkapazität von maximal 50 Mio tSKE/a aufrecht zu erhalten. Die bereits offenen

Gruben bedeuten einen merklichen Kostenvorteil, der die CO2-bedingten Mehrkosten

der Braun- gegenüber der Steinkohle selbst bei vergleichsweise hohen CO2-Preisen

überkompensiert. Dies betrifft den Einsatz bestehender Braunkohlekraftwerke, den

Zubau neuer Anlagen und in den Hochpreis-Varianten der Szenarien ab 2020 das


Eindringen der CCS-Technologie in den Markt, die unter Kostengesichtspunkten

zuerst für Braunkohle und dann für Steinkohle zu erwarten ist. Hierbei wird

unterstellt, dass für gespeicherte CO2-Mengen der Nachweis von Zertifikaten entfällt

und sich die Abgabepflicht nur auf die Restemission erstreckt

- In allen Szenarien mit Kernenergieausstieg in Deutschland (Hochpreis und

Niedrigpreis-Varianten der Szenarien I und III) kommt es im benachbarten Ausland

(in Frankreich, Großbritannien und Tschechien) zu einer Ausweitung der Strom-

erzeugung aus Kernenergie. Diese Ausweitung beträgt gegenüber Status Quo im Falle

niedriger Energiepreise 54 bzw. 80 TWh (Szenario I bzw. III), im Falle hoher

Energiepreise 96 bzw. 220 TWh (Szenario I bzw. III). Hiermit verbunden ist in diesen

Szenarien eine Tendenz zu vermehrten Stromimporten nach Deutschland und ver-

minderten Stromexporten.

- Die Tendenz einer Verschiebung des Stromaustauschsaldos in Richtung zunehmender

Stromimporte in den Szenarien mit Kernenergieausstieg in Deutschland wird

überlagert durch eine gegenläufige Tendenz in Richtung zunehmender Stromexporte:

In windstarken Schwachlastzeiten muss zunehmend Strom exportiert werden. Hierbei

wurde vorausgesetzt, dass das angrenzende Ausland die in diesen Stunden des Jahres

in Deutschland nicht benötigten Strommengen aufnehmen kann. In diesem

Zusammenhang sind weiter gehende Analysen erforderlich.

31

EWI/EEFA


32

Tabelle 6.1: Szenario I – Nettostromerzeugung, Nettokapazitäten, Volllaststunden und

CO2-Emissionen. Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)

Nettostromerzeugung in TWh

EWI/EEFA

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Verbrauch PS -9,5 -9,3 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0

Importe - Exporte -8,5 4,6 8,0 17,3 23,2 21,4 -1,6 0,3 0,8 -1,4 -11,5

Wasser 28,5 29,1 30,4 30,7 30,7 30,7 28,9 30,4 30,7 30,7 30,7

Wind 27,3 40,4 51,9 64,3 78,0 87,2 40,4 51,9 64,3 78,0 87,2

Sonstige EE 15,6 23,0 30,7 37,8 43,1 47,0 23,0 30,7 37,8 43,1 47,0

Müll + Sonstige 11,5 12,4 13,2 14,0 14,0 14,1 12,4 13,2 14,0 14,0 14,1

Kernenergie (1) 154,6 126,0 94,0 43,5 6,8 0,0 126,0 94,0 43,5 6,8 0,0

Braunkohle 141,6 153,5 181,3 195,7 200,0 200,3 142,6 166,9 156,9 115,9 82,8

davon KWK (2) n.a. 10,5 11,5 10,6 2,5 1,6 0,8 0,8 0,7 0,1 0,0

davon CCS 0,0 0,0 0,0 7,1 20,3 29,7 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Steinkohle 123,1 128,3 86,9 66,5 49,8 41,7 84,8 59,0 52,6 23,3 5,8

davon KWK (2) n.a. 23,1 12,7 12,0 11,1 9,7 3,6 6,2 5,9 3,9 0,0

davon CCS 0,0 0,0 0,0 6,8 11,5 11,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Erdgas 68,4 57,0 66,1 99,1 120,3 123,4 113,2 119,2 175,1 261,4 313,0

davon KWK (2) n.a. 22,0 29,9 48,1 69,1 70,9 61,6 67,9 91,4 102,4 116,8

Mineralöl 10,7 8,7 8,1 7,8 7,4 6,7 8,7 8,1 7,8 7,4 6,6

Insgesamt 563,3 573,9 561,7 567,6 564,2 563,3 569,5 564,8 574,4 570,0 566,6

Nachrichtlich:

Erneuerbare Energien 63,0 85,2 105,7 125,4 144,4 157,4 85,2 105,7 125,4 144,4 157,4

Nettokapazitäten in GW

Wasser 12,1 12,2 12,5 12,5 12,5 12,5 12,2 12,5 12,5 12,5 12,5

Lauf-, Speicherwasser (3) 5,4 5,5 5,8 5,8 5,8 5,8 5,5 5,8 5,8 5,8 5,8

Pumpspeicher 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7

Wind 18,4 24,2 28,1 32,4 35,8 37,4 24,2 28,1 32,4 35,8 37,4

Sonstige EE 3,9 7,5 10,0 11,6 12,3 12,0 7,5 10,0 11,6 12,3 12,0

Müll + Sonstige 3,1 3,2 3,3 3,5 3,5 3,5 3,2 3,3 3,5 3,5 3,5

Kernenergie 20,4 16,5 13,3 6,7 1,3 0,0 16,5 13,3 6,7 1,3 0,0

Braunkohle 20,4 20,8 24,6 28,3 32,8 32,9 19,5 23,1 22,3 19,0 17,1

davon KWK (2) n.a. 1,5 1,7 1,7 0,4 0,3 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

davon CCS 0,0 0,0 0,0 1,0 3,0 4,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Steinkohle 27,2 26,2 23,2 19,5 14,3 12,0 22,3 22,1 19,3 11,7 9,0

davon KWK (2) n.a. 3,9 2,2 2,2 2,1 1,9 0,6 1,1 1,1 0,8 0,0

davon CCS 0,0 0,0 0,0 1,0 1,5 1,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Erdgas 18,3 14,8 19,2 23,5 28,7 33,6 21,8 23,9 32,5 49,5 62,7

davon KWK (2) n.a. 4,6 9,8 13,6 18,2 23,0 10,7 14,1 18,3 23,7 31,6

Gasturbinen 3,1 2,8 1,8 1,4 1,3 1,3 2,5 1,6 1,2 1,2 2,3

Mineralöl 5,2 4,0 3,6 3,4 3,3 3,0 4,1 3,6 3,5 3,2 3,0

Insgesamt 132,1 132,1 139,8 142,9 145,9 148,2 133,7 141,5 145,5 150,0 159,5

durchschnittliche Volllaststunden h/a

Wasser 2522 2536 2553 2556 2556 2556 2524 2553 2556 2556 2556

Lauf-, Speicherwasser (3) 4074 4126 4185 4190 4190 4190 4126 4185 4190 4190 4190

Pumpspeicher 970 946 922 922 922 922 922 922 922 922 922

Wind 1484 1673 1845 1986 2179 2334 1673 1845 1986 2179 2334

Sonstige EE 3988 3062 3084 3245 3513 3904 3062 3084 3245 3513 3904

Müll + Sonstige 4713 4816 4869 4930 4979 5031 4816 4869 4930 4979 5031

Kernenergie 7578 7661 7050 6500 5107 0 7661 7050 6500 5107 0

Braunkohle (4) 6941 7374 7371 6904 6102 6083 7322 7242 7039 6092 4850

Braunk. KWK (2) n.a. 7074 6962 6391 5623 5836 6998 7125 5878 1237 18

Braunk. CCS % % % 7129 6767 6986 % % % % %

Steinkohle (4) 4526 4891 3746 3416 3482 3467 3797 2667 2721 1985 644

Steink. KWK (2) n.a. 5912 5795 5583 5323 5172 5819 5681 5535 4970 0

Steink. CCS % % % 7129 6767 6986 % % % % %

Erdgas (4) 3196 3240 3137 3969 4001 3532 4655 4683 5203 5163 4818

Erdgas KWK (2) n.a. 4781 3044 3537 3795 3085 5770 4826 4981 4322 3693

Mineralöl 2058 2212 2246 2274 2210 2248 2147 2273 2241 2282 2179

Insgesamt 3953 4444 4174 4142 3956 3523 4521 4342 4259 3611 2506

CO2-Emissionen der Stromerzeugung in Mio t

Szenario I - Oberere Gaspreisvariante Szenario I - Untere Gaspreisvariante

Braunkohle 168,5 158,9 171,7 169,9 154,9 146,2 151,2 161,3 150,0 106,0 73,7

Steinkohle 110,0 102,8 62,6 41,7 26,2 20,5 68,9 43,2 38,7 16,2 4,3

Erdgas 25,6 17,5 21,2 29,1 33,3 33,6 35,3 35,8 50,5 76,7 91,3

Mineralöl 7,1 5,8 5,4 5,2 4,9 4,4 5,8 5,4 5,2 4,9 4,4

Insgesamt (5) (6) 311,2 285,0 260,8 245,8 219,2 204,7 261,2 245,7 244,4 203,9 173,7

1) Für 2015 und 2020 monatsscharfe Auflösung der Produktion der Kernkraftwerke 5) Inkl. Emissionen der Stromerzeugung aus KWK

2) Stromerzeugung aus wärmegeführten KWK-Anlagen, Daten für 2005 nicht verfügbar 6) Nachrichtlich: CO2-Emissionen der

3) Inkl. Anlagen < 1MW Kraftwerke 1990 (ohne KWK): 353,6 (DIW 2004)

4) Kond.-Anlagen incl. stromgeführter Kraftwärmekopplung und CCS Werte für 2005 teilweise geschätzt

KWK: Stromerzeugung aus wärmegeführten KWK-Anlagen. KWK-Stromerzeugung gemäß FW308 in Tabelle 11.

Quelle: EWI/EEFA


Tabelle 6.2: Szenario II – Nettostromerzeugung, Nettokapazitäten, Volllaststunden und

CO2-Emissionen. Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)

Nettostromerzeugung in TWh

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Verbrauch PS -9,5 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0

Importe - Exporte -8,5 3,8 3,6 -9,2 -17,6 -21,8 -3,9 -5,0 -6,3 -14,7 -16,4

Wasser 28,5 28,9 30,4 30,7 30,7 30,7 28,9 30,4 30,7 30,7 30,7

Wind 27,3 38,4 47,5 56,8 65,3 71,7 38,4 47,5 56,8 65,3 71,7

Sonstige EE 15,6 22,5 28,1 30,9 32,2 32,5 22,5 28,1 30,9 32,2 32,5

Müll + Sonstige 11,5 12,4 13,2 14,0 14,0 14,1 12,4 13,2 14,0 14,0 14,1

Kernenergie (1) 154,6 155,8 155,8 155,8 155,8 167,7 155,8 155,8 155,8 155,4 154,7

Braunkohle 141,6 152,3 174,7 157,4 183,7 171,2 139,1 131,3 114,5 78,2 60,4

davon KWK (2) n.a. 11,3 12,9 12,3 17,0 15,9 0,9 0,9 0,7 0,6 0,1

davon CCS 0,0 0,0 0,0 7,6 23,2 23,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Steinkohle 123,1 109,5 73,3 56,0 36,7 30,6 83,9 60,0 47,0 23,3 12,4

davon KWK (2) n.a. 21,8 13,5 12,8 12,2 10,6 3,6 6,2 6,0 5,4 0,0

davon CCS 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Erdgas 68,4 39,6 31,7 59,6 49,9 55,0 94,6 103,1 117,5 172,8 195,2

davon KWK (2) n.a. 11,1 6,7 27,0 25,5 32,6 57,8 61,3 76,9 87,0 106,1

Mineralöl 10,7 8,5 7,7 7,1 6,7 6,0 8,6 7,5 7,0 6,9 6,1

Insgesamt 563,3 562,7 557,0 549,9 548,3 548,6 571,3 562,8 558,9 555,1 552,3

Nachrichtlich:

Erneuerbare Energien 63,0 82,6 98,7 111,0 120,8 127,4 82,6 98,7 111,0 120,8 127,4

Nettokapazitäten in GW

Wasser 12,1 12,2 12,5 12,5 12,5 12,5 12,2 12,5 12,5 12,5 12,5

Lauf-, Speicherwasser (3) 5,4 5,5 5,8 5,8 5,8 5,8 5,5 5,8 5,8 5,8 5,8

Pumpspeicher 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7

Wind 18,4 22,9 26,0 28,7 30,1 30,7 22,9 26,0 28,7 30,1 30,7

Sonstige EE 3,9 6,9 7,8 8,3 7,1 5,2 6,9 7,8 8,3 7,1 5,2

Müll + Sonstige 3,1 3,2 3,3 3,5 3,5 3,5 3,2 3,3 3,5 3,5 3,5

Kernenergie 20,4 20,3 20,3 20,3 20,3 21,9 20,3 20,3 20,3 20,3 20,3

Braunkohle 20,4 21,0 24,6 25,0 28,6 27,6 19,4 18,2 17,3 13,9 12,1

davon KWK (2) n.a. 1,6 1,9 1,9 2,5 2,5 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

davon CCS 0,0 0,0 0,0 1,2 3,3 3,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Steinkohle 27,2 25,3 26,4 15,4 11,7 10,1 23,3 21,1 16,4 10,3 7,9

davon KWK (2) n.a. 3,5 2,2 2,2 2,1 2,0 1,7 1,1 1,1 1,0 0,0

davon CCS 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Erdgas 18,3 10,6 13,5 16,6 16,5 18,0 16,0 20,4 23,4 37,5 46,6

davon KWK (2) n.a. 3,6 6,7 9,8 9,6 11,2 9,0 12,7 15,8 20,6 30,1

Gasturbinen 3,1 2,5 1,6 1,3 1,4 2,3 2,5 1,7 1,4 1,9 2,9

Mineralöl 5,2 4,0 3,5 3,3 3,3 2,9 3,9 3,5 3,4 3,1 2,9

Insgesamt 132,1 128,9 139,5 135,0 135,1 134,8 130,6 134,7 135,2 140,3 144,7

durchschnittliche Volllaststunden h/a

Wasser 2522 2524 2553 2556 2556 2556 2524 2553 2556 2556 2556

Lauf-, Speicherwasser (3) 4074 4126 4185 4190 4190 4190 4126 4185 4190 4190 4190

Pumpspeicher 970 922 922 922 922 922 922 922 922 922 922

Wind 1484 1678 1829 1977 2169 2331 1678 1829 1977 2169 2331

Sonstige EE 3988 3251 3577 3732 4522 6231 3251 3577 3732 4522 6231

Müll + Sonstige 4713 4816 4869 4930 4979 5031 4816 4869 4930 4979 5031

Kernenergie 7578 7661 7660 7660 7660 7657 7661 7661 7660 7643 7605

Braunkohle (4) 6941 7265 7114 6291 6411 6196 7171 7230 6611 5630 4976

Braunk. KWK (2) n.a. 7113 6905 6593 6718 6425 6828 7084 5935 4393 771

Braunk. CCS % % % 6330 7041 7105 % % % % %

Steinkohle (4) 4526 4329 2779 3638 3140 3019 3602 2847 2863 2257 1564

Steink. KWK (2) n.a. 6224 6066 5950 5744 5203 2122 5678 5538 5393 0

Steink. CCS % % % 6330 7041 7105 % % % % %

Erdgas (4) 3196 3011 2102 3320 2789 2707 5120 4678 4753 4393 3944

Erdgas KWK (2) n.a. 3072 1003 2767 2645 2911 6418 4830 4879 4231 3529

Mineralöl 2058 2142 2166 2167 2053 2096 2214 2146 2091 2208 2123

Insgesamt 3953 4278 3937 4453 4535 4609 4302 4426 4314 4072 3324

CO2-Emissionen der Stromerzeugung in Mio t

Szenario II - Oberere Gaspreisvariante Szenario II - Untere Gaspreisvariante

Braunkohle 168,5 157,0 164,4 136,8 135,2 123,3 147,5 131,0 112,7 73,4 55,5

Steinkohle 110,0 86,9 52,3 39,1 24,6 20,3 68,5 43,9 33,9 15,8 9,0

Erdgas 25,6 12,4 11,2 17,4 14,1 14,7 28,6 30,6 32,6 48,4 52,5

Mineralöl 7,1 5,6 5,1 4,7 4,4 4,0 5,7 4,9 4,7 4,6 4,1

Insgesamt 311,2 261,9 233,0 198,1 178,3 162,3 250,3 210,4 183,9 142,2 121,1

1) Für 2015 und 2020 monatsscharfe Auflösung der Produktion der Kernkraftwerke 5) Inkl. Emissionen der Stromerzeugung aus KWK

2) Stromerzeugung aus wärmegeführten KWK-Anlagen, Daten für 2005 nicht verfügbar 6) Nachrichtlich: CO2-Emissionen der

3) Inkl. Anlagen < 1MW Kraftwerke 1990 (ohne KWK): 353,6 (DIW 2004)

KWK: Stromerzeugung aus wärmegeführten KWK-Anlagen. KWK-Stromerzeugung gemäß FW308 in Tabelle 11.

Quelle: EWI/EEFA

33

EWI/EEFA


34

Tabelle 6.3: Szenario IIa – Nettostromerzeugung, Nettokapazitäten, Volllaststunden und

CO2-Emissionen. Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)

Nettostromerzeugung in TWh

EWI/EEFA

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Verbrauch PS -9,5 -9,2 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0

Importe - Exporte -8,5 -3,9 -3,8 -5,1 -11,5 -13,2 -3,9 -3,8 -5,1 -12,0 -13,8

Wasser 28,5 29,1 30,4 30,7 30,7 30,7 28,9 30,4 30,7 30,7 30,7

Wind 27,3 38,4 47,5 56,8 65,3 71,7 38,4 47,5 56,8 65,3 71,7

Sonstige EE 15,6 22,5 28,1 30,9 32,2 32,5 22,5 28,1 30,9 32,2 32,5

Müll + Sonstige 11,5 12,4 13,2 14,0 14,0 14,1 12,4 13,2 14,0 14,0 14,1

Kernenergie (1) 154,6 155,8 155,8 155,9 185,8 185,1 155,8 155,8 155,5 154,7 154,2

Braunkohle 141,6 152,7 121,1 110,3 87,3 76,4 141,7 107,9 93,8 67,0 53,7

davon KWK (2) n.a. 11,1 15,4 15,3 17,3 17,2 0,9 0,9 0,8 0,7 0,4

davon CCS 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Steinkohle 123,1 112,2 107,7 87,3 57,0 47,0 90,6 79,9 57,6 38,5 29,2

davon KWK (2) n.a. 16,6 16,5 15,2 14,5 12,6 3,7 6,5 6,2 5,7 4,8

davon CCS 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Erdgas 68,4 43,0 44,4 64,3 77,9 91,6 85,5 96,8 119,0 158,8 176,3

davon KWK (2) n.a. 13,1 10,6 26,6 25,3 29,1 48,7 56,1 79,3 91,9 94,1

Mineralöl 10,7 8,5 7,6 7,1 6,7 6,0 8,5 7,7 7,1 6,7 6,0

Insgesamt 563,3 561,5 543,0 543,1 536,5 532,8 571,4 554,5 551,4 546,8 545,6

Nachrichtlich:

Erneuerbare Energien 63,0 82,6 98,7 111,0 120,8 127,4 82,6 98,7 111,0 120,8 127,4

Nettokapazitäten in GW

Wasser 12,1 12,2 12,5 12,5 12,5 12,5 12,2 12,5 12,5 12,5 12,5

Lauf-, Speicherwasser (3) 5,4 5,5 5,8 5,8 5,8 5,8 5,5 5,8 5,8 5,8 5,8

Pumpspeicher 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7

Wind 18,4 22,9 26,0 28,7 30,1 30,7 22,9 26,0 28,7 30,1 30,7

Sonstige EE 3,9 6,9 7,8 8,3 7,1 5,2 6,9 7,8 8,3 7,1 5,2

Müll + Sonstige 3,1 3,2 3,3 3,5 3,5 3,5 3,2 3,3 3,5 3,5 3,5

Kernenergie 20,4 20,3 20,3 20,4 24,4 24,4 20,3 20,3 20,3 20,3 20,3

Braunkohle 20,4 20,9 17,0 16,2 13,5 11,6 19,5 14,8 14,1 11,0 9,1

davon KWK (2) n.a. 1,6 2,3 2,3 2,6 2,6 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

davon CCS 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Steinkohle 27,2 24,5 24,9 22,5 15,5 11,4 22,3 23,5 19,0 14,2 10,1

davon KWK (2) n.a. 2,8 2,6 2,4 2,4 2,4 0,6 1,1 1,1 1,1 1,1

davon CCS 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Erdgas 18,3 11,3 13,9 16,1 20,2 23,1 15,8 18,8 23,0 33,2 38,1

davon KWK (2) n.a. 4,2 6,4 8,6 8,8 9,0 8,8 11,4 15,5 20,7 22,4

Gasturbinen 3,1 2,5 1,9 1,5 2,7 4,6 2,5 1,8 1,4 2,2 4,9

Mineralöl 5,2 4,0 3,6 3,3 3,2 2,8 3,9 3,5 3,4 3,1 2,9

Insgesamt 132,1 128,8 131,3 133,0 132,6 129,9 129,6 132,4 134,2 137,3 137,4

durchschnittliche Volllaststunden h/a

Wasser 2522 2535 2553 2556 2556 2556 2524 2553 2556 2556 2556

Lauf-, Speicherwasser (3) 4074 4126 4185 4190 4190 4190 4126 4185 4190 4190 4190

Pumpspeicher 970 944 922 922 922 922 922 922 922 922 922

Wind 1484 1678 1829 1977 2169 2331 1678 1829 1977 2169 2331

Sonstige EE 3988 3251 3577 3732 4522 6231 3251 3577 3732 4522 6231

Müll + Sonstige 4713 4816 4869 4930 4979 5031 4816 4869 4930 4979 5031

Kernenergie 7578 7661 7661 7660 7628 7597 7661 7661 7648 7605 7581

Braunkohle (4) 6941 7304 7141 6814 6476 6560 7281 7285 6665 6094 5875

Braunk. KWK (2) n.a. 7112 6811 6799 6592 6556 6880 7063 6746 5344 3590

Braunk. CCS % % % % % % % % % % %

Steinkohle (4) 4526 4574 4318 3871 3690 4128 4066 3404 3041 2721 2900

Steink. KWK (2) n.a. 5930 6255 6352 6041 5319 6291 5889 5705 5248 4517

Steink. CCS % % % % % % % % % % %

Erdgas (4) 3196 3114 2813 3655 3403 3307 4654 4697 4876 4483 4107

Erdgas KWK (2) n.a. 3121 1660 3092 2871 3249 5537 4933 5101 4440 4206

Mineralöl 2058 2106 2127 2169 2096 2120 2170 2201 2113 2133 2060

Insgesamt 3953 4287 4167 4320 4275 4426 4564 4501 4434 4219 4118

CO2-Emissionen der Stromerzeugung in Mio t

Szenario IIa - Obere Gaspreisvariante Szenario IIa - Untere Gaspreisvariante

Braunkohle 168,5 157,6 117,1 105,1 77,8 65,5 150,3 111,3 95,7 66,2 51,3

Steinkohle 110,0 91,0 81,1 65,4 40,2 31,9 74,6 61,0 43,1 27,8 20,3

Erdgas 25,6 13,8 15,3 19,3 23,6 27,3 26,2 29,1 32,8 43,4 48,2

Mineralöl 7,1 5,6 5,1 4,7 4,4 4,0 5,6 5,1 4,7 4,4 4,0

Insgesamt 311,2 268,0 218,6 194,6 146,1 128,7 256,8 206,5 176,3 141,7 123,8

1) Für 2015 und 2020 monatsscharfe Auflösung der Produktion der Kernkraftwerke 5) Inkl. Emissionen der Stromerzeugung aus KWK

2) Stromerzeugung aus wärmegeführten KWK-Anlagen, Daten für 2005 nicht verfügbar 6) Nachrichtlich: CO2-Emissionen der

3) Inkl. Anlagen < 1MW Kraftwerke 1990 (ohne KWK): 353,6 (DIW 2004)

4) Kond.-Anlagen incl. stromgeführter Kraftwärmekopplung und CCS Werte für 2005 teilweise geschätzt

KWK: Stromerzeugung aus wärmegeführten KWK-Anlagen. KWK-Stromerzeugung gemäß FW308 in Tabelle 11.

Quelle: EWI/EEFA


Tabelle 6.4: Szenario III – Nettostromerzeugung, Nettokapazitäten, Volllaststunden

und CO2-Emissionen. Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)

Nettostromerzeugung in TWh

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Verbrauch PS -9,5 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0 -9,0

Importe - Exporte -8,5 7,6 17,8 24,6 17,4 -1,7 7,6 11,3 5,8 12,1 12,1

Wasser 28,5 28,9 30,4 30,7 30,7 30,7 28,9 30,4 30,7 30,7 30,7

Wind 27,3 43,4 59,1 76,1 97,7 110,4 43,4 59,1 76,1 97,7 110,4

Sonstige EE 15,6 23,8 35,2 45,6 52,9 61,2 23,8 35,2 45,6 52,9 61,2

Müll + Sonstige 11,5 12,4 13,2 14,0 14,0 14,1 12,4 13,2 14,0 14,0 14,1

Kernenergie (1) 154,6 126,0 94,0 43,5 6,8 0,0 126,0 94,0 43,5 6,8 0,0

Braunkohle 141,6 154,1 127,2 108,2 99,7 114,6 144,1 114,4 98,7 49,2 31,9

davon KWK (2) n.a. 10,5 14,6 14,2 14,9 14,6 0,9 0,9 0,7 0,1 0,0

davon CCS 0,0 0,0 0,0 0,0 14,8 36,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Steinkohle 123,1 104,7 112,5 77,7 46,0 37,6 85,6 89,5 54,6 13,8 5,9

davon KWK (2) n.a. 6,2 8,9 5,9 4,7 3,8 3,5 6,3 5,6 4,3 3,4

davon CCS 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Erdgas 68,4 58,2 63,5 111,0 157,7 150,9 97,7 113,9 170,3 250,9 253,8

davon KWK (2) n.a. 29,0 23,1 47,6 43,6 48,3 49,5 55,5 82,2 87,9 95,3

Mineralöl 10,7 8,6 7,8 7,3 6,9 6,2 8,6 7,8 7,3 6,9 6,2

Insgesamt 563,3 558,7 551,6 529,7 520,8 515,0 569,0 559,7 537,7 525,9 517,2

Nachrichtlich:

Erneuerbare Energien 63,0 88,8 117,3 145,1 173,9 194,9 88,8 117,3 145,1 173,9 194,9

Nettokapazitäten in GW

Wasser 12,1 12,2 12,5 12,5 12,5 12,5 12,2 12,5 12,5 12,5 12,5

Lauf-, Speicherwasser (3) 5,4 5,5 5,8 5,8 5,8 5,8 5,5 5,8 5,8 5,8 5,8

Pumpspeicher 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7

Wind 18,4 25,6 31,1 36,7 42,8 45,4 25,6 31,1 36,7 42,8 45,4

Sonstige EE 3,9 7,8 11,8 14,6 15,8 17,0 7,8 11,8 14,6 15,8 17,0

Müll + Sonstige 3,1 3,2 3,3 3,5 3,5 3,5 3,2 3,3 3,5 3,5 3,5

Kernenergie 20,4 16,5 13,3 6,7 1,3 0,0 16,5 13,3 6,7 1,3 0,0

Braunkohle 20,4 20,8 17,0 16,3 15,3 16,1 19,5 15,0 14,3 11,0 9,1

davon KWK (2) n.a. 1,5 2,1 2,1 2,2 2,2 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

davon CCS 0,0 0,0 0,0 0,0 2,1 4,9 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Steinkohle 27,2 23,1 26,3 22,8 14,2 9,9 22,3 25,6 22,5 14,1 9,7

davon KWK (2) n.a. 1,3 1,8 1,1 1,0 0,9 0,6 1,1 1,1 0,9 0,8

davon CCS 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Erdgas 18,3 15,6 15,4 22,9 30,0 32,3 17,4 20,6 28,5 44,2 47,1

davon KWK (2) n.a. 6,2 6,9 11,2 10,7 13,3 9,0 11,5 16,1 19,2 22,4

Gasturbinen 3,1 4,2 6,7 6,3 9,5 11,4 5,2 6,1 5,7 5,8 10,4

Mineralöl 5,2 4,1 3,6 3,3 3,2 2,9 4,0 3,6 3,4 3,1 2,9

Insgesamt 132,1 133,0 141,2 145,5 148,1 150,9 133,6 143,0 148,4 154,1 157,5

durchschnittliche Volllaststunden h/a

Wasser 2522 2524 2553 2556 2556 2556 2524 2553 2556 2556 2556

Lauf-, Speicherwasser (3) 4074 4126 4185 4190 4190 4190 4126 4185 4190 4190 4190

Pumpspeicher 970 922 922 922 922 922 922 922 922 922 922

Wind 1484 1693 1899 2077 2286 2435 1693 1899 2077 2286 2435

Sonstige EE 3988 3028 2968 3128 3358 3603 3028 2968 3128 3358 3603

Müll + Sonstige 4713 4816 4869 4930 4979 5031 4816 4869 4930 4979 5031

Kernenergie 7578 7661 7050 6500 5107 0 7661 7050 6500 5107 0

Braunkohle (4) 6941 7395 7467 6657 6524 7095 7402 7606 6912 4468 3518

Braunk. KWK (2) n.a. 7109 6966 6744 6680 6562 6988 7074 5687 2172 650

Braunk. CCS % % % % 7058 7423 % % % % %

Steinkohle (4) 4526 4542 4270 3409 3234 3794 3843 3501 2429 977 601

Steink. KWK (2) n.a. 4679 4862 5393 4698 4214 6190 5715 5253 4961 4534

Steink. CCS % % % % 7058 7423 % % % % %

Erdgas (4) 3196 2945 2876 3800 3990 3458 4338 4261 4971 5016 4417

Erdgas KWK (2) n.a. 4707 3365 4237 4071 3632 5526 4818 5122 4579 4254

Mineralöl 2058 2116 2183 2226 2153 2150 2152 2197 2172 2214 2123

Insgesamt 3953 4288 4145 4170 4421 4129 4514 4390 4176 3479 2791

CO2-Emissionen der Stromerzeugung in Mio t

Szenario III - Obere Gaspreisvariante Szenario III - Untere Gaspreisvariante

Braunkohle 168,5 159,5 124,1 102,6 76,2 68,6 153,0 118,2 100,0 47,0 29,9

Steinkohle 110,0 85,9 87,1 57,8 32,7 26,5 69,0 67,8 38,9 9,0 3,4

Erdgas 25,6 18,5 20,8 32,8 48,4 45,0 31,2 36,2 50,8 74,7 74,4

Mineralöl 7,1 5,7 5,2 4,9 4,6 4,1 5,7 5,2 4,9 4,6 4,1

Insgesamt 311,2 269,6 237,2 198,1 161,9 144,3 258,9 227,4 194,6 135,3 111,9

1) Für 2015 und 2020 monatsscharfe Auflösung der Produktion der Kernkraftwerke 5) Inkl. Emissionen der Stromerzeugung aus KWK

2) Stromerzeugung aus wärmegeführten KWK-Anlagen, Daten für 2005 nicht verfügbar 6) Nachrichtlich: CO2-Emissionen der

3) Inkl. Anlagen < 1MW Kraftwerke 1990 (ohne KWK): 353,6 (DIW 2004)

4) Kond.-Anlagen incl. stromgeführter Kraftwärmekopplung und CCS Werte für 2005 teilweise geschätzt

KWK: Stromerzeugung aus wärmegeführten KWK-Anlagen. KWK-Stromerzeugung gemäß FW308 in Tabelle 11.

Quelle: EWI/EEFA

35

EWI/EEFA


36

6.2.1 Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien

Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien (EE) in den Szenarien wird nachfolgend

differenziert nach Windenergie Onshore und Offshore, Biomasse, regenerativer Wasserkraft

(ohne Pumpspeicher), Geothermie, Fotovoltaik und sonstigen Erneuerbaren (inkl. biogenem

Müll) dargestellt. Da die Entwicklung der EE bis 2030 in allen Szenarien überwiegend durch

staatliche Förderung bedingt bleibt, sind die EE-Mengengerüste im Hoch- und Niedrig-

preisfall der Szenarien dieselben. Die Anteile am Bruttostromverbrauch unterscheiden sich im

Hoch- und Niedrigpreisfall infolge der Preisabhängigkeit des Stromverbrauchs geringfügig

(Tab. 6.5).

Während in den Szenarien I bzw. III das EEG bis 2030 fortgeschrieben bzw. mit höheren

Fördersätzen forciert wird, greift in den Szenarien II/IIa ab 2015 ein europaweit

harmonisiertes Quotenmodell für Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Um die

Endverbraucherpreise für Strom hierdurch in den EU-Mitgliedstaaten nicht ungleich zu

belasten, ist die Quotenverpflichtung (Stromanteil, für den Grünstromzertifikate

nachgewiesen werden müssen) in allen Ländern gleich. Die Quote bezieht sich auf den Anteil

der EE-Stromerzeugung ohne große Wasserkraft. Diese Quote steigt von rd. 11% im Jahr

2015 auf rd. 19% im Jahr 2030. Sie wird von Deutschland in Szenario II bis 2028 übererfüllt,

d.h. Deutschland ist bis dahin Nettoexporteur von Grünstromzertifikaten. Um die

ambitionierten europaweiten EE-Ziele zu erreichen, wird auch in Deutschland EE-

Erzeugungskapazität zugebaut: Insbesondere deutsche Wind Offshore-Standorte und

vergleichsweise kostengünstige Biomassepotentiale kommen bis 2030 im Wettbewerb um die

Quotenerfüllung zum Zuge.

Detailliertere Ausführungen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in den Szenarien

finden sich im Schwerpunktthema zu Erneuerbaren Energien (Kapitel 9)

EWI/EEFA


Tabelle 6.5: Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und EE-Anteil am

Bruttostromverbrauch in TWh 1

Szenario I

2005 2010 2015 2020 2025 2030

TWh

Wind Onshore 27 39 40 40 42 42

Wind Offshore 0 2 12 24 35 45

Biomasse 8 13 19 26 30 33

Wasser 22 22 24 24 24 24

Geothermie 0 0 1 1 2 4

Fotovoltaik 1 4 5 5 5 4

Sonstige (inkl. Müll) 5 5 5 5 5 4

Gesamt 63 85 106 125 144 157

Bruttostromverbrauch (Niedrigpreis) 612 616 611 619 611 605

Bruttostromverbrauch (Hochpreis) 612 622 607 611 604 602

EE-Anteil (Niedrigpreis) 10% 14% 17% 20% 24% 26%

EE-Anteil (Hochpreis) 10% 14% 17% 21% 24% 26%

Szenario II

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Wind Onshore 27 36

TWh

37 36 36 36

Wind Offshore 0 2 10 20 29 36

Biomasse 8 13 18 21 24 26

Wasser 22 22 24 24 24 24

Geothermie 0 0 1 1 1 1

Fotovoltaik 1 3 3 3 2 0

Sonstige (inkl. Müll) 5 5 5 5 5 4

Gesamt 63 83 99 111 121 127

Bruttostromverbrauch (Niedrigpreis) 612 619 608 603 596 592

Bruttostromverbrauch (Hochpreis) 612 610 601 592 589 588

EE-Anteil (Niedrigpreis) 10% 13% 16% 18% 20% 22%

EE-Anteil (Hochpreis) 10% 14% 16% 19% 21% 22%

Szenario IIa

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Wind Onshore 27 36

TWh

37 36 36 36

Wind Offshore 0 2 10 20 29 36

Biomasse 8 13 18 21 24 26

Wasser 22 22 24 24 24 24

Geothermie 0 0 1 1 1 1

Fotovoltaik 1 3 3 3 2 0

Sonstige (inkl. Müll) 5 5 5 5 5 4

Gesamt 63 83 99 111 121 127

Bruttostromverbrauch (Niedrigpreis) 612 618 599 594 588 585

Bruttostromverbrauch (Hochpreis) 613 608 587 586 577 572

EE-Anteil (Niedrigpreis) 10% 13% 16% 19% 21% 22%

EE-Anteil (Hochpreis) 10% 14% 17% 19% 21% 22%

2005 2010 2015 2020 2025 2030

TWh

Wind Onshore 27 39 42 43 46 45

Wind Offshore 0 4 17 34 52 65

Biomasse 8 14 22 31 37 41

Wasser 22 22 24 24 24 24

Geothermie 0 0 1 2 4 8

Fotovoltaik 1 4 6 7 7 7

Sonstige (inkl. Müll) 5 5 5 5 5 4

Gesamt 63 89 117 145 174 195

Bruttostromverbrauch (Niedrigpreis) 613 616 605 583 569 560

Bruttostromverbrauch (Hochpreis) 613 605 595 570 557 550

EE-Anteil (Niedrigpreis) 10% 14% 19% 25% 31% 35%

EE-Anteil (Hochpreis) 10% 15% 20% 25% 31% 35%

Quelle: EWI/EEFA

Szenario III

1 Die Werte in der Darstellung sind gerundet. Der EE-Anteil wurde hier unter Berücksichtigung der exakten

Werte berechnet. Die Fotovoltaik Erzeugung in Szenario II und IIa beträgt im Jahr 2030 durch die

vergleichsweise geringe Vergütung innerhalb des Quotenmodells lediglich rund 0,1 TWh.

37

EWI/EEFA


38

6.2.2 Stromerzeugung aus Kraft-Wärme-Kopplung

In obigen Tabellen 6.5 zum Stromerzeugungsmix wurde die gesamte Stromerzeugung aus

wärmegeführten KWK-Anlagen ausgewiesen. In Ergänzung hierzu wird nachfolgend die

gekoppelte Stromerzeugung (nach FW 308) differenziert nach Anwendungsfällen Fernwärme,

Industrie und Objektversorgung dargestellt (Tabelle 6.6).

Die KWK-Stromerzeugung beruht auf konventionellen Heizkraftwerken, Blockheiz-

kraftwerken, Brennstoffzellen und KWK-Anlagen auf Basis erneuerbarer Energien. Sie wird

wesentlich bestimmt von der durchschnittlichen Stromkennziffer der Anlagen (Verhältnis von

Strom zu Wärmeproduktion), der Entwicklung der Wärmenachfrage sowie der KWK-

Förderung und der Förderung erneuerbarer Energien.

Die KWK-Stromerzeugung steigt in allen Szenarien bis 2030. Hauptursache ist der steigende

CO2-Preis, der den Anteil von Erdgas an der Stromerzeugung steigen lässt und Energieum-

wandlung mit hohen Brennstoffnutzungsgraden begünstigt. Der Zuwachs der KWK-Strom-

erzeugung fällt in Szenarien mit niedrigen Öl- und Gaspreisen höher aus, da erdgasbefeuerte

KWK-Anlagen höhere Stromkennziffern aufweisen als kohlegefeuerte Anlagen.

Die höchste KWK-Stromerzeugung wird in Szenario I erreicht. Hierzu trägt auch die

Fortschreibung des KWK-Mod-G in diesem Szenario bei, wovon vorübergehend Impulse zur

Anlagenmodernisierung ausgehen.

Demgegenüber wird die KWK-Stromerzeugung in Szenario III durch Wärmeverbrauchs-

rückgang infolge forcierter Wärmeisolierung von Gebäuden gedämpft. In Szenario III wird

die vorgegebene KWK-Quote (Verdopplung der KWK-Stromerzeugung bis 2030) im Falle

niedriger Gaspreise aufgrund der hohen Stromkennziffern neuer Erdgas-KWK-Anlagen

durchgängig übererfüllt. Im Falle hoher Gaspreise steigt die Stromerzeugung aus KWK

weniger stark, aufgrund des annahmegemäß forcierten Aus- und Aufbaus von Wärmenetzen

zur Nutzung regenerativer Energien, einschließlich Biomasse-KWK, wird die KWK-Quote

zeitweise übererfüllt.

Die Szenarien II und IIa beschreiben marktgetriebene Entwicklungen der KWK-Strom-

erzeugung. Diese zeigen, dass die Stromerzeugung aus KWK auch ohne technologie-

spezifische staatliche Förderung langfristig ansteigt, wenn auch weniger stark.

EWI/EEFA


Tabelle 6.6: Stromerzeugung aus Kraft-Wärme-Kopplung in TWh (Abgrenzung nach

FW 308)

Szenario I, Hochpreis

Szenario I, Niedrigpreis

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Fernwärme 47 53 53 55 53 42 57 58 64 69

Industrie 33 36 57 70 74 49 51 76 80 84

Objektversorgung 17 21 27 32 38 17 21 27 32 38

Summe 68 97 109 137 156 164 108 129 161 176 191

Szenario II, Hochpreis

Szenario II, Niedrigpreis

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Fernwärme 40 40 42 43 41 39 43 44 47 54

Industrie 28 26 46 47 54 48 60 74 78 82

Objektversorgung 13 14 15 15 15 13 14 15 15 15

Summe 68 82 80 103 105 110 100 117 133 140 151

Szenario IIA, Hochpreis

Szenario IIA, Niedrigpreis

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Fernwärme 36 40 46 46 44 36 44 48 49 47

Industrie 29 36 47 49 53 42 55 76 86 88

Objektversorgung 13 14 15 15 15 13 14 15 15 15

Summe 68 78 90 109 110 112 91 112 139 150 150

Szenario III, Hochpreis

Szenario III, Niedrigpreis

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Fernwärme 36 42 51 50 51 36 43 49 51 55

Industrie 33 40 61 61 67 43 57 83 88 91

Objektversorgung 15 16 18 20 22 15 16 18 20 22

Summe 68 84 98 130 131 140 93 117 151 159 168

Quelle: EWI/EEFA

39

EWI/EEFA


40

Abbildung 6.3: KWK-Stromerzeugung in den Szenarien, Hochpreis (links), Niedrigpreis

(rechts)

TWh

TWh

TWh

TWh

200

175

150

125

100

75

50

25

0

200

175

150

125

100

75

50

25

0

200

175

150

125

100

75

50

25

0

200

175

150

125

100

75

50

25

0

Quelle: EWI/EEFA

EWI/EEFA

Szenario I (Hochpreis)

sonstige KWK-Erzeugung

gefördert nach KWK-G

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario II (Hochpreis)

sonstige KWK-Erzeugung

gefördert nach KWK-G

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario IIa (Hochpreis)

sonstige KWK-Erzeugung

gefördert nach KWK-G

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario III (Hochpreis)

KWK-Quotenübererfüllung

KWK-Quotenziel

2005 2010 2015 2020 2025 2030

TWh

TWh

TWh

TWh

200

175

150

125

100

75

50

25

0

200

175

150

125

100

75

50

25

0

200

175

150

125

100

75

50

25

0

200

175

150

125

100

75

50

25

0

Szenario I (Niedrigpreis)

sonstige KWK-Erzeugung

gefördert nach KWK-G

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario II (Niedrigpreis)

sonstige KWK-Erzeugung

gefördert nach KWK-G

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario IIa (Niedrigpreis)

sonstige KWK-Erzeugung

gefördert nach KWK-G

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario III (Niedrigpreis)

KWK-Quotenübererfüllung

KWK-Quotenziel

2005 2010 2015 2020 2025 2030


6.3 Strompreise

6.3.1 Großhandelspreise

Auf der Großhandelsebene wird die Entwicklung der Strompreise (Erzeugerpreise) wesentlich

von Brennstoff- und CO2-Preisen beeinflusst. Dementsprechend liegen die Großhandelspreise

in den Hochpreisszenarien im Jahr 2030 mit real 49-61 €(2005)/MWh (Abbildung 6.4 links)

höher als in den Niedrigpreis-Varianten mit 45-52 €(2005)/MWh (Abbildung 6.4 rechts). Für

den Hochpreisfall liegt der höchste Strompreis im Jahr 2030 real um +33% höher (Szenario

III) als der Preis 2005, der niedrigste um +7% höher (Szenario II). Für den Niedrigpreisfall

beträgt dieselbe Bandbreite +13% bzw. -3%.

Abbildung 6.4: Reale Stromgroßhandelspreise (base) (Preisbasis 2005) Hochpreis

(links), Niedrigpreis (rechts)

Quelle: EWI/EEFA

In nominalen Preisen ergeben sich in allen Szenarien - unter Annahme einer Inflationsrate von

1,9 % - langfristig ansteigende Großhandelspreise (Abbildung 6.5).

41

EWI/EEFA


42

Abbildung 6.5: Nominale Stromgroßhandelspreise (base), Hochpreis (links),

Niedrigpreis (rechts)

Quelle: EWI/EEFA

Für das erste Modellprognosejahr 2010 ergeben sich in allen Szenarien Strompreise (base),

die unter den derzeitigen Einschätzungen der (Termin-) Märkte für die kommenden Jahre

liegen. Der Hauptgrund hierfür ist, dass die Märkte momentan höhere Brennstoffpreise

erwarten als die Szenarien im Langfristtrend unterstellen. Ferner ist zu berücksichtigen, dass

die Märkte infolge von Unsicherheiten (politische Rahmenbedingungen, CO2-Preise etc.)

durch einige Volatilität gekennzeichnet sind, während die Modellergebnisse im Rahmen wohl

definierter Szenarien langfristige Preistrends anzeigen. Zur Szenarienmethodik und Prinzipien

der Strompreisbildung im Wettbewerb vgl. auch Kapitel 3 in der Einführung „Methodik der

Studie“.

Mittelfristig besteht in allen Szenarien ein Strompreis entlastender Effekt durch die für die

kommenden Jahre erwarteten Kraftwerkszugänge und die damit verbundene Angebots-

ausweitung. Dieser Effekt wird in den Szenarien unterschiedlich stark von anderen Einflüssen

überlagert. Szenario III mit Priorität Umweltpolitik und Kernenergieausstieg weist die

höchsten Erzeugerpreise auf. Hauptgründe sind die ambitionierten CO2-Minderungsziele, die

den CO2- und damit den Strompreis treiben, sowie das vorzeitige Ausscheiden von KKW-

Grundlastkapazität mit geringen variablen Kosten und dem damit verbundenen vermehrten

Kraftwerkszubaubedarf. In Szenario II mit kostenfreier CO2-Zuteilung sind die Erzeuger-

preise niedriger als in Szenario IIa mit Auktionierung. Der Grund hierfür ist, dass die

kostenfreie Zuteilung wie ein Investitionskostenabschlag wirkt und dadurch für die

EWI/EEFA


Kraftwerksbetreiber Kapazität verbilligt. Dies führt im Vergleich zur Auktionierung zu

beschleunigter Kraftwerksmodernisierung und entlastet den Strompreis. Ein weiterer Grund

für höhere Strompreise durch CO2-Auktionierung kann in einem auktionsbedingt stärkeren

Vordringen von Gaskraftwerken liegen, deren Einsatz mit höheren Grenzkosten verbunden ist

– dies kommt im Hochpreis-Fall der Szenarien II/IIa zum Tragen (im Niedrigpreis-Fall wird

das Vordringen des Gases durch CO2-Auktionierung nicht noch weiter verstärkt).

6.3.2 Endverbraucherpreise

Die Strompreise für Endverbraucher berücksichtigen neben den Großhandelspreisen

Netzentgelte, EEG- und KWK-Umlage, Vertriebskosten, Stromsteuer, Konzessionsabgaben

und Mehrwertsteuer. Wir stellen die resultierenden Strombezugspreise für Haushalte und

Industrie dar.

6.3.2.1 Haushaltsstrompreise

Die realen (inflationsbereinigten) Haushaltsstrompreise verändern sich in den Szenarien bis

zum Jahr 2030 relativ wenig. Folgende Aspekte beeinflussen die Entwicklung:

Die Entwicklung der Erzeugerpreise (Großhandelspreise) für Strom unterscheidet sich

szenarienabhängig teilweise deutlich. Sie liegen in den Szenarien mit hohen

Brennstoffpreisen stets höher als in Niedrigpreis-Szenarien.

Wir unterstellen im Rahmen der Szenarien, dass die Netznutzungsentgelte bis 2030

real sinken. Die Preissenkung ist bis 2010 am stärksten und schwächt sich danach ab.

Effizienzsteigerungen bis 2010 führen zu Kostensenkungen, die an die End-

verbraucher weitergegeben werden. Ab 2010 führt neben weiteren Effizienz-

steigerungen eine Zunahme dezentraler Erzeugung zu Kosteneinsparungen im Netz.

Dem gegenüber erhöhen der zunehmende Stromhandel innerhalb Deutschlands und

mit den Nachbarländern sowie der Transport der Windenergie von den Küsten-

regionen in die Verbrauchszentren die Netzkosten.

Die Stromsteuersätze werden über den Prognosezeitraum real konstant angesetzt. Die

Konzessionsabgaben für Strom sowie die Vertriebskosten sinken inflationsbereinigt

im Laufe des Betrachtungszeitraums.

Weiterhin senkt die abnehmende KWK-Förderung mittel- bis langfristig den

Endverbraucherpreis für Strom.

43

EWI/EEFA


44

Nachdem die Förderung der erneuerbaren Energien im Wesentlichen bis 2015 ihren

EWI/EEFA

Höhepunkt erreicht haben wird, kommt es anschließend auch hier zu abnehmenden

Förderkosten.

Für den Hochpreisfall liegt der höchste Haushaltsstrompreis im Jahr 2030 um +4% höher

(Szenario III) als der Preis 2005, der niedrigste um 8% niedriger (Szenario II). Für den

Niedrigpreisfall beträgt dieselbe Bandbreite +3% bzw. -14% (Abbildung 6.6). Die Haushalte

tragen Szenario III im Jahr 2030 eine um 2,9 Mrd €(2005) höhere Stromkostenbelastung als

in Szenario II (Hochpreisfall), im Niedrigpreisfall beträgt diese Bandbreite der

Stromkostenbelastung der Haushalte in den Szenarien 4,0 Mrd €(2005).

Abbildung 6.6: Reale Haushaltsstrompreise (Preisbasis 2005), Hochpreis (links),

Niedrigpreis (rechts)

€(2005) / MWh

250

200

150

100

50

0

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario I 195 200 193 191 191 187

Szenario II 195 194 182 184 184 179

Szenario IIa 195 204 200 194 194 191

Szenario III 195 209 213 208 210 202

Quelle: EWI/EEFA

€(2005) / MWh

250

200

150

100

50

0

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario I 195 198 189 181 182 183

Szenario II 195 188 173 172 171 168

Szenario IIa 195 186 182 177 176 171

Szenario III 195 189 198 196 200 200

In nominalen Preisen steigen die Haushaltsstrompreise bei einer Inflationsrate von 1,9% p.a.

in allen Szenarien an. Bis 2030 betragen die Anstiege im Hochpreisfall zwischen 47%

(Szenario II) und 66% (Szenario III) gegenüber 2005, im Niedrigpreisfall betragen sie

zwischen 38% (Szenario II) und 64% (Szenario III) (Abbildung 6.7). Im Hochpreisfall tragen

die Haushalte in Szenario III im Jahr 2030 eine um 4,6 Mrd € höhere nominale

Stromkostenbelastung als in Szenario II, im Niedrigpreisfall beträgt diese Bandbreite der

Stromkostenbelastung der Haushalte in den Szenarien nominal 6,2 Mrd €.


Abbildung 6.7: Nominale Haushaltsstrompreise, Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)

€/MWh

350

300

250

200

150

100

50

0

Szenario I 195 220 233 254 278 299

Szenario II 195 213 219 244 268 286

Szenario IIa 195 224 242 257 283 305

Szenario III 195 229 257 276 305 323

Quelle: EWI/EEFA

2005 2010 2015 2020 2025 2030

6.3.2.2 Industriestrompreise

€/MWh

350

300

250

200

150

100

50

0

45

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario I 195 217 229 240 265 292

Szenario II 195 207 209 228 250 270

Szenario IIa 195 204 220 234 257 275

Szenario III 195 207 239 260 292 319

Die realen Industriestrompreise (Mittelspannung) verändern sich in den Szenarien bis 2030

stärker als die Haushaltsstrompreise. Insbesondere fallen Netzkosten hier weniger stark ins

Gewicht. Für den Hochpreisfall liegt der höchste Industriestrompreis im Jahr 2030 um +19%

höher (Szenario III) als 2005, der niedrigste (Szenario II) liegt 2030 mit 107 €(2005)/MWh

auf dem Niveau des Jahres 2005. Für den Niedrigpreisfall beträgt dieselbe Bandbreite +14%

bzw. -7% (Abbildung 6.8).

Abbildung 6.8: Reale Industriestrompreise (Preisbasis 2005), Mittelspannung,

Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)

€(2005) / MWh

140

120

100

80

60

40

20

0

Szenario I 107 114 111 114 117 115

Szenario II 107 110 102 107 110 107

Szenario IIa 107 118 118 116 118 117

Szenario III 107 118 127 128 132 127

Quelle: EWI/EEFA

2005 2010 2015 2020 2025 2030

€(2005) / MWh

140

120

100

80

60

40

20

0

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario I 107 111 107 103 106 109

Szenario II 107 104 94 96 99 99

Szenario IIa 107 102 102 101 103 101

Szenario III 107 104 115 116 121 122

EWI/EEFA


46

In nominalen Preisen steigen die Industriestrompreise bei einer Inflationsrate von 1,9% p.a. in

allen Szenarien an. Bis 2030 betragen die Anstiege im Hochpreisfall zwischen 45% (Sz. II)

und 72% (Sz.III) gegenüber 2005, im Niedrigpreisfall betragen sie zwischen 34% (Sz. II) und

66% (Sz. III) (Abbildung 6.9).

Abbildung 6.9: Nominale Industriestrompreise, Mittelspannung Hochpreis (links),

Niedrigpreis (rechts)

€ /M W h

220

200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

Szenario I 107 125 134 151 170 185

Szenario II 107 120 123 142 160 171

Szenario IIa 107 130 143 154 172 187

Szenario III 107 130 153 170 192 203

Quelle: EWI/EEFA

EWI/EEFA

2005 2010 2015 2020 2025 2030

€/MWh

220

200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario I 107 122 129 136 155 174

Szenario II 107 114 114 128 144 158

Szenario IIa 107 112 124 134 149 162

Szenario III 107 115 139 155 177 196


6.4 Energieeffizienz auf der Nachfrageseite

Dem Endverbrauch von Energie werden erhebliche Potentiale zur Steigerung der

Energieeffizienz und zur Verringerung der CO2-Emissionen zugemessen. Als besonders

effizienzträchtig gilt der Gebäude- und Wohnungsbestand, in dem gegenwärtig etwa 2 826 PJ

(785 TWh) bzw. knapp 20 % des Primärenergieverbrauchs zur Beheizung verwendet werden.

Ursächlich hierfür sind nicht nur klimatische Verhältnisse oder der Bestand an beheizten

Gebäuden und Wohnungen, sondern insbesondere die geringe Effizienz der

Energiebereitstellung. Zwar konnte der Energieverbrauch seit 1990 um knapp 15 % und der

Ausstoß an CO2-Emissionen sogar um knapp 30 % bzw. 74 Mio. t verringert werden; dieser

Erfolg ist jedoch in erster Linie auf den Ersatz von Einzelfeuerungen auf Basis Braunkohle

durch Erdgas in Ostdeutschland zurückzuführen. Der spezifische Energiebedarf je

qm Wohnfläche ist mit 190 kWh auch gegenwärtig noch fast dreimal so hoch, wie der

inzwischen allgemein geltende, gesetzlich fixierte Standard für Neubauten von im Mittel

70 kWh. Weder die Umwandlung von Endenergie- in Nutzenergie innerhalb der

Wärmeerzeuger (Heizungsanlagen), noch der Wärmebedarf der Wohnungen und Gebäude

entspricht deshalb dem gegenwärtig erreichbaren technischen Standard. Insofern erscheint es

nur konsequent; dass in der gegenwärtigen Klimaschutzpolitik der energetischen Sanierung

des Gebäude- und Wohnungsbestandes eine hohe Priorität eingeräumt wird.

Als Maßnahmen werden neben einer weiteren Verschärfung der Wärmeschutzstandards für

neu errichtete Gebäude gegenwärtig verstärkt marktkonforme Anreizsysteme eingesetzt, um

ökologische Ziele zu erreichen. Dazu gehören neben der ökologischen Steuerreform vor allem

die von der KfW/DtA finanziell unterstützten Programme zur energetischen Sanierung des

Gebäudebestandes. In 2004 und 2005 konnten nach Angaben der KfW mit diesen

Programmen jeweils rund 145.000 Wohnungen im Bestand entsprechend 0,4 % energetisch

saniert werden. Mit der Ausweitung und deutlichen Verbesserung der Kreditkonditionen

haben sich die Kreditzusagen im 1. Halbjahr 2006 gegenüber dem entsprechenden

Vorjahreszeitraum mehr als vervierfacht. Dadurch verdoppelte sich die Anzahl der

modernisierten Wohnungen auf 188.000 Wohnungen im ersten Halbjahr 2006, hochgerechnet

auf das gesamte Jahr also auf 360.000 Wohnungen oder rund 1 % des Gesamtbestandes.

Da die Bundesregierung in ihrer Koalitionsvereinbarung beschlossen hat, die Mittel für die

energetische Sanierung des Altbaubestandes über einen Zeitraum von fünf Jahren auf diesem

47

EWI/EEFA


48

Niveau von 1,4 Mrd. € zu halten, dürfte die Modernisierungsrate von rund 1 % des

Gesamtbestandes auch über das Jahr 2006 hinaus aufrechterhalten werden, so dass im Jahr

2030 rund 25 % des gesamten Wohnungsbestandes energetisch dem Niveau von Neubauten

angenähert werden könnte.

Abbildung 6.10: Spezifischer Energieverbrauch Raumwärme (in kWh/qm) –

Einfamilienhäuser

250

200

150

100

50

0

EWI/EEFA

Basis-Szenario I Hochpreis-Szenario III

250

2004 2010 2015 2020 2025 2030

Quelle: EWI/EEFA

Erdgas Heizöl Insgesamt

200

150

100

50

0

2004 2010 2015 2020 2025 2030

Erdgas Heizöl Insgesamt

Die energetische Sanierung des Altbaustandes wie auch die stetige Zunahme energetisch

optimierter Neubauten induzieren eine deutliche Verringerung des spezifischen Energie-

verbrauchs im Bereich der Wohnraumbeheizung. Zusätzlich unterstützt wird dieser Effekt

durch steigende Energiepreise und zwar sowohl im Hinblick auf die Modernisierungsge-

schwindigkeit als auch den Umfang der Sanierungsmaßnahmen. Verstärken sich Preis- und

Fördereffekt – wie im Hochpreisszenario III – kann der spezifische Energiebedarf je qm

Wohnfläche bis 2030 gegenüber dem heutigen Niveau fast halbiert werden (vgl. Abbildung

6.10).


Tabelle 6.7: Endenergieverbrauch der Haushalte

Endenergieverbrauch der Haushalte in PJ

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 1 - Hochpreis Szenario 1 - Niedrigpreis

Steinkohle 19,0 20,3 19,0 17,6 16,1 14,5 20,3 19,0 17,6 16,1 14,5

Braunkohle 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Biomasse, übrige Festbrennstoffe 239,0 212,6 205,7 240,5 258,1 269,1 212,6 205,7 240,5 258,1 269,1

Heizöl,l 659,0 655,2 581,2 530,4 481,4 442,7 670,4 609,4 559,9 511,4 471,6

Heizöl, s. 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Übrig. Mineralöle 3,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Erdgas 1026,0 981,6 1001,2 997,5 966,4 945,5 986,5 1014,8 1010,4 980,1 960,2

Übrig. Gase 32,0 22,0 21,9 20,5 18,9 17,5 22,4 22,2 20,8 19,2 17,8

Strom 510,0 507,4 506,9 488,6 473,1 453,4 512,4 511,7 499,2 483,9 461,9

Fernwärme 152,0 198,8 193,3 185,5 177,9 172,6 200,2 194,0 187,4 181,1 176,6

Haushalte, insgesamt 2640,0 2597,8 2529,1 2480,4 2391,9 2315,2 2624,8 2576,7 2535,7 2450,0 2371,6

Endenergieverbrauch der Haushalte in PJ

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 2 - Hochpreis Szenario 2 - Niedrigpreis

Steinkohle 19,0 20,3 19,0 17,6 16,1 14,5 20,3 19,0 17,6 16,1 14,5

Braunkohle 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Biomasse, übrige Festbrennstoffe 239,0 216,7 205,3 240,3 258,6 269,8 212,6 205,7 240,5 258,1 269,1

Heizöl,l 659,0 670,2 581,5 531,4 482,8 443,9 670,2 610,0 561,8 514,7 475,6

Heizöl, s. 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Übrig. Mineralöle 3,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Erdgas 1026,0 986,3 1005,4 996,9 965,7 944,3 986,3 1020,2 1011,2 981,1 961,2

Übrig. Gase 32,0 22,4 22,3 20,8 19,3 17,8 22,4 22,2 20,8 19,3 17,8

Strom 510,0 511,4 502,5 480,5 464,6 444,8 512,5 505,0 486,4 469,5 449,2

Fernwärme 152,0 200,8 192,6 183,1 173,0 165,6 200,8 192,5 183,2 173,5 166,2

Haushalte, insgesamt 2640,0 2628,1 2528,4 2470,5 2380,2 2300,8 2625,1 2574,5 2521,4 2432,3 2353,7

Endenergieverbrauch der Haushalte in PJ

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 2a - Hochpreis Szenario 2a - Niedrigpreis

Steinkohle 19,0 20,3 19,0 17,6 16,1 14,5 20,3 19,0 17,6 16,1 14,5

Braunkohle 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Biomasse, übrige Festbrennstoffe 239,0 224,8 203,2 238,3 258,5 270,0 220,8 204,9 240,1 259,2 270,4

Heizöl,l 659,0 670,4 553,2 499,9 449,0 410,2 670,4 580,9 529,5 479,6 440,0

Heizöl, s. 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Übrig. Mineralöle 3,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Erdgas 1026,0 986,5 990,9 967,7 925,7 888,8 986,5 1005,1 981,4 940,2 904,3

Übrig. Gase 32,0 22,0 21,8 20,5 18,9 17,4 22,4 22,2 20,8 19,2 17,7

Strom 510,0 509,7 504,5 488,1 474,6 453,9 511,3 508,8 493,6 479,6 458,7

Fernwärme 152,0 200,2 193,9 187,1 180,5 176,0 200,2 194,0 187,2 180,8 176,5

Haushalte, insgesamt 2640,0 2633,9 2486,4 2419,1 2323,2 2230,8 2631,8 2534,8 2470,1 2374,7 2282,0

Endenergieverbrauch der Haushalte in PJ

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 3 - Hochpreis Szenario 3 - Niedrigpreis

Steinkohle 19,0 20,3 19,0 17,6 16,1 14,5 20,3 19,0 17,6 16,1 14,5

Braunkohle 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Biomasse, übrige Festbrennstoffe 239,0 233,0 201,0 236,4 258,2 270,5 228,9 202,8 238,1 259,0 270,6

Heizöl,l 659,0 691,1 565,1 500,1 468,1 439,6 691,1 593,4 530,1 499,4 470,8

Heizöl, s. 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Übrig. Mineralöle 3,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Erdgas 1026,0 986,7 976,3 953,9 911,4 873,5 986,7 990,9 968,0 926,6 890,2

Übrig. Gase 32,0 22,0 21,8 20,5 18,9 17,4 22,0 21,7 20,5 18,9 17,4

Strom 510,0 507,9 500,8 480,3 466,3 448,1 508,8 506,0 487,7 474,2 454,5

Fernwärme 152,0 198,9 193,1 185,7 178,1 173,3 198,9 193,6 186,7 180,0 175,6

Haushalte, insgesamt 2640,0 2659,9 2477,1 2394,4 2317,1 2236,7 2656,7 2527,3 2448,7 2374,1 2293,6

Quelle: EWI/EEFA

Diese Effizienzsteigerungen tangieren grundsätzlich die zukünftigen Marktpotentiale aller

Energieträger. Allerdings können diese generellen Verbrauchsrückgänge durch Marktanteils-

verschiebungen kompensiert werden. Diese Strategie galt bislang für Erdgas, da dieser

Energieträger seinen Marktanteil in diesem Segment bislang stetig erhöhen konnte, zum einen

über einen steigenden Anteil an den Neubauten insgesamt, zum anderen über die

49

EWI/EEFA


50

Umstellungsgewinne beim Ersatz veralteter Heizungsanlagen. Am aktuellen Rand hat sich

dieser positive Trend allerdings deutlich abgeschwächt: so nahm der Anteil der mit Erdgas

beheizten Wohnungen an den insgesamt neu errichteten Wohnungen in den letzten fünf

Jahren nur noch geringfügig zu, in 2005 sogar erstmals ab. Gewinner dieses

Substitutionswettbewerbs waren in den letzten Jahren die Erneuerbaren Energiequellen,

insbesondere die Holzpellets, und auch die Elektrowärmepumpe. Diese Energiequellen

werden auch in Zukunft weitere Marktanteile gewinnen – insbesondere wenn auch im

Wärmemarkt zusätzliche Maßnahmen zur Förderung von Erneuerbaren Energiequellen etwa

in Form eines regenerativen Wärmegesetzes ergriffen werden (Tabelle 6.7).

Im Bereich Handel, Gewerbe, Dienstleistungen sind Sektoren zusammengefasst, die sich

hinsichtlich ihres Energieverbrauchs und seiner Determinanten zum Teil erheblich

unterscheiden. In der Landwirtschaft beispielsweise dient der Energieverbrauch vor allem

dem Antrieb von Kapitalgütern zur Produktion; in der Forstwirtschaft, und hier speziell im

Gartenbau, dominiert der Einsatz von Energie zur Beheizung der Gewächshäuser; in den

übrigen Bereichen wird Energie vor allem zur Raumheizung und als Licht- und Kraftquelle

eingesetzt.

Die bereits bei der Wohnraumbeheizung geschilderten Effizienzverbesserungen des

Kapitalstocks (Wohnungsbestand) gelten in modifizierter Form auch für den Bereich der

Dienstleistungen (Banken, Versicherungen, Hotels und Gaststätten, sonstige

Dienstleistungen). Denn auch in diesen Bereichen wird sich der Wärmebedarf durch die

gesetzlich fixierten Standards für Neu- und Altbauten weiter reduzieren, wobei in diesem

Marktsegment der Zubau neuer und der Abriss alter Gebäude eine wesentlich größere

Bedeutung hat als im Bereich der Wohngebäude. Dies ist zu erklären durch die wesentlich

geringere Lebensdauer gewerblich genutzter Immobilien im Vergleich zu Wohngebäuden, so

dass der Ersatz von Alt- durch Neubauten innerhalb eines deutlich kürzeren Zeitraums erfolgt.

Zwar steigt der Wärmebedarf aufgrund der absoluten Zunahme der Übernachtungen, der

steigenden Anzahl der in diesen Sektoren Beschäftigten sowie den Leistungen dieses Sektors

im Bereich Freizeit und Erholung, die mit steigendem Einkommen immer bedeutsamer

werden. Doch wird dieser Anstieg im Wärmeenergieeinsatz im Zeitablauf durch die

geschilderten Effizienzverbesserungen im Gebäudebestand mehr als kompensiert.

EWI/EEFA


Auch in diesem Marktsegment besteht ein reger Substitutionswettbewerb zwischen Erdgas

und Heizöl auf der einen, erneuerbaren Energiequellen und Wärmepumpen auf der anderen

Seite. Allerdings sind die Einsatzbedingungen in den einzelnen Sektoren relativ heterogen, so

dass Marktanteilsgewinne zugunsten der Erneuerbaren Energiequellen oder auch anderer

Heizenergietechniken von Sektor zu Sektor durchaus unterschiedlich sind. Deshalb kann

Erdgas seine führende Marktposition im Bereich des Handels, des Gewerbes und der

Dienstleistungen weitgehend behaupten (Tabelle 6.8), während Heizöl und Festbrennstoffe

mit absoluten Verbrauchsrückgängen konfrontiert sind.

51

EWI/EEFA


52

Tabelle 6.8: Endenergieverbrauch des Gewerbes, des Handels und der Dienstleistungen

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 1 - Hochpreis Szenario 1 - Niedrigpreis

Steinkohle 12,0 8,8 6,8 5,3 4,1 3,2 8,8 6,8 5,3 4,1 3,2

Braunkohle 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Biomasse, übrige Festbrennstoffe 6,0 22,0 25,0 31,0 36,0 40,0 22,0 25,0 31,0 36,0 40,0

Heizöl,l 252,0 197,5 170,6 158,4 140,8 127,6 244,5 222,4 213,2 202,6 196,1

Heizöl, s. 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Übrig. Mineralöle 105,0 103,5 103,8 103,4 99,1 98,6 103,5 103,8 103,4 99,1 98,6

Erdgas 501,0 512,9 495,1 494,2 489,5 482,5 516,3 502,5 501,7 497,4 490,6

Übrig. Gase 9,0 6,7 6,8 6,6 6,3 6,1 7,0 7,2 7,0 6,7 6,4

Strom 460,0 466,8 460,3 457,1 454,2 446,4 468,9 465,5 468,6 465,2 454,7

Fernwärme 100,0 93,3 93,3 89,9 83,4 77,5 93,1 92,3 89,0 82,4 76,4

GHD, insgesamt 1445,0 1411,4 1361,7 1345,9 1313,5 1281,7 1464,1 1425,5 1419,2 1393,6 1366,0

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 2 - Hochpreis Szenario 2 - Niedrigpreis

Steinkohle 12,0 8,8 6,8 5,3 4,1 3,2 8,8 6,8 5,3 4,1 3,2

Braunkohle 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Biomasse, übrige Festbrennstoffe 6,0 26,1 24,6 30,8 36,6 40,6 22,0 25,0 31,0 36,0 40,0

Heizöl,l 252,0 198,4 170,9 158,9 141,4 128,1 244,6 222,8 213,8 203,4 196,7

Heizöl, s. 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Übrig. Mineralöle 105,0 103,5 103,8 103,4 99,1 98,6 103,5 103,8 103,4 99,1 98,6

Erdgas 501,0 519,4 500,4 494,6 490,0 483,1 516,3 507,8 502,1 497,7 490,9

Übrig. Gase 9,0 6,8 6,8 6,6 6,3 6,1 7,0 7,2 7,0 6,7 6,4

Strom 460,0 464,9 455,6 447,3 444,8 435,3 467,0 458,0 454,0 449,4 439,4

Fernwärme 100,0 93,1 93,2 89,9 83,3 77,4 93,1 92,3 88,9 82,3 76,4

GHD, insgesamt 1445,0 1421,0 1362,2 1336,8 1305,6 1272,4 1462,3 1423,6 1405,6 1378,8 1351,5

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 2a - Hochpreis Szenario 2a - Niedrigpreis

Steinkohle 12,0 8,8 6,8 5,3 4,1 3,2 8,8 6,8 5,3 4,1 3,2

Braunkohle 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Biomasse, übrige Festbrennstoffe 6,0 26,0 23,3 29,2 35,3 39,6 22,0 25,0 31,0 36,0 40,0

Heizöl,l 252,0 172,2 154,9 127,7 121,5 109,2 198,3 168,1 155,0 136,0 121,3

Heizöl, s. 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Übrig. Mineralöle 105,0 103,5 103,8 103,4 99,1 98,6 103,5 103,8 103,4 99,1 98,6

Erdgas 501,0 522,4 492,5 471,2 456,1 434,0 519,4 499,9 479,0 464,2 442,3

Übrig. Gase 9,0 6,5 6,4 6,2 5,9 5,6 6,8 6,8 6,6 6,3 6,0

Strom 460,0 465,1 459,0 457,1 456,9 447,6 466,8 462,7 462,4 461,6 452,3

Fernwärme 100,0 93,1 94,2 91,0 84,6 78,9 93,1 93,2 90,0 83,6 77,8

GHD, insgesamt 1445,0 1397,7 1340,9 1291,0 1263,6 1216,7 1418,7 1366,3 1332,6 1290,8 1241,5

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 3 - Hochpreis Szenario 3 - Niedrigpreis

Steinkohle 12,0 8,8 6,8 5,3 4,1 3,2 8,8 6,8 5,3 4,1 3,2

Braunkohle 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Biomasse, übrige Festbrennstoffe 6,0 26,1 31,3 37,3 43,1 47,9 22,0 25,0 31,0 36,0 40,0

Heizöl,l 252,0 156,0 129,4 107,0 81,5 39,8 172,1 142,6 113,8 96,1 61,7

Heizöl, s. 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Übrig. Mineralöle 105,0 103,5 103,8 103,4 99,1 98,6 103,5 103,8 103,4 99,1 98,6

Erdgas 501,0 525,5 484,8 463,3 448,0 425,7 522,4 492,2 470,9 455,8 433,7

Übrig. Gase 9,0 6,3 5,9 5,7 5,4 5,2 6,5 6,3 6,1 5,8 5,6

Strom 460,0 465,7 455,1 448,6 449,0 442,9 467,3 461,0 456,2 457,2 449,6

Fernwärme 100,0 93,1 95,2 92,0 85,9 80,4 93,1 94,3 91,1 84,9 79,3

GHD, insgesamt 1445,0 1385,0 1312,4 1262,7 1216,0 1143,6 1395,8 1332,0 1277,8 1239,0 1171,6

Quelle: EWI/EEFA

EWI/EEFA

Endenergieverbrauch des GHD-Sektors in PJ

Endenergieverbrauch des GHD-Sektors in PJ

Endenergieverbrauch des GHD-Sektors in PJ

Endenergieverbrauch des GHD Sektors in PJ

In der Industrie wird Energie zur Erzeugung hoher Prozesstemperaturen eingesetzt, um

prozessspezifische Reaktionen in der Chemie, der Glas- oder keramischen Industrie zu

ermöglichen, zur Vor- und Zwischenerwärmung von Vormaterialien im Bereich der

Metallerzeugung oder auch zur Beheizung der Produktionshallen und Gebäude im Bereich der


Investitionsgüterindustrie. Der quantitativ bedeutendste Verwendungszweck ist die

Bereitstellung hoher Prozesstemperaturen.

Für diese Prozesse sind in der Vergangenheit bereits erhebliche Effizienzfortschritte erzielt

worden, wobei diese Effizienzsteigerungen in der Regel über die Modernisierung des

Kapitalstocks, insbesondere also über den Austausch von Alt- durch Neuanlagen realisiert

werden. Deshalb sind in diesem Bereich der industriellen Produktion in Zukunft, selbst bei

einer forcierten Modernisierung des Kapitalstocks, nur noch vergleichsweise geringe

Effizienzverbesserungen zu erwarten. So könnte in der Zementindustrie selbst bei

vollständiger Substitution aller Ofenanlagen durch effiziente Neuanlagen der thermische

Energiebedarf höchstens noch um maximal 9 % verringert werden. Auch in der Stahlindustrie

liegt der tatsächlich realisierte Einsatz an Brennstoffen und Reduktionsmitteln nur noch um

12 % über dem in der Literatur mit 420 kg/t Roheisen angegebenen verfahrenstechnischen

Mindestverbrauch. 2

Auch der zukünftigen Substitution von kohlenstoffhaltigen durch kohlenstoffarme oder –freie

Energieträger sind in der Industrie enge Grenzen gesetzt. So wird Koks wird in der Eisen- und

Stahlerzeugung nicht nur als Energieträger, sondern zugleich als Reduktionsmittel eingesetzt,

um den im Erz enthaltenen Sauerstoff zu binden. Gleichzeitig dient dieser Energieträger als

Stützgerüst und sorgt dafür, dass die Möllersäule optimal durchgast wird. Flüssige und

gasförmige Energieträger sind dafür naturgemäß nicht geeignet, so dass Koks im Hochofen

nur in engen Grenzen durch andere Energieträger substituiert werden.

In den energieextensiven Industriesektoren dient der überwiegende Teil des Energieeinsatzes

entweder zur Materialaufbereitung oder zur Erzeugung von niedrigeren Temperaturen für die

Strom- und Wärmeerzeugung und unterliegt deshalb ähnlichen Entwicklungsmustern wie die

Strom- oder gekoppelte Strom- und Wärmeerzeugung im Bereich der öffentlichen

Versorgung.

2 Siehe dazu Heynert, G. und K. Hedden (1961), Temperaturprofil und Kinetik der Umsetzungen im Hochofen,

Chemie-Ingenieur-Technik 13: 460-478 sowie Nach Scholz benötigt der Hochofenprozess rund 414 kg

Kohlenstoff (dieser Bedarf entspricht 465 kg Koks/t Roheisen). Vgl. R. Scholz (2004), Kohlenstoffbedarf und

resultierende Kohlendioxid-Emission beim Hochofenprozess. Gutachten im Auftrag der ThyssenKrupp Stahl

AG.

53

EWI/EEFA


54

Tabelle 6.9: Endenergieverbrauch des übrigen Bergbaus und des Verarbeitenden

Gewerbes

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 1 - Hochpreis

Szenario 1 - Niedrigpreis

Steinkohle 132,0 123,3 116,9 112,6 104,0 100,4 122,8 117,0 113,0 104,4 100,4

Braunkohle 6,0 4,7 4,5 4,3 4,0 4,0 4,8 4,7 4,4 4,1 4,1

Übrig. FB 327,0 264,7 253,4 245,0 223,1 207,2 264,2 253,8 245,7 223,1 207,0

Heizöl,l 73,0 67,5 65,2 61,8 57,4 55,3 73,4 71,3 67,8 63,7 61,7

Heizöl,s. 79,0 74,3 66,8 64,5 60,7 56,7 79,6 72,0 69,7 66,5 62,6

Übrig. Mineralöle 6,0 9,6 9,7 9,6 9,6 9,8 9,6 9,7 9,6 9,6 9,8

Erdgas 791,0 793,0 786,3 785,8 772,9 766,4 800,0 796,9 797,0 785,0 779,3

Übrig. Gase 140,0 116,6 114,5 106,5 86,2 81,6 123,5 122,9 115,2 95,3 90,6

Strom 847,0 787,0 767,4 787,4 789,0 795,5 791,6 775,9 800,5 801,0 804,9

Fernwärme 59,0 35,4 35,6 34,1 32,2 31,4 36,5 37,0 35,6 33,8 33,1

Industrie, insgesamt 2460,0 2276,0 2220,4 2211,6 2139,2 2108,2 2306,2 2261,2 2258,6 2186,5 2153,5

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 2 - Hochpreis Szenario 2 - Niedrigpreis

Steinkohle 132,0 124,3 116,8 112,1 103,5 99,8 122,8 116,6 112,1 103,4 99,5

Braunkohle 6,0 4,8 4,5 4,3 4,0 4,0 4,8 4,7 4,4 4,2 4,1

Übrig. FB 327,0 268,4 252,9 244,6 222,6 206,6 264,3 253,3 244,8 222,0 206,0

Heizöl,l 73,0 68,0 65,3 61,9 57,6 55,4 73,4 71,3 67,8 63,7 61,6

Heizöl,s. 79,0 72,6 67,1 64,4 60,7 56,7 79,6 72,0 69,6 66,4 62,5

Übrig. Mineralöle 6,0 9,6 9,7 9,6 9,6 9,8 9,6 9,7 9,6 9,6 9,8

Erdgas 791,0 798,6 791,7 786,0 773,0 767,0 800,2 801,6 796,3 784,2 779,1

Übrig. Gase 140,0 118,9 114,3 106,0 85,6 81,0 123,6 122,4 114,3 94,2 89,6

Strom 847,0 795,2 784,6 779,5 778,0 780,7 799,3 789,6 788,2 784,7 788,1

Fernwärme 59,0 35,7 35,6 34,1 32,2 31,4 36,5 37,0 35,6 33,8 33,1

Industrie, insgesamt 2460,0 2296,1 2242,6 2202,5 2126,8 2092,5 2314,2 2278,1 2242,7 2166,1 2133,5

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 2a - Hochpreis Szenario 2a - Niedrigpreis

Steinkohle 132,0 125,8 112,6 106,2 95,7 88,1 124,3 113,6 107,8 96,9 89,1

Braunkohle 6,0 4,7 4,4 4,1 3,9 3,8 4,8 4,5 4,3 4,0 4,0

Übrig. FB 327,0 272,3 247,8 223,8 195,4 170,9 268,3 249,5 225,6 196,1 171,3

Heizöl,l 73,0 62,4 59,1 55,6 50,8 48,2 68,0 65,2 61,7 57,1 54,7

Heizöl, s. 79,0 65,5 62,1 58,1 52,8 47,4 72,6 67,1 63,4 58,6 53,4

Übrig. Mineralöle 6,0 9,6 9,7 9,6 9,6 9,8 9,6 9,7 9,6 9,6 9,8

Erdgas 791,0 796,5 779,4 756,0 727,6 699,4 798,4 790,3 767,5 739,9 712,1

Übrig. Gase 140,0 114,1 101,6 91,1 67,9 58,4 118,8 110,9 101,0 77,8 68,3

Strom 847,0 792,6 743,6 724,4 706,6 676,9 797,5 751,0 733,3 714,2 681,8

Fernwärme 59,0 34,9 32,1 30,4 28,2 27,0 35,7 33,9 32,4 30,2 29,1

Industrie, insgesamt 2460,0 2278,4 2152,3 2059,3 1938,4 1829,9 2298,1 2195,8 2106,4 1984,5 1873,6

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 3 - Hochpreis Szenario 3 - Niedrigpreis

Steinkohle 132,0 127,2 108,3 98,9 85,7 74,7 125,7 109,4 100,4 87,1 75,4

Braunkohle 6,0 4,7 4,3 4,0 3,7 3,6 4,7 4,4 4,1 3,8 3,8

Übrig. FB 327,0 276,3 242,5 216,6 186,1 158,4 272,2 244,3 218,3 187,0 158,6

Heizöl,l 73,0 57,0 53,0 49,4 44,1 41,2 62,4 58,9 55,3 50,2 47,4

Heizöl, s. 79,0 58,4 57,1 51,7 44,8 38,0 65,5 62,0 56,9 50,6 44,0

Übrig. Mineralöle 6,0 9,6 9,7 9,6 9,6 9,8 9,6 9,7 9,6 9,6 9,8

Erdgas 791,0 794,5 767,6 740,8 706,6 671,8 796,2 777,8 751,7 718,3 684,2

Übrig. Gase 140,0 109,3 88,7 74,8 47,9 34,0 113,9 98,2 84,7 58,1 43,6

Strom 847,0 791,6 727,4 704,4 685,5 656,6 795,3 736,1 714,3 695,5 664,9

Fernwärme 59,0 34,1 28,7 26,5 23,9 22,4 34,9 30,5 28,5 25,9 24,4

Industrie, insgesamt 2460,0 2262,8 2087,2 1976,8 1837,8 1710,5 2280,4 2131,3 2023,9 1886,2 1755,9

Quelle: EWI/EEFA

EWI/EEFA

Endenergieverbrauch der Industrie in PJ

Endenergieverbrauch der Industrie in PJ

Endenergieverbrauch der Industrie in PJ

Endenergieverbrauch der Industrie in PJ

Über alle Sektoren aggregiert zeichnet sich für die einzelnen Energieträger demnach folgende

Entwicklung ab: der Verbrauch von Steinkohle, Braunkohle und Kohleprodukten wird sich

gegenüber dem heutigen Niveau von 465 PJ deutlich verringern (Tabelle 6.9). Besonders

ausgeprägt ist der Rückgang in den Szenarien II a und III (Auktionierung der


Emissionsrechte). Maßgeblich dafür sind die Produktionseffekte in der Stahl- und der

Zementindustrie, deren variable Produktionskosten beim Übergang auf diese Form der

Zuteilung um bis zu 50 % ansteigen und denen eine Überwälzung dieser Zusatzkosten

aufgrund der Wettbewerbsintensität bei diesen Massenprodukten nicht gelingt.

Betroffen davon ist auch der Stromverbrauch; während in den Szenarien I und II noch ein

geringfügiger Anstieg auf etwas mehr als 220 TWh zu erwarten ist, bricht der Verbrauch in

den Szenarien II a und III um fast 20 % bzw. mehr als 40 TWh ein.

Der Transport von Personen und Gütern hat für die Klimaschutzpolitik unter zwei Aspekten

ein besonderes Gewicht:

- zum einen entfällt inzwischen fast ein Fünftel der CO2-Emissionen auf diesen

Bereich,

- zum anderen könnte insbesondere der Personenverkehr erhebliche Beiträge zur

Steigerung der Energieeffizienz leisten.

Abbildung 6.11: Spezifischer Energieverbrauch neu zugelassener Pkw, in Litern/100km

9,00

8,00

7,00

6,00

5,00

4,00

Quelle: EWI/EEFA

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Quelle: Kraftfahrtbundesamt

Otto Diesel

55

EWI/EEFA


56

Zwar konnte die Effizienz der Energienutzung in den letzten Jahren stetig verbessert werden

(vgl. Abbildung 6.11), der Durchschnittsverbrauch der Fahrzeugflotte liegt jedoch noch

deutlich über dem Verbrauchswert der neuzugelassenen Fahrzeuge. Mit dem Umschlag des

gesamten Fahrzeugbestandes innerhalb von 15 Jahren wird die Norm für Neufahrzeuge, die

Angaben des Kraftfahrtbundesamtes (KBA) gegenwärtig bei rund 7 Liter/100 km, bis 2020

für den gesamten Bestand wirksam.

Für den Personenverkehr kommt hinzu, dass mit dem Dieselmotor eine Technik zur

Verfügung steht, die im Vergleich zum Ottomotor deutlich effizienter ist und in den letzten

Jahren erhebliche Marktanteile gewinnen konnte. Lag der Anteil der Neuzulassungen von

Dieselfahrzeugen Mitte der neunziger Jahre noch bei 15 %, wird gegenwärtig fast jeder

zweite Pkw mit einem Dieselmotor neu zugelassen. Verstärkt wird dieser Effizienzeffekt noch

dadurch, dass die Nachfrage nach Kompaktfahrzeugen der unteren Mitteklasse in den letzten

Jahren überproportional zugenommen hat. Die Zulassungen in hubraumstärkeren

Fahrzeugklassen, abgesehen von Geländefahrzeugen (+8) und den sog. SUV („Sport Utilitie

Vehicles“) (+21 %) war hingegenrückläufig. In diesem Käuferverhalten dürften sich auch die

schon seit längerem zu beobachtenden kontinuierlichen Preissteigerungen bei Kraftstoffen

niedergeschlagen haben, die insbesondere in den Hochpreisszenarien auch in Zukunft ihre

Wirksamkeit behalten dürften.

EWI/EEFA


Tabelle 6.10: Endenergieverbrauch des Verkehrs

Endenergieverbrauch des Verkehrs in PJ

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 1 - Hochpreis Szenario 1 - Niedrigpreis

Biokraftstoffe 44,0 58,2 68,4 77,0 84,1 94,7 55,4 63,6 70,0 74,7 82,4

Benzin 1032,0 927,9 798,6 732,3 668,8 643,8 969,7 895,5 844,2 786,2 768,1

Diesel 1137,0 1091,2 1038,6 998,2 984,6 969,2 1101,0 1068,7 1026,1 1006,8 991,4

Kerosin 341,4 386,5 396,9 401,9 408,7 409,5 387,7 401,9 408,6 415,9 417,4

Erdgas 14,7 24,9 30,5 37,5 55,7 73,4 24,9 31,7 39,2 57,9 75,8

Übrig. Gase 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Strom 58,9 57,3 57,6 58,0 55,5 57,1 57,9 61,4 63,0 60,1 61,8

Verkehr insgesamt 2628,0 2545,9 2390,6 2305,0 2257,4 2247,7 2596,5 2522,8 2451,2 2401,7 2396,8

Endenergieverbrauch des Verkehrs in PJ

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 2 - Hochpreis Szenario 2 - Niedrigpreis

Biokraftstoffe 44,0 58,2 68,4 77,0 84,1 94,7 55,4 63,6 70,0 74,7 82,4

Benzin 1032,0 949,0 846,2 787,5 725,8 703,8 970,1 893,9 842,6 782,7 763,7

Diesel 1137,0 1102,7 1065,6 1027,7 1011,6 994,9 1103,4 1078,9 1044,5 1030,0 1021,8

Kerosin 341,4 387,7 400,6 406,6 413,3 414,3 387,8 401,7 408,3 415,5 416,8

Erdgas 14,7 24,9 30,5 37,5 55,7 73,4 24,9 31,7 39,2 57,9 75,8

Übrig. Gase 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Strom 58,9 57,5 58,4 59,4 57,0 58,8 57,0 58,4 59,6 56,9 57,8

Verkehr insgesamt 2628,0 2580,0 2469,7 2395,6 2347,6 2339,8 2598,5 2528,2 2464,3 2417,6 2418,3

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 2a - Hochpreis Szenario 2a - Niedrigpreis

Biokraftstoffe 44,0 58,2 68,4 77,0 84,1 94,7 55,4 63,6 70,0 74,7 82,4

Benzin 1032,0 949,0 845,3 784,5 721,1 696,9 970,1 892,9 839,6 778,0 756,9

Diesel 1137,0 1099,3 1050,0 1010,3 999,1 991,3 1103,4 1074,5 1038,8 1026,4 1017,6

Kerosin 341,4 387,0 398,0 403,1 409,9 410,9 387,8 401,2 407,6 414,5 415,5

Erdgas 14,7 24,2 28,5 34,8 53,3 71,2 24,9 31,7 39,2 57,9 75,8

Übrig. Gase 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Strom 58,9 57,4 57,2 57,5 54,4 54,9 57,0 57,9 58,7 55,6 56,4

Verkehr insgesamt 2628,0 2574,9 2447,2 2367,3 2321,8 2320,0 2598,5 2521,8 2454,0 2407,1 2404,5

Endenergieverbrauch des Verkehrs in PJ

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 3 - Hochpreis Szenario 3 - Niedrigpreis

Biokraftstoffe 44,0 58,2 68,4 77,0 84,1 94,7 55,4 63,6 70,0 74,7 82,4

Benzin 1032,0 949,0 845,3 764,7 647,0 588,9 970,1 893,0 819,8 704,0 648,9

Diesel 1137,0 1101,1 1022,8 925,1 883,2 875,1 1101,3 1035,9 940,2 898,4 890,5

Kerosin 341,4 387,7 400,1 406,1 413,0 413,9 387,8 401,2 407,8 415,0 416,3

Erdgas 14,7 24,9 30,6 37,6 55,9 73,5 24,9 31,7 39,2 57,9 75,8

Übrig. Gase 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Strom 58,9 58,3 60,9 61,8 58,0 58,6 57,8 61,1 62,4 58,7 59,4

Verkehr insgesamt 2628,0 2579,2 2428,0 2272,3 2141,3 2104,7 2597,3 2486,4 2339,4 2208,7 2173,2

Quelle: EWI/EEFA

Endenergieverbrauch des Verkehrs in PJ

Der Transport von Personen und Gütern ist bislang eine Domäne der Mineralölprodukte (Tab.

6.10). An dieser grundsätzlichen Einschätzung wird sich auch in Zukunft wenig ändern, auch

wenn im Bereich des Personenverkehrs Elektrofahrzeuge aufgrund ihres fast verlustfreien

Betriebs wesentlich zur Effizienzsteigerung des Gesamtsystems beitragen könnten.

Über alle Sektoren aggregiert ergibt sich der in Tabelle 6.11 zusammengefasste

Endenergieverbrauch.

57

EWI/EEFA


58

Tabelle 6.11: Endenergieverbrauch insgesamt

EWI/EEFA

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 1 - Hochpreis Szenario 1 - Niedrigpreis

Industrie 2460,0 2276,0 2220,4 2211,6 2139,2 2108,2 2306,2 2261,2 2258,6 2186,5 2153,5

Verkehr 2628,0 2545,9 2390,6 2305,0 2257,4 2247,7 2596,5 2522,8 2451,2 2401,7 2396,8

GHD 1445,0 1411,4 1361,7 1345,9 1313,5 1281,7 1464,1 1425,5 1419,2 1393,6 1366,0

Haushalte 2640,0 2597,8 2529,1 2480,4 2391,9 2315,2 2624,8 2576,7 2535,7 2450,0 2371,6

Endenergie insgesamt 9173,0 8831,2 8501,7 8342,9 8102,1 7952,9 8991,6 8786,1 8664,7 8431,7 8287,9

Szenario 2 - Hochpreis Szenario 2 - Niedrigpreis

Industrie 2460,0 2296,1 2242,6 2202,5 2126,8 2092,5 2314,2 2278,1 2242,7 2166,1 2133,5

Verkehr 2628,0 2580,0 2469,7 2395,6 2347,6 2339,8 2598,5 2528,2 2464,3 2417,6 2418,3

GHD 1445,0 1421,0 1362,2 1336,8 1305,6 1272,4 1462,3 1423,6 1405,6 1378,8 1351,5

Haushalte 2640,0 2628,1 2528,4 2470,5 2380,2 2300,8 2625,1 2574,5 2521,4 2432,3 2353,7

Endenergie insgesamt 9173,0 8925,2 8602,9 8405,5 8160,0 8005,4 9000,2 8804,4 8634,0 8394,7 8257,1

Szenario 2a - Hochpreis Szenario 2a - Niedrigpreis

Industrie 2460,0 2278,4 2152,3 2059,3 1938,4 1829,9 2298,1 2195,8 2106,4 1984,5 1873,6

Verkehr 2628,0 2574,9 2447,2 2367,3 2321,8 2320,0 2598,5 2521,8 2454,0 2407,1 2404,5

GHD 1445,0 1397,7 1340,9 1291,0 1263,6 1216,7 1418,7 1366,3 1332,6 1290,8 1241,5

Haushalte 2640,0 2633,9 2486,4 2419,1 2323,2 2230,8 2631,8 2534,8 2470,1 2374,7 2282,0

Endenergie insgesamt 9173,0 8884,9 8426,8 8136,6 7846,9 7597,4 8947,2 8618,6 8363,1 8057,2 7801,7

Szenario 3 - Hochpreis Szenario 3 - Niedrigpreis

Industrie 2460,0 2262,8 2087,2 1976,8 1837,8 1710,5 2280,4 2131,3 2023,9 1886,2 1755,9

Verkehr 2628,0 2579,2 2428,0 2272,3 2141,3 2104,7 2597,3 2486,4 2339,4 2208,7 2173,2

GHD 1445,0 1385,0 1312,4 1262,7 1216,0 1143,6 1395,8 1332,0 1277,8 1239,0 1171,6

Haushalte 2640,0 2659,9 2477,1 2394,4 2317,1 2236,7 2656,7 2527,3 2448,7 2374,1 2293,6

Industrie, insgesamt 9173,0 8886,8 8304,8 7906,1 7512,2 7195,6 8930,2 8477,0 8089,7 7708,1 7394,4

Quelle: EWI/EEFA

Für die Diskussion über die Energieeffizienz sind weniger die absoluten Verbrauchszahlen als

vielmehr die spezifischen Kennziffern entscheidend. Als Kennziffer zur Messung der

Energieeffizienz wird typischerweise die Energieintensität, also der Verbrauch an Energie je

Einheit Produktion herangezogen. Die Endenergieeffizienz setzt sich jedoch wie der

Endenergieverbrauch selbst aus einer Vielzahl unterschiedlicher Einzelfaktoren zusammen,

die zwar rein formal die Effizienz beeinflussen, inhaltlich jedoch anderen Einflussfaktoren

zugeordnet werden müssen. Effizienzsteigerungen in der engeren technologischen

Abgrenzung lassen sich aus dieser Gesamtkennziffer nicht isolieren.

Ähnliche Messprobleme ergeben sich bei der Wahl der Bezugsgröße, die nur als Summe der

sektoralen Bruttoproduktionswert oder der Bruttowertschöpfungen 3 darstellbar ist. Eine

Addition der für technologische Effizienzkennziffern eher geeigneten physischen

3 Der Bruttoproduktionswert misst die erzielte Produktionsleistung und schließt nicht nur die Kosten des

Arbeits- und Kapitaleinsatzes, sondern auch die Vorleistungsbezüge, darunter auch den Energieeinsatz ein.

Intrasektorale Lieferungen werden dabei explizit berücksichtigt, führen allerdings dazu, dass diese Größe durch

Doppel- oder Mehrfachzählungen von Vorleistungsbezügen aufgebläht wird. Der auf diese Größe bezogene

Energieverbrauch führt daher tendenziell zu einer Nivellierung der spezifischen Kennziffer. Die

Bruttowertschöpfung misst hingegen lediglich den Einsatz der Primärfaktoren Arbeit und Kapital, enthält

insoweit keine Vorleistungsbezüge und ergibt sich aus dem Gesamtwert der im Produktionsprozess erzeugten

Waren und Dienstleistungen (Bruttoproduktionswert), vermindert um die im Produktionsprozess verbrauchten,

verarbeiteten oder umgewandelten Waren und Dienstleistungen. Die daraus gebildete spezifische Kennziffer ist

allerdings keine echte Gliederungszahl und nicht auf eins normiert, da die Kosten des Energieeinsatzes nicht in

der Bruttowertschöpfung (dem Nenner) enthalten sind. Grundsätzlich könnte diese Kennziffer daher auch über

100 % liegen.


Produktionen verbietet sich aufgrund der unterschiedlichen Dimensionen. Deshalb kann die in

Tabelle 6.12 dargestellte Effizienzentwicklung - gemessen als Endenergieverbrauch

insgesamt am preisbereinigten Bruttoinlandsprodukt - nur eingeschränkt als Indikator für die

Erhöhung der Energieproduktivität verwendet werden.

Tabelle 6.12: Endenergieeffizienz

2000 2005 2010 2020 2030 2005 2010 2020 2030

Szenario I- Hochpreis 223 232 261 322 394 0,77 1,56 1,85 1,91

Szenario II- Hochpreis 223 232 259 326 409 0,77 1,49 1,91 2,03

Szenario IIa- Hochpreis 223 232 260 331 412 0,77 1,53 1,99 2,06

Szenario III- Hochpreis 223 232 261 339 428 0,77 1,55 2,11 2,19

Szenario I- Niedrigpreis 223 232 257 317 397 0,77 1,42 1,77 1,94

Szenario II- Niedrigpreis 223 232 258 323 406 0,77 1,45 1,85 2,01

Szenario IIa- Niedrigpreis 223 232 260 326 408 0,77 1,51 1,91 2,03

Szenario III- Niedrigpreis 223 232 261 334 421 0,77 1,55 2,03 2,14

2000 2005 2010 2020 2030 2005 2010 2020 2030

Szenario I- Hochpreis 143 150 174 227 295 0,97 1,97 2,34 2,44

Szenario II- Hochpreis 143 150 171 219 275 0,97 1,79 2,14 2,20

Szenario IIa- Hochpreis 143 150 171 220 274 0,97 1,78 2,16 2,19

Szenario III- Hochpreis 143 150 174 238 317 0,97 1,94 2,57 2,68

Szenario I- Niedrigpreis 143 150 173 226 298 0,97 1,91 2,31 2,48

Szenario II- Niedrigpreis 143 150 172 219 279 0,97 1,86 2,15 2,25

Szenario IIa- Niedrigpreis 143 150 174 218 277 0,97 1,96 2,12 2,22

Szenario III- Niedrigpreis 143 150 176 238 317 0,97 2,08 2,58 2,69

2000 2005 2010 2020 2030 2005 2010 2020 2030

Szenario I- Hochpreis 240 237 219 185 155 -0,23 -0,89 -1,29 -1,44

Szenario II- Hochpreis 240 237 220 179 146 -0,23 -0,86 -1,45 -1,64

Szenario IIa- Hochpreis 240 237 219 178 145 -0,23 -0,88 -1,48 -1,66

Szenario III- Hochpreis 240 237 219 176 146 -0,23 -0,89 -1,52 -1,64

Szenario I- Niedrigpreis 240 237 220 185 150 -0,23 -0,86 -1,28 -1,54

Szenario II- Niedrigpreis 240 237 220 178 144 -0,23 -0,87 -1,47 -1,69

Szenario IIa- Niedrigpreis 240 237 219 178 144 -0,23 -0,89 -1,48 -1,69

Szenario III- Niedrigpreis 240 237 219 178 146 -0,23 -0,91 -1,49 -1,63

2000 2005 2010 2020 2030 2005 2010 2020 2030

Szenario I- Hochpreis 454 414 358 282 217 -1,82 -2,35 -2,35 -2,42

Szenario II- Hochpreis 454 414 354 269 203 -1,82 -2,45 -2,57 -2,65

Szenario IIa- Hochpreis 454 414 355 262 189 -1,82 -2,44 -2,72 -2,89

Szenario III- Hochpreis 454 414 356 256 188 -1,82 -2,40 -2,82 -2,90

Szenario I- Niedrigpreis 454 414 354 278 203 -1,82 -2,45 -2,42 -2,65

Szenario II- Niedrigpreis 454 414 347 263 192 -1,82 -2,66 -2,69 -2,83

Szenario IIa- Niedrigpreis 454 414 343 261 190 -1,82 -2,77 -2,73 -2,87

Szenario III- Niedrigpreis 454 414 346 252 178 -1,82 -2,68 -2,90 -3,08

Quelle: EWI/EEFA

BIP real/Endenergie in €/GJ

Endenergieeffizienz

Primärenergieeffizienz

BIP real/Primärenergie in €/GJ

Stromintensität

Stromverbrauch /BIP real in kWh/1000 €

CO 2-Intensität

CO2-Emissionen/BIP real in kg/1000 €

59

Veränderungsraten gegenüber 2000 in %

Veränderungsraten gegenüber 2000 in %

Veränderungsraten gegenüber 2000 in %

Veränderungsraten gegenüber 2000 in %

EWI/EEFA


60

Abgesehen von diesen Messproblemen sind die Potentiale zur Steigerung der Energieeffizienz

in den einzelnen Sektoren allerdings auch sehr unterschiedlich und hängen insbesondere von

dem bereits erreichten Effizienzniveau in den einzelnen Prozessen ab. In den energie-

intensiven Prozessen der industriellen Produktion ist der Anlagenpark bereits vergleichsweise

effizient. Deshalb können dort in Zukunft, selbst bei einer forcierten Modernisierung des

Kapitalstocks, nur noch geringere Effizienzverbesserungen erzielt werden. In anderen

Bereichen, wie beispielsweise den energieextensiven Produktionsprozessen des Verarbeiten-

den Gewerbes, im Verkehr oder bei der Beheizung der Gebäude und Wohnungen könnten bei

einer forcierten Modernisierungsstrategie zum Teil erhebliche Effizienzsteigerungen realisiert

werden. Würden beispielsweise sämtliche Gebäude und Wohnungen auf einen für Neubauten

üblichen Wärmestandard gebracht, könnten die Wärmeverluste von rund 630 TWh auf

250 TWh, also um mehr als 60 % verringert und die CO2-Emissionen um rund 90 Mio. t

reduziert werden.

Selbstverständlich kann dieses Potential nicht innerhalb weniger Jahre erschlossen werden.

Die von der Bundesregierung beschlossene Mittelerhöhung zur energetischen Altbau-

sanierung, ein attraktives Zinsniveau und insbesondere das hohe Energiepreisniveau können

diesen Modernisierungsprozess jedoch nachhaltig befördern. Für diese Annahme spricht nicht

zuletzt der Erfolg der KfW-Programme in den letzten Jahren. So konnten nach Angaben der

KfW von 1990 bis 2005 allein über deren Fördermittel der CO2-Ausstoß im Gebäudebestand

um 10 Mio. t verringert werden. Auch die starke Nachfrage nach Mitteln der zum 1. Februar

2006 gestarteten Förderinitiative Wohnen, Umwelt und Wachstum (WUW) lassen weitere

Effizienzverbesserungen und CO2-Minderungen erwarten.

Ähnliche Effizienzverbesserungen sind im Verkehrsbereich möglich. Denn der spezifische

Verbrauch von neu zugelassenen Pkw liegt im Durchschnitt noch um mehr als das Doppelte

über dem schon seit einigen Jahren technisch machbaren 3-Liter-Pkw.

Maßnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz im Verkehrsbereich und bei der Beheizung

der Gebäude und Wohnungen senken allerdings nicht den Energieverbrauch, sondern

verringern gleichzeitig die Abhängigkeit von Öl- und Gasimporten, da in beiden

Verbrauchssegmenten der Einsatz von Öl und Gas dominiert. Insoweit kann in diesen

Bereichen eine doppelte Dividende der Energieverbrauchssenkung und der geringeren

Abhängigkeit von Öl und Gas erzielt werden.

EWI/EEFA


6.5 Energiemix und Importabhängigkeit

Grundlegende Änderungen der gesetzlichen Rahmenbedingungen, die stärker als bislang auf

die Steigerung der Energieeffizienz abzielen und die Sanktionierung des Kohlenstoff-

verbrauchs durch den Emissionshandel werden die Nachfrage- und Angebotsstrukturen zum

Teil erheblich verändern. Dabei können kohlenstoffarme oder –freie Energiequellen entweder

aufgrund marktgetriebener Wettbewerbsvorteile oder durch gesetzlich definierte Förder-

mechanismen ihre Marktstellung erheblich ausbauen.

Erneuerbaren Energiequellen profitieren gegenwärtig vor allem von den Fördermechanismen;

gleichzeitig kann ihr Wachstum ein Beitrag zur Sicherheit der physischen Energieversorgung,

aber auch zur Verringerung des Einflusses der Weltenergiemärkte auf die heimischen

Energie- und Produktionskosten sein. Diese Abkoppelung ist für die Binnenwirtschaft

selbstverständlich nur dann von Vorteil, wenn die damit verbundenen Zusatzkosten die

Kosten- und Preiseffekte der Weltenergiemärkte nicht übersteigen. Eine bedingungslose

Erhöhung des Anteils heimischer, nicht wettbewerbsfähiger Energieträger am Primärenergie-

verbrauch entspricht deshalb ebenso wenig einer auf Versorgungssicherheit bedachten

langfristigen Orientierung der Energieversorgung wie die Diskriminierung wettbewerbs-

fähiger heimischer Energiequellen.

Selbst ein höherer Beitrag der erneuerbarer Energiequellen zur Deckung des gesamten

Energiebedarfs kann allerdings nicht verhindern, dass die Energieversorgung insgesamt sich

stärker in Richtung der Energieimporte verschiebt. Ambitionierte Klimaschutzziele stellen die

bisherige Dominanz der Kohle in der Stromerzeugung in Frage, so dass sich über die

Änderungen in der Zusammensetzung des Kraftwerksparks auch der Energiemix grundlegend

ändern kann. So nimmt in allen Szenarien mit niedrigeren Energiepreisanstiegen der

Primärenergiebedarf an Erdgas zu, besonders ausgeprägt in den Szenarien mit Ausstieg aus

der Kernenergie. Zusätzlichen Antrieb erhält dieser Strukturwandel folglich durch den bislang

noch gültigen Ausstieg aus der Kernenergie.

Diese strukturellen Änderungen werden von einem massiven Niveaueffekt überlagert.

Insbesondere in jenen Szenarien, in denen die Kernenergie entsprechend dem Ausstiegs-

beschluss nur noch bis 2023 zur Stromerzeugung genutzt wird, liegt der Primärenergie-

61

EWI/EEFA


62

verbrauch um bis zu 2000 PJ unter den Niveaus in den Szenarien mit unbeschränkter Nutzung

dieser Technik (Szenarien I und III gegenüber Szenarien II und II a, (vgl. Tabelle 6.13).

Dieser Niveaueffekt ist nicht zuletzt auf die in der primärenergetischen Bilanzierung dieser

Technik verwendete Wirkungsgradmethode zurückzuführen, die der Erzeugung einer

Megawattstunde den dreifachen Einsatz an Primärenergie zurechnet. Demgegenüber wird für

die Erneuerbaren Energiequellen Wind und Sonne ein Primärenergieäquivalent in Höhe der

tatsächlichen Erzeugung angenommen, so dass mit dem Rückgang der Stromerzeugung aus

Kernenergie um 1 TWh und eine gleichhohe Zunahme der Stromerzeugung aus Wind- oder

Sonnenenergie rein rechnerisch eine Einsparung an Primärenergie von 2 TWh ausgewiesen

wird.

Tabelle 6.13: Entwicklung des Primärenergieverbrauchs nach Szenarien

EWI/EEFA

Primärenergieverbrauch in PJ

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 1 - Hochpreis Szenario 1 - Niedrigpreis

S teinkohle 1843 1710 1461 1090 901 814 1416 1157 876 609 428

Braunkohle 1596 1429 1528 1512 1364 1234 1379 1450 1317 939 657

Mineralöle 5152 4743 4461 4289 4140 4042 4869 4655 4503 4362 4277

Naturgas e 3250 3012 2962 3070 3060 3009 3403 3358 3703 4097 4347

Wasserkraft, Windkraft 172 241 295 338 389 428 241 295 338 389 428

Außenhandelss aldo S trom -31 17 29 62 83 77 -6 1 3 -5 -41

Kernenergie 1779 1375 1115 559 111 0 1375 1115 559 111 0

Biomass e, Müll, Übrige 525 691 748 861 910 950 688 744 855 900 938

PEV

nachrichtlich

14286 13217 12598 11783 10958 10556 13365 12774 12154 11401 11034

Anteil Erneuerbare, in % 4,5 7,0 8,3 10,1 11,8 13,0 7,0 8,1 9,8 11,3 12,4

Szenario 2 - Hochpreis Szenario 2 - Niedrigpreis

S teinkohle 1843 1623 1385 900 705 618 1355 980 818 596 492

Braunkohle 1596 1426 1521 1502 1391 1297 1353 1414 1249 930 746

Mineralöle 5152 4791 4540 4380 4231 4134 4871 4693 4550 4414 4336

Naturgas e 3250 3007 2856 2932 2821 2768 3281 3225 3267 3446 3508

Wasserkraft, Windkraft 172 227 270 302 331 349 227 270 302 331 349

Außenhandelss aldo S trom -31 14 13 -33 -63 -78 -14 -18 -23 -53 -59

Kernenergie 1779 1700 1700 1700 1700 1850 1700 1700 1700 1699 1694

Biomass e, Müll, Übrige 525 703 736 809 849 879 688 733 802 838 865

PEV

nachrichtlich

14286 13491 13021 12493 11964 11818 13461 12997 12666 12201 11931

Anteil Erneuerbare, in % 4,5 6,9 7,7 8,9 9,8 10,3 6,8 7,7 8,7 9,5 10,1

Szenario 2a - Hochpreis Szenario 2a - Niedrigpreis

S teinkohle 1843 1599 1683 1216 831 688 1334 1375 1037 667 541

Braunkohle 1596 1435 1079 964 724 598 1355 1021 907 608 480

Mineralöle 5152 4748 4466 4281 4142 4052 4813 4593 4438 4288 4197

Naturgas e 3250 3092 3006 3011 2977 2862 3216 3282 3338 3435 3393

Wasserkraft, Windkraft 172 227 270 302 331 349 227 270 302 331 349

Außenhandelss aldo S trom -31 -14 -14 -18 -41 -47 -14 -14 -18 -43 -50

Kernenergie 1779 1700 1700 1700 2004 2000 1700 1700 1700 1694 1690

Biomass e, Müll, Übrige 525 715 728 784 820 843 700 728 783 813 832

PEV

nachrichtlich

14286 13503 12917 12241 11787 11344 13330 12955 12486 11793 11431

Anteil Erneuerbare, in % 4,5 7,0 7,7 8,9 9,7 10,4 6,9 7,7 8,7 9,7 10,3

Szenario 3 - Hochpreis Szenario 3 - Niedrigpreis

S teinkohle 1843 1644 1586 1123 695 598 1384 1295 812 475 334

Braunkohle 1596 1438 1074 907 669 611 1379 1019 846 429 275

Mineralöle 5152 4723 4376 4116 3869 3714 4773 4489 4236 4001 3857

Naturgas e 3250 3096 2983 3113 3326 3121 3266 3261 3504 3740 3647

Wasserkraft, Windkraft 172 248 324 396 479 536 248 324 396 479 536

Außenhandelss aldo S trom -31 27 64 89 63 -6 27 41 21 43 44

Kernenergie 1779 1375 1115 559 111 0 1375 1115 559 111 0

Biomass e, Müll, Übrige 525 738 769 886 952 993 722 762 876 937 973

PEV

nachrichtlich

14286 13288 12291 11189 10164 9567 13176 12306 11250 10216 9667

Anteil Erneuerbare, in % 4,5 7,3 8,6 10,9 13,2 14,7 7,4 8,8 11,3 13,8 15,5

Quelle: EWI/EEFA


6.6 Entwicklung der Treibhausgasmissionen

Die Entwicklung der Treibhausgasemissionen ist zwar einerseits eine Vorgabe für die

einzelnen Szenarien und den dabei angenommenen Minderungszielen, andererseits aber das

Ergebnis der Reaktionen der am Emissionshandel beteiligten Anlagenbetreiber oder der

staatlichen Klimaschutzpolitik. Deshalb kann erst nach Abschluss dieser Anpassungen eine

sektoral oder energiespezifische Bilanz der CO2-Emissionen erstellt werden. In Szenario I und

II wurde angenommen, dass Deutschland seine Treibhausgasemissionen bis 2030 um 30 %

verringert, in Szenario III wird eine TGH-Minderungsverpflichtung um 50% unterstellt.

Tabelle 6.14: Entwicklung der gesamten CO2-Emissionen in Deutschland in Mio t 4

1990 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

S teinkohle 212 180,4 167,6 143,2 106,8 88,3 79,8 138,8 113,4 85,9 59,7 42,0

Bra unkohle 351 178,8 160,1 171,1 169,4 152,7 138,2 154,4 162,4 147,6 105,1 73,6

Minera löle 344 342,1 327,2 316,7 308,8 298,1 291,0 336,0 330,5 324,2 314,1 308,0

Naturg a se 123 185,3 170,1 167,6 174,0 174,5 172,6 190,6 188,0 207,4 229,4 243,4

CO 2-Emissionen 1031 886,6 824,9 798,5 759,1 713,6 681,7 819,8 794,3 765,0 708,3 666,9

Minderung en in % zu 1990 -14,0 -20,0 -22,5 -26,4 -30,8 -33,9 -20,5 -23,0 -25,8 -31,3 -35,3

S teinkohle 212 180,4 159,1 135,7 88,2 69,1 60,6 132,8 96,0 80,2 58,4 48,2

Bra unkohle 351 178,8 159,7 170,4 168,3 155,8 145,3 151,5 158,3 139,9 104,1 83,5

Minera löle 344 342,1 330,6 322,3 315,4 304,6 297,7 336,1 333,2 327,6 317,8 312,2

Naturg a se 123 185,3 169,8 161,6 166,3 161,1 159,1 185,1 182,4 185,1 196,2 200,7

CO 2-Emissionen 1031 886,6 819,2 790,0 738,2 690,6 662,7 805,5 770,0 732,9 676,6 644,6

Minderung en in % zu 1990 -14,0 -20,5 -23,4 -28,4 -33,0 -35,7 -21,9 -25,3 -28,9 -34,4 -37,5

S teinkohle 212 180,4 156,7 164,9 119,2 81,4 67,4 130,7 134,7 101,6 65,4 53,0

Bra unkohle 351 178,8 160,8 120,8 108,0 81,1 66,9 151,8 114,4 101,6 68,1 53,8

Minera löle 344 342,1 327,6 317,1 308,3 298,2 291,7 332,1 326,1 319,5 308,7 302,2

Naturg a se 123 185,3 174,5 169,9 170,6 169,7 164,3 181,5 185,6 189,1 195,6 194,3

CO 2-Emissionen 1031 886,6 819,6 772,7 706,0 630,4 590,3 796,0 760,8 711,9 637,8 603,2

Minderung en in % zu 1990 -14,0 -20,5 -25,1 -31,5 -38,9 -42,7 -22,8 -26,2 -31,0 -38,1 -41,5

S teinkohle 212 180,4 161,1 155,4 110,0 68,1 58,6 135,7 126,9 79,6 46,5 32,8

Bra unkohle 351 178,8 161,0 120,3 101,6 74,9 68,4 154,5 114,2 94,7 48,1 30,8

Minera löle 344 342,1 325,9 310,7 296,4 278,6 267,4 329,3 318,7 305,0 288,1 277,7

Naturg a se 123 185,3 174,8 168,8 176,4 189,4 178,9 184,3 184,4 198,4 212,7 208,5

CO2-Emissionen 1031 886,6 822,8 755,1 684,4 611,0 573,3 803,8 744,3 677,7 595,4 549,8

Minderung en in % zu 1990

1

E nerg ie- und P rozessbeding t

-14,0 -20,2 -26,8 -33,6 -40,7 -44,4 -22,0 -27,8 -34,3 -42,3 -46,7

Quelle: EWI/EEFA

Entwicklung der CO 2-Emissionen 1 in Mio. t

Szenario 1 - Hochpreis Szenario 1 - Niedrigpreis

Szenario 2 - Hochpreis Szenario 2 - Niedrigpreis

Szenario 2a - Hochpreis Szenario 2a - Niedrigpreis

Szenario 3 - Hochpreis Szenario 3 - Niedrigpreis

Bezogen auf das Ausgangsniveau im Basisjahr von 1 230 Mio. t Treibhausgasen müssen die

Emissionen also innerhalb von 40 Jahren auf 861 Mio. t reduziert werden – in Szenario III mit

einem Minderungsziel von 50% sogar auf 615 Mio. t: Da von den übrigen Treibhausgasen

4 Werte in Darstellung gerundet.

63

EWI/EEFA


64

allein schon aufgrund deren inzwischen erreichten Niveaus nur noch geringe zusätzliche

Minderungsbeiträge zu erwarten sind, entfällt der größte Teil der absoluten Minderungs-

anforderungen auf CO2. Selbst wenn ein Teil der Minderungsverpflichtungen über JI/CDM-

Projekte abgedeckt werden kann, müssen die heimischen CO2-Minderungen um bis zum

Dreifachen der bisher erreichten Minderungsleistungen gesteigert werden (vgl. Tabelle 6.14).

Der Beitrag der CO2-Minderungen schwankt in Abhängigkeit vom Energiepreispfad und

Zuteilungsmechanismus, allein der Übergang auf die Auktionierung erhöht den Minderungs-

beitrag aus CO2-Emissionen im Hochpreisszenario um mehr als 70 Mio. t. Neben

strukturellen Veränderungen im Kraftwerkspark sind dafür auch die Produktionskürzungen in

den kohlenstoffintensiven, im internationalen Wettbewerb operierenden Unternehmen verant-

wortlich. Dabei ist der Hinweis von Bedeutung, dass diese Emissionsminderungen erst die

Folge der Auktionierung sind und daher nicht schon in der Menge der zu auktionierenden

Rechte berücksichtigt werden können. Die strukturellen Veränderungen im Kraftwerkspark –

höherer Gasanteil in den Niedrigpreisszenarien - sind auch der maßgebliche Grund für die

höheren Minderungserfolge in den Niedrigpreisszenarien.

6.7 Sektorale und makroökonomische Effekte

Konstitutives Merkmal der vorliegenden Untersuchung ist die Integration von

energiewirtschaftlicher Detailanalyse und sektoraler bzw. makroökonomischer Totalanalyse.

Die Effekte auf den einzelnen Ebenen der Energieversorgung, der sektoralen Produktion und

Beschäftigung und der Makroökonomie werden also nicht nur isoliert voneinander ermittelt,

sondern in einem iterativen Prozess aufeinander abgestimmt und zu einem konsistenten

Gesamtbild zusammengeführt. Deshalb sind die im folgenden Abschnitt dargestellten

sektoralen und gesamtwirtschaftlichen Wirkungen nicht nur eine Folge der elektrizitäts- und

energiewirtschaftlichen Anpassungsreaktionen auf unterschiedliche Reduktionsziele und

Minderungsstrategien, sondern zugleich die Vorgabe für wichtige elektrizitäts- und

energiewirtschaftliche Kennziffern wie Bruttostrom- oder Endenergieverbrauch.

Erst mit diesem auch methodisch anspruchsvollen Ansatz lassen sich die Zusatzkosten

unterschiedlicher Reduktionsziele und Minderungsstrategien angemessen berechnen, in eine

Rangfolge bringen und Aussagen über die relative Vorteilhaftigkeit der einzelnen Strategien

gewinnen. Dabei ist der Hinweis von Bedeutung, dass die im folgenden ausgewiesenen

Effekte stets als Nettogrößen erscheinen, in denen die expansiven und kontraktiven

EWI/EEFA


Wirkungen einzelner Maßnahmen oder ganzer Strategien bereits gegeneinander saldiert sind -

unter Berücksichtigung der vielfältigen Interdependenzen zwischen sektoralen Produktions-,

Investitions- und Konsumentscheidungen auf der einen und den jeweiligen Kosten- und

relativen Preiseffekten auf der anderen Seite.

Zu dieser Gesamtbilanzierung der positiven und negativen Effekte unterschiedlicher

Reduktionsziele und Minderungsstrategien gehören selbstverständlich auch die

Wohlfahrtseffekte der vermiedenen CO2-Emissionen. Abgesehen von den dabei auftretenden

schwierigen Bewertungsfragen kann im Rahmen dieser Studie vor allem aus zwei Gründen

auf den expliziten Ausweis dieser Effekte verzichtet werden:

− in sechs von acht Szenarien sind die Minderungsvorgaben und damit die

Wohlfahrtseffekte der vermiedenen CO2-Emissionen identisch, so dass für die

Beurteilung der Reduktionsziele und Minderungsstrategien die damit verbunden

Zusatzkosten ausreichen;

− selbst die in Szenario III bis 2030 um rund 250 Mio. t höheren nationalen

Minderungen dürften zu gering sein, um im globalen Maßstab nennenswerte

Wohlfahrtseffekte zu erzielen, so dass auch in diesem Szenario eine Beschränkung auf

die damit verbunden Zusatzkosten zulässig erscheint.

Insoweit erlaubt die vorliegende Untersuchung allein auf der Grundlage von

Kostendifferenzen eine Bewertung der ökonomischen und klimaschutzbedingten Faktoren,

über die mittels der heute verfügbaren quantitativen Analysemethoden Aussagen abgeleitet

werden können. Dazu zählen Auswirkungen auf den Zertifikatspreis für CO2, Struktur und

Kosten der Stromerzeugung, CO2-Emissionen, Strompreis, Energie- und CO2-Kosten sowie

Wachstums-, Produktions- und Beschäftigungseffekte.

Ambitionierte Klimaschutzziele setzen einerseits zusätzliche Anreize für Produktion und

Beschäftigung in den Sektoren, die entweder die Techniken zur CO2-Minderung bereitstellen

oder über staatlich gesetzte Fördermechanismen Wettbewerbs- und Marktvorteile gegenüber

nicht begünstigten Sektoren erringen können. Andererseits können ambitionierte Klima-

schutzziele nur unter Inkaufnahme von zum Teil erheblichen Kostensteigerungen erreicht

werden, die in den davon betroffenen Sektoren selbstverständlich mit negativen Produktions-

und Beschäftigungseffekten verbunden sind. Diese Effekte sind insbesondere dann zu

erwarten, wenn durch isolierte nationale oder EU-weite Minderungsvorgaben wettbewerbs-

fähige Strompreise nicht mehr garantiert werden können, weil dafür geeignete Grundlast-

65

EWI/EEFA


66

kraftwerke, wie z. B. Kernkraftwerke sowie Braunkohle-, Steinkohle- und Laufwasserkraft-

werke, aus Klimaschutz- oder anderen Gründen nicht mehr vorhanden sind. So induzieren die

in Szenario III zu erwartenden nominalen Strompreissteigerungen 5 von rund 37 €/MWh

gegenüber Szenario II bei unverändertem Stromverbrauch im Hochpreisfall allein für die

privaten Haushalte zusätzliche Ausgaben für Strom in Höhe von 5 Mrd. € 6 , die durch Energie-

und insbesondere Stromeinsparungen von rund 10 TWh nicht annähernd kompensiert werden

können und deshalb die Energieausgaben (Kraftstoffe, Heizstoffe und Strom) in Szenario III

von 4,2 Mrd. € im Jahr 2030 erhöhen. (vgl. Tabelle 6.15).

Für die erste Handelsperiode und nach den bisher von der EU-Kommission genehmigten

Plänen auch für die zweite Handelsperiode wird die im internationalen Wettbewerb stehende

Industrie vom Zukauf von Emissionsberechtigungen weitgehend freigestellt. Mit dem

Übergang auf eine vollständige Auktionierung entfällt dieser Schutz gegenüber Wettbe-

werbern aus Staaten, die nicht am Emissionshandel teilnehmen. Für die konkreten Wirkungen

ist zu berücksichtigen, dass Effizienzverbesserungen im Bereich der industriellen Grundstoff-

produktion zunehmend kostenträchtiger werden und weitergehende Emissionsminderungen

relativ rasch an technische Grenzen stoßen. Deshalb besteht die Gefahr, dass die Zusatzkosten

nicht durch interne Anpassungsmaßnahmen aufgefangen werden können, sondern zu

Wettbewerbsnachteilen gegenüber Anbietern aus Drittländern führen - um den Preis

entsprechender Produktions- und Beschäftigungsverluste. Der vollständige Zukauf von

Emissionsminderungen müsste insoweit mit dem Verlust von Produktion und Beschäftigung

am Standort Deutschland bezahlt werden.

Unmittelbar betroffen sind davon zunächst die kohlenstoffintensiven Produktionsprozesse im

verarbeitenden Gewerbe wie etwa die Oxygenstahl- oder die Zementproduktion. Die

Auslagerung dieser Prozesse trifft jedoch über die intermediären Verflechtungen auch jene

Sektoren, die als Vorleistungslieferanten wichtige Rohstoffe und Vorprodukte für diese

Erzeugung bereitstellen. Mittel- und langfristig geht auch der Teil der Investitionen verloren,

die diese Sektoren zur Aufrechterhaltung ihrer Produktion oder zur Modernisierung ihrer

Anlagen ansonsten benötigen würden.

Damit wird ein gesamtwirtschaftlicher Kontraktionsprozess eingeleitet, der zu entsprechenden

Realeinkommensverlusten sowohl bei den privaten Haushalten auch als beim Staat führt. Die

5 Siehe Abbildung 1.6

6 Der Stromverbrauch der Haushalte schwankt je nach Szenarien und liegt im Schnitt im Jahr 2030 bei rund 130

TWh. Dies entspricht 4,6 Mrd. € (S. XVIII) zzgl. Einsparungen. Im Niedrigpreisszenario ergibt sich bei

einem Preisunterschied von 49€/MWh eine Kostenbelastung von 6,2 Mrd. € zzgl. Einsparungen.

EWI/EEFA


aus der Auktionierung erzielten zusätzlichen Einnahmen des Staates können unter besonders

ungünstigen Umständen durch Verluste bei den übrigen Einnahmen oder durch höhere

Transferzahlungen mehr als kompensiert werden, so dass der Saldo aus zusätzlichen

Einnahmen und Ausgaben sich gegenüber einer kostenlosen Zuteilung verschlechtert.

Tabelle 6.15: Energiekosten nach Szenarien in Mrd. € 7

2010 2020 2030 2010 2020 2030

Mrd. € Differenzen zu SZ II, Niedrigpreis

Gewerbliche Wirtschaft

Szenario I- Hochpreis 153 193 240 13,0 24,4 32,6

Szenario II- Hochpreis 153 190 232 12,8 21,7 24,9

Szenario IIa- Hochpreis 153 192 236 12,8 24,0 28,6

Szenario III- Hochpreis 152 210 258 12,3 41,7 51,1

Szenario I- Niedrigpreis 140 172 211 0,2 3,4 4,3

Szenario II- Niedrigpreis 140 168 207 0,0 0,0 0,0

Szenario IIa- Niedrigpreis 140 171 210 0,0 2,5 2,5

Szenario III- Niedrigpreis 140 186 229 -0,2 18,2 22,0

Private Haushalte

Szenario I- Hochpreis 136 149 172 15,8 18,7 20,5

Szenario II- Hochpreis 136 147 170 15,5 16,8 18,6

Szenario IIa- Hochpreis 136 145 168 15,5 14,9 16,6

Szenario III- Hochpreis 135 152 175 15,2 21,6 23,4

Szenario I- Niedrigpreis 120 132 153 0,3 1,3 1,3

Szenario II- Niedrigpreis 120 130 152 0,0 0,0 0,0

Szenario IIa- Niedrigpreis 120 130 151 0,0 0,0 -0,4

Szenario III- Niedrigpreis 120 135 156 -0,2 4,8 4,2

Quelle: EWI/EEFA

7 Werte in Darstellung gerundet auf Mrd. €. „Differenz zu Sz II Niedrigpreis“ wird ebenfalls in Mrd. €

ausgewiesen (gerundet auf eine Nachkommastelle).

67

EWI/EEFA


68

Tabelle 6.16: Beschäftigungseffekte alternativer Klimaschutzstrategien

EWI/EEFA

Beschäftigungseffekte, Abweichungen gegenüber SZII Niedrigpreise

2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 1 - Hochpreis Szenario 1 - Niedrigpreis

Energiewirtschaft 567 1247 1628 2960 3772 -293 299 -371 -1728 -1930

Industrie -29600 -69570 -77290 -80850 -78550 3350 -6410 -8850 -12830 -13900

Übrige -71737 -123857 -128878 -126090 -126342 1143 -5259 -4109 2488 3290

Insgesamt -100770 -192180 -204540 -203980 -201120 4200 -11370 -13330 -12070 -12540

2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 2 - Hochpreis Szenario 2 - Niedrigpreis

Energiewirtschaft 490 2038 3114 5594 7047 0 0 0 0 0

Industrie 0 -33280 -35240 -37260 -35280 0 0 0 0 0

Übrige -490 -40528 -40754 -47824 -51467 0 0 0 0 0

Insgesamt 0 -71770 -72880 -79490 -79700 0 0 0 0 0

2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 2a - Hochpreis Szenario 2a - Niedrigpreis

Energiewirtschaft 634 -2772 -2686 -1470 -1030 -167 -3367 -2910 -2879 -2596

Industrie 0 -66040 -119640 -127660 -132640 0 -4200 -54890 -64950 -74110

Übrige -634 -114768 -139384 -153220 -162870 167 3087 -22770 -34211 -44784

Insgesamt 0 -183580 -261710 -282350 -296540 0 -4480 -80570 -102040 -121490

2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 3 - Hochpreis Szenario 3 - Niedrigpreis

Energiewirtschaft -87 -3953 -5025 -5226 -3622 -517 -4113 -5317 -6755 -6369

Industrie -2870 -54390 -153910 -198010 -231670 -2070 -43180 -112800 -156880 -191690

Übrige -1843 -48477 -163985 -205794 -241998 -783 -24887 -100903 -137895 -144901

Insgesamt -4800 -106820 -322920 -409030 -477290 -3370 -72180 -219020 -301530 -342960

Quelle: EWI/EEFA

Multiplikator- und Akzeleratoreffekt bewirken in der Summe, dass

der Gesamtverlust an Beschäftigung wesentlicher größer ist als der direkte Abbau in den

von der Auktionierung betroffenen Sektoren, in Szenario III sich bis 2030 beispielsweise

auf fast 500.000 kumuliert (vgl. Tabelle 6.16);

der Verlust sämtliche Sektoren betrifft, bei hohen Energiepreisen der Beschäftigungs-

abbau in den Sektoren außerhalb des Produzierenden Gewerbes sogar den Verlust in der

Industrie sogar leicht übertrifft.

Diese kontraktiven Wirkungen schlagen sich selbstverständlich auch in der gesamt-

wirtschaftlichen Wachstumsdynamik nieder. Während in den Szenarien mit weitgehender

Marktorientierung der Klimaschutzpolitik (Szenario II) jahresdurchschnittliche Wachstums-

raten von fast 2 % realisiert werden können, sinken die Wachstumsraten in den übrigen

stärker regulierten Szenarien um bis zu 0,5 Prozentpunkte, wobei ein zusätzliches

Wachstumsrisiko von den unsicheren Energiepreiseffekten einer ambitionierten Klimaschutz-

politik ausgeht. (vgl. Tabelle 6.17).


Tabelle 6.17: Wachstumseffekte der Klimaschutzpolitik

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario I- Hochpreis 2140 2304 2488 2689 2902 3134 1,49 1,55 1,56 1,54 1,55

Szenario II- Hochpreis 2140 2311 2512 2739 2992 3271 1,55 1,68 1,75 1,78 1,80

Szenario IIa- Hochpreis 2140 2311 2496 2697 2905 3130 1,55 1,55 1,56 1,50 1,50

Szenario III- Hochpreis 2140 2311 2490 2670 2857 3055 1,55 1,50 1,41 1,36 1,35

Szenario I- Niedrigpreis 2140 2313 2518 2748 3004 3292 1,57 1,71 1,76 1,80 1,85

Szenario II- Niedrigpreis 2140 2322 2540 2786 3053 3354 1,65 1,81 1,86 1,85 1,90

Szenario IIa- Niedrigpreis 2140 2322 2521 2730 2947 3182 1,65 1,65 1,61 1,54 1,55

Szenario III- Niedrigpreis 2140 2322 2503 2690 2884 3091 1,65 1,51 1,45 1,40 1,40

Quelle: EWI/EEFA

Bruttoinlandsprodukt, real

BIP real, Mrd. € durchschnittliche Veränderung des BIP in %

69

EWI/EEFA


70

Teil III: Vertiefende Analyse ausgewählter Themenfelder

Schwerpunkt 1: Versorgungssicherheit – Fokus Erdgas.......................................................... 71

Schwerpunkt 2: Erneuerbare Energien in Deutschland und Europa...................................... 116

Schwerpunkt 3: Wirkungsmechanismen des EU-Emissionshandels..................................... 145

Schwerpunkt 4: Energieeffizienz in der Industrie.................................................................. 185

Schwerpunkt 5: Energieintensive Prozesse und die Bedeutung der Stromkosten für diese

Industriesektoren in der EU ................................................................................................... 231

EWI/EEFA


7 Schwerpunkt 1: Versorgungssicherheit – Fokus Erdgas

Die Energieszenarien verdeutlichen, dass die Energieversorgung Deutschlands auch zukünftig

überwiegend auf Primärenergieträger gestützt sein wird, die im Inland nicht oder in nicht

ausreichenden Mengen zur Verfügung stehen. Die Importabhängigkeit beträgt derzeit beim

Uran 100%, Erdöl 97%, Erdgas 83%, Steinkohle 61%. Lediglich im Falle der Braunkohle und

der erneuerbaren Energien greift Deutschland vollständig auf heimische Energieträger

zurück. 1 Im Falle der fossilen Energien (Stein-)Kohle, Öl und Gas wird die Importabhängig-

keit trendmäßig weiter zunehmen.

Damit stellt sich die Frage, wie die Situation der Importabhängigkeit unter dem Gesichtspunkt

der Versorgungssicherheit zu beurteilen ist. Um dies bewerten zu können, bedarf es einer

nach Energieträgern differenzierten Analyse. Der folgende Abschnitt beinhaltet daher

zunächst eine Übersicht der Versorgungssituation für die Primärenergieträger Steinkohle,

Braunkohle, Uran, Erdöl und erneuerbare Energien. Entsprechend des in einigen Szenarien

großen Bedeutungsanstiegs von Erdgas, insbesondere in der Elektrizitätserzeugung, wird

anschließend die Situation für Erdgas ausführlich analysiert.

1 Strom aus Kernenergie wird nach internationaler Konvention als heimische Energiequelle gewertet.

71

EWI/EEFA


72

7.1 Übersicht Energiequellen

7.1.1 Steinkohle

Die weltweiten Steinkohleressourcen betragen gegenwärtig 8 818 Mrd. t, wovon 736 Mrd. t

nach Stand der Technik wirtschaftlich gewinnbare Reserven sind (BGR 2007). Bei einer

Weltsteinkohlenförderung 2006 in Höhe von 5,4 Mrd. t beträgt die statische Reichweite der

Steinkohlereserven gegenwärtig 138 Jahre. Steinkohle ist im Vergleich zu Öl und Gas der mit

Abstand am reichhaltigsten vorhandene fossile Energieträger.

86 % der Ressourcen, 61 % der Reserven und 67 % der Weltsteinkohlenproduktion entfallen

auf die drei Staaten China, Russland und USA. Auf China allein entfielen 2006 rd. 45 % der

Weltsteinkohlenförderung, 48 % der Ressourcen und 23 % der Reserven.

Der überwiegende Teil der Kohle wird in den Förderländern selbst verbraucht. Nur ein relativ

kleiner Teil der Weltsteinkohlenförderung (2006: 16 %) gelangt in den Welthandel, der nach

Angaben des Vereins der Kohleimporteure im Jahr 2006 ein Volumen von 867 Mio. t

erreichte, davon 782 Mio. t im seewärtigen Handel und 85 Mio. t im grenzüberschreitenden

kontinentalen Binnenhandel. Das seewärtige Handelsvolumen teilte sich auf in 595 Mio. t für

Kesselkohlen, davon rd. 60 % für den pazifischen Kesselkohlenmarkt, und 187 Mio. t für

Kokskohlen.

Die größten Exportnationen im seewärtigen Handel waren 2006 Australien mit einem Anteil

von 30 %, Indonesien mit 22 % und Russland mit knapp 10 %. Südafrika, Kolumbien und

China nahmen jeweils mit mehr als 60 Mio. t (bzw. jeweils 8 bis 9 %) ebenfalls signifikant als

Anbieter am seewärtigen Handel teil.

Steinkohle stellt in Deutschland - abgesehen von der anteilsmäßig geringeren und in abseh-

barer Zeit auslaufenden heimischen Erdgasproduktion - den einzigen Energieträger dar, der

bei zugleich großen Importmengen durch eine signifikante Eigenproduktion gekennzeichnet

ist. Die heimische Steinkohlenförderung ist in den letzten Jahren stetig zurückgegangen und

erreichte 2006 ein Niveau von 21,7 Mio. t SKE. Bei einem relativ stabilen Steinkohlen-

verbrauch in Deutschland (65,6 Mio. t SKE 2006, davon 46,3 Mio. t SKE in Kraftwerken)

bedeutet der Rückgang der heimischen Förderung einen deutlichen Anstieg der Importe. Zwei

Drittel des Steinkohlenbedarfs werden gegenwärtig bereits durch Importe gedeckt, mit weiter

EWI/EEFA


steigender Tendenz. Hauptlieferländer für die deutschen Importe sind gegenwärtig Russland,

Südafrika, Polen, Australien und Kolumbien.

Die Beurteilung der Versorgungsrisiken im Bereich der Steinkohle hängt damit zunehmend

von den Angebotsperspektiven des Weltkohlemarktes ab. Das Energie-Institut des Joint

Research Center (JRC) der EU-Kommission hat die Perspektiven der Kohleversorgung

Europas untersucht und sieht für die Zukunft eine Reihe von Unsicherheiten. Eine deutliche

Ausweitung des weltweiten Angebots setze bei zunehmender Erschöpfung kostengünstiger

Lagerstätten sehr hohe Investitionen und steigende Weltmarktpreise für Kohle voraus, ferner

werden hohe Angebotskonzentrationen auf wenige Lieferländer festgestellt. Diese dürften

sich noch erhöhen, wenn China, was bereits 2007 der Fall war, künftig als Nettoimporteur auf

dem Weltmarkt auftritt (IEA World Energy Outlook 2007). Anfang 2008 hat China aufgrund

des kalten Winters gar einen vorläufigen Kohlenexportstopp verfügt.

Eine bemerkenswerte Länderkonzentration ist auf Teilmärkten zu beobachten. So entfielen

2006 auf dem für Westeuropa maßgeblichen atlantischen Kesselkohlenmarkt 87% der

atlantischen Exporte auf drei Staaten (Südafrika 32 %, Russland 28 %, Kolumbien 27%).

Auch unternehmensseitig sind Konzentrationstendenzen zu beobachten. Die "Big Four" auf

dem internationalen Kohlenmarkt (BHP Billiton, Anglo-American, XStrata/ Glencore, Rio

Tinto) haben einen Anteil von fast 40 % am Welthandel mit Kraftwerkskohle und bestimmen

insbesondere das Exportangebot des größten Exportlandes Australien.

Einerseits sieht die JRC-Studie das Entstehen einer Kohle-Opec in Analogie zum Öl für

wenig wahrscheinlich, andererseits hält sie die zunehmenden Angebotskonzentrationen im

Kohlesektor für bedenklich. Für die künftige Steinkohlenversorgung Europas werden bei

zunehmendem Verzicht auf die Nutzung der heimischen Kohlereserven und wachsender

internationaler Nachfragekonkurrenz auf dem Weltmarkt Spannungen nicht ausgeschlossen,

wenngleich die Risiken deutlich geringer erscheinen als bei Öl und Gas.

Im Rahmen der Studie wird von tendenziell wettbewerblichen Marktstrukturen auf dem

Weltsteinkohlemarkt ausgegangen. Das jüngst vergleichsweise hohe Preisniveau ist vor-

wiegend durch Kapazitätsengpässe in Hochseetransport und Gruben bedingt; es treibt

Investitionen, die den Steinkohlepreis dämpfen werden. Längerfristig wird infolge steigender

globaler Kohlenachfrage und Angebotskosten von moderat steigenden Steinkohlepreisen

73

EWI/EEFA


74

ausgegangen (vgl. Abschnitt 5.2 zu Energieträgerpreisen). Vor diesem Hintergrund

erscheinen Bezugs- und Preisrisiken der deutschen Versorgung mit Steinkohle vergleichs-

weise gering.

7.1.2 Braunkohle

Die in der Stromerzeugung eingesetzte Braunkohle stammt vollständig aus heimischer

Förderung. Die Braunkohle wird insbesondere in den drei großen Revieren im Rheinland, der

Lausitz und in Mitteldeutschland abgebaut. Importe sind nicht rentabel, da der Transport von

Braunkohle über lange Strecken aufgrund ihrer geringen Energiedichte nicht wirtschaftlich

ist. Aus diesem Grund nimmt Braunkohle unter den Primärenergieträgern eine Sonderstellung

ein. Dementsprechend ergibt sich für Deutschland keine Möglichkeit den Weltmarkt zu

nutzen, sodass die Frage der Importabhängigkeit für Braunkohle nicht relevant ist. Aus den

gleichen Gründen bleibt die Braunkohleverstromung auf die genannten Lagerstätten begrenzt.

Die heimische Braunkohle leistet einen wesentlichen Beitrag zur Energieversorgungs-

sicherheit.

7.1.3 Uran

Durch die weltweite geografische Verteilung der Uranvorkommen, sowie deren Konzen-

tration in politisch als stabil einzuordnenden Regionen, ist die 100%ige Importabhängigkeit

Deutschlands bei Uran unter Versorgungsgesichtspunkten als nicht kritisch anzusehen. So

stammt allein rund die Hälfte der gesamten weltweiten jährlichen Förderung aus Kanada und

Australien. Dieser Anteil spiegelt sich auch in der Importstruktur Deutschlands wieder: Neben

diesen beiden Hauptförderländern wird Uran von einer diversifizierten Anbietergruppe, u. a.

bestehend aus Kasachstan, Niger und Russland, bezogen.

Durch die vollständige Abhängigkeit von Importen ist Deutschland zwar direkt von den

jüngsten Preissteigerungen für Uran am Weltmarkt betroffen – so hat sich der Preis pro kg

U3O von 19$ im Jahre 2000 auf rund 85$ 2005 mehr als vervierfacht. Allerdings beträgt der

Anteil des Uranpreises an den Stromerzeugungskosten für nuklear erzeugte Elektrizität

weniger als 5%, so dass auch bei einem weiteren Preisanstieg keine gravierenden

Implikationen für die Versorgungssituation zu erwarten sind.

EWI/EEFA


Abbildung 7.1: Importsituation von Uran in 2004

Förderung;

0%

Quelle: BMWI (2006)

7.1.4 Erdöl

Importanteil Uran 2004

Importe;

100%

Russland;

8%

75

Uranimporte nach Herkunftsländern 2004

Sonstige;

23%

Niger; 8%

Kasachstan;

9%

Kanada; 29%

Australien;

23%

Die weltweiten Erdölreserven belaufen sich auf etwa 160 Mrd. t. 60% dieser Reserven

befinden sich im Nahen Osten, 23% der Weltreserven entfallen allein auf Saudi Arabien.

Hinsichtlich der Ressourcen ist die geografische Konzentration zwar abgeschwächt, jedoch ist

ihre Menge mit etwa 80 Mrd. t vergleichsweise gering, sodass insgesamt keine starke

Diversifizierung des Angebots abzusehen ist. Wie im nachfolgenden Kapitel gezeigt wird,

verstärkt sich die Bedeutung dieser regionalen Abhängigkeit durch die Tatsache, dass in

diesen Regionen auch der überwiegende Teil der bekannten Erdgasreserven lagert. Innerhalb

Europas weist Deutschland die größten Importmengen auf: Bei einer heimischen Förderung

von nur rund 3 Mio. t und einem Importbedarf von über 100 Mio. t ergibt sich eine

Importquote von über 95%. Hauptlieferanten sind dabei Großbritannien, Libyen und

Kasachstan sowie Russland und Norwegen.

EWI/EEFA


76

Abbildung 7.2: Anteil Reserven und Ressourcen Erdöl in 2005

GUS

10%

Südamerika

9%

Afrika

9%

EWI/EEFA

Anteil Erdölreserven 2005

Sonstige

10%

Naher Osten

62%

Nordamerika

16%

Anteil Erdölressourcen 2005

Sonstige

21%

Quelle: Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen 2005, BGR

Abbildung 7.3: Importsituation von Erdöl in 2005

Importanteil Erdöl 2005

Importe

97%

Förderung

3%

Naher Osten

7%

GUS

26%

Naher Osten

25%

Afrika

12%

Erdölimporte nach Herkunftsländern

2005

Libyen

12%

Sonstige

19%

Großbritannien

13%

Quelle: Zahlen und Fakten Energiedaten, Nationale und Internationale Entwicklung, BMWi (2007)

7.1.5 Erneuerbare Energien

Russland

34%

Norwegen

15%

Insbesondere unter Versorgungssicherheitsgesichtspunkten kommt den erneuerbaren Energien

auch unabhängig von den üblicherweise damit verbundenen Umwelteffekten eine weitere

Rolle zu: Stellen diese doch den einzigen heimischen Energieträger dar, der in den

vergangenen Jahren signifikant an Bedeutung gewinnen konnte. Seit dem Beginn der

Förderung erneuerbarer Energien durch das Stromeinspeisegesetz und das Erneuerbare –

Energien - Gesetz im Jahr 2000 ist der Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien

stark gestiegen. Zu diesem Anstieg haben insbesondere der starke Ausbau der Windenergie


sowie in geringerem Maße der Zubau von Biomasse und Fotovoltaik beigetragen. Aus der

Einspeisung des Stroms aus erneuerbaren Energien folgt somit zwangsläufig eine

Verdrängung konventioneller Energieträger, so dass gleichzeitig die notwendigen Importe

fossiler Brennstoffe verringert werden. Unter dem Gesichtspunkt der Importabhängigkeit, die

sich aufgrund der begrenzten nationalen Reserven an Energierohstoffen zukünftig weiter

verstärken wird, stellen die erneuerbaren Energieträger somit den einzigen Gegentrend mit

einer zunehmenden einheimischen Produktion dar.

7.2 Schwerpunkt: Erdgas

In der überwiegenden Zahl der untersuchten Energieszenarien steigt die Bedeutung des

Erdgases in der Stromerzeugung an. Der Anstieg der Gasnachfrage aus dem Erzeugungs-

sektor wird durch Verbrauchsrückgänge auf der Wärmeseite gedämpft. Im Saldo können sich

szenarienabhängig Anstiege oder auch Rückgänge des Deutschland-weiten Gasverbrauchs

ergeben. Der größte Anstieg des deutschen Gasverbrauchs beträgt bis 2030 ein Drittel (4347

PJ in Szenario I–Niedrigpreis im Jahr 2030 gegenüber 3250 PJ in 2005). Angesichts der

Möglichkeit einer stark steigenden (sektoralen) Nachfrage nach Erdgas und einer zugleich

regionalen Angebotsverknappung (aus europäischen Quellen), gewinnt die Frage, wie sicher

und zuverlässig in Zukunft die Versorgung mit diesem Rohstoff gewährleistet werden kann,

zunehmend an Relevanz.

7.2.1 Ziel

Ziel dieses Schwerpunktes ist somit eine Analyse der zukünftigen Verfügbarkeit von Erdgas.

Zwar ist im Kontext dieser Studie insbesondere die deutsche Situation von Relevanz, aus

mehreren Gründen kann eine Antwort auf die Sicherheit der Versorgung jedoch sinnvoll nur

im europäischen Kontext erfolgen:

Deutschland verfügt im europäischen Vergleich nur über einen geringen Anteil einheimischer

Förderung und ist damit überwiegend auf Importe angewiesen. Diese stammen teilweise aus

dem direkt benachbarten Ausland (z.B. aus den Niederlanden und Dänemark), wobei

insbesondere diese Quellen in naher Zukunft deutlich an Bedeutung einbüßen werden. Diese

Quellen werden jedoch nicht von Deutschland allein, sondern von zahlreichen EU-Staaten

genutzt, so dass sich eine Konkurrenzsituation mehrerer Abnehmer ergibt. Deutschland ist

zudem ein zentrales Element des transeuropäischen Erdgaspipelinenetzes, wodurch sich

weitere Interdependenzen ergeben. Beispielsweise ist Deutschland wichtiges Transitland für

77

EWI/EEFA


78

russische Erdgasimporte in die EU-Staaten. Eine isolierte Betrachtung würde daher ein

unrealistisch positives Bild der deutschen Versorgungssituation zeichnen, da Deutschland als

Transitland natürlich physisch über mehr Gas verfügt als für den Eigenverbrauch notwendig.

Mögliche Opportunitäten in anderen Ländern müssen demzufolge ebenfalls berücksichtigt

werden.

Aufgrund dieser Interdependenzen wird deutlich, warum eine isolierte Beantwortung der

Frage nach der Versorgungssicherheit mit Erdgas für Deutschland nicht möglich ist, ohne

gleichzeitig Annahmen und Analysen über die Situation in den benachbarten Regionen mit

einzubeziehen. Dementsprechend beziehen sich die folgenden Ausführungen überwiegend auf

die Situation der EU, wobei an geeigneter Stelle vertiefend auf die deutsche Situation

eingegangen wird.

7.2.1.1 Abgrenzung interne vs. externe Versorgungssicherheit

Eine profunde Analyse der Versorgungssicherheit muss alle Glieder der Versorgungskette

von der Produktion bis zum Endverbraucher betrachten. Eine Unterteilung kann dabei

zunächst in die externe und interne Dimension von Versorgungssicherheit erfolgen.

Die Märkte für Erdgas innerhalb Europas unterliegen zurzeit einem starken Wandel. Der

Reformdruck auf den Strom- und Gasmärkten lässt die Frage nach der internen Versorgungs-

sicherheit zunehmend an Gewicht gewinnen, d.h. die Frage, inwieweit die zunehmend

wettbewerblich geprägten Märkte ohne äußere Einflussnahme in der Lage sind, Versorgungs-

sicherheit als Ziel zu erreichen. Im Zuge der Liberalisierung erhöht sich die Anzahl der

Marktteilnehmer und schafft zunehmenden Wettbewerb für die bisher etablierten Monopo-

listen und Oligopolisten. Insbesondere durch die kommerzielle Trennung des Produktes

Erdgas von der Transportdienstleistung durch die Versorgungsnetze werden im Zuge der

Netzregulierung neue Markteintrittsmöglichkeiten geschaffen. Aus der gestiegenen

Konkurrenz erwächst die Möglichkeit, dass sich immer größere Teile des bisher durch

langfristige Vertragsverbindungen gekennzeichneten Gasmarktes in Spot-Märkte wandeln. In

diesen kurzfristigen Märkten steigt die Bedeutung der Schwankungen von Angebot und

Nachfrage und der aus ihnen folgenden Volatilität der Preise.

Abhängig davon, inwieweit Preisrisiken in das Versorgungsrisiko mit eingerechnet werden,

kann durch diese zunehmende Kurzfristigkeit der Märkte die Gesamtversorgungssituation

negativ beeinflusst werden: Die Absicherung der Nachfrager sowohl gegen schwer

antizipierbare Versorgungsunterbrechungen bzw. knappheitsbedingte extreme Preis-Peaks,

EWI/EEFA


insbesondere gegen kurzfristig eintretende Ereignisse mit geringer Wahrscheinlichkeit, kann

sich schwieriger gestalten.

Die zunehmende Dynamik der Gasmärkte erhöht jedoch auch die Flexibilität und Liquidität

der Märkte und trägt dazu bei, dass Arbitrage-Möglichkeiten wahrgenommen werden können

und dass mit zunehmender Wettbewerblichkeit der Märkte die gesamtwirtschaftlichen

Verluste eines Versorgungsausfalles reduziert werden können. Das Vorzeichen des

Nettoeffekts dieser liberalisierungs-getriebenen Entwicklungen auf die interne Dimension der

Versorgungssicherheit ist somit nicht eindeutig zu bestimmen.

Während mit dieser internen Dimension der Versorgungssicherheit insbesondere die Risiken

am nachfrageseitigen Teil der Versorgungskette zwischen Grenzübergang und Endkunde

betrachtet werden, erfordert die vorgelagerte externe Dimension ebenfalls zunehmende

Aufmerksamkeit. Die externe Versorgungssicherheit auf den Gasmärkten betrifft in erster

Linie die physische Verfügbarkeit des Rohstoffes. Im Falle Europas rückt unter diesem

Aspekt besonders die Importabhängigkeit der Staaten ins Blickfeld.

Aufgrund der Diskrepanz zwischen dem Rückgang der einheimischen Förderung einerseits

und der wachsenden Nachfrage nach Gas andererseits nimmt die Importabhängigkeit Europas

stetig zu. Der kritische Faktor der Importabhängigkeit ist dabei insbesondere die regionale

Konzentration der Lieferbeziehungen. Geografisch liegen der Großteil der weltweiten

Gasreserven im Mittleren Osten und in den Ländern der GUS, sodass, ähnlich wie beim Öl,

eine starke Abhängigkeit zu dieser Region entsteht. Allerdings zeigt die aktuelle Entwicklung,

dass sich das Angebot an Gas gleichzeitig zunehmend diversifiziert. Dazu trägt vor allem der

Fortschritt in den neuen Transporttechnologien bei. Besonders im LNG-Handel haben

Kostensenkungen dazu geführt, dass der Transport von Gas besonders über lange Strecken an

Wirtschaftlichkeit gewinnt. Auch steigern Kostensenkungen in anderen Bereichen die

Rentabilität der Erschließungen von einer größeren Zahl an Gasfeldern. Als Konsequenz

erweitert sich für Europa geografisch der Anbieterkreis, sodass die Risiken von

Lieferunterbrechungen besser gestreut werden können.

Die folgenden Analysen beschränken sich daher insbesondere auf diese externe Dimension

der Versorgungssicherheit und die Fragestellung nach der physischen Verfügbarkeit von Gas

in der Zukunft bei einem anhaltenden Trend zu zunehmender Importabhängigkeit in Europa.

7.2.1.2 Vorgehensweise

In den nächsten Kapiteln werden die in Abschnitt 1.2 kurz angesprochenen Faktoren der

externen Versorgungssicherheit näher erläutert und ausgeführt. Kapitel 2 befasst sich mit der

79

EWI/EEFA


80

Analyse der nachfrageseitigen Entwicklung in Europa. Im Zuge dessen werden drei Aspekte

der Nettobedarfsentwicklung genauer betrachtet, die Nachfrageprognosen (7.2.2.1), die

Produktionsprognosen (7.2.2.2) und der sich aus diesen ergebende zukünftige Importbedarf

(7.2.2.3). Anschließend werden diesen Ergebnissen in Kapitel 7.2.3 die Daten über die

weltweiten Gasreserven und -ressourcen gegenübergestellt. Wie schon oben erläutert,

beeinflusst die Transportinfrastruktur maßgeblich den Umfang des relevanten Anbieterkreises

und die Struktur des Marktes, sodass sie eine wichtige Rolle in der Beurteilung der Import-

abhängigkeit Europas spielt. Dieser Aspekt wird in Kapitel 7.2.5 genauer betrachtet. In

Kapitel 6 werden die vorher angestellten Überlegungen zu einer Prognose für die EU-25-

Staaten zusammengeführt. Dabei werden zunächst die Versorgungssituation (7.2.5.1) und

anschließend mögliche Stressszenarien geschildert, die auf die Situation der europäischen

Staaten Einfluss haben könnten. Zu diesen gehören eine Zunahme des weltweiten

Wettbewerbs, die Exporte der GUS-Staaten nach Ost-Asien und die Auswirkungen

kurzfristiger Lieferunterbrechungen. Kapitel 7 beschließt die Analyse mit einem Fazit.

7.2.2 EU – Nettoimportentwicklung

Wie in der Einleitung beschrieben, stellt insbesondere die Importabhängigkeit einen kritischen

Aspekt in der Beurteilung der Versorgungssicherheit Europas dar. Dabei beeinflussen sowohl

nachfrageseitige Entwicklungen als auch Trends der inneuropäischen Produktion signifikant

den Grad der Importabhängigkeit. Im Zuge der Analyse der zukünftigen Verfügbarkeit von

Erdgas für den europäischen Markt stellt sich folglich zunächst die Frage nach der

voraussichtlichen Entwicklung dieser beiden Faktoren. Im Fokus dieses Kapitels steht daher

die Übersicht über existierende Prognosen der Angebots- und Nachfrageseite und die

Ableitung wahrscheinlicher Entwicklungspfade für den resultierenden Importbedarf.

7.2.2.1 Nachfrageprognosen

Die wichtigsten internationalen Prognosen und Szenarien erwarten einen kontinuierlichen

Anstieg der Erdgasnachfrage in Europa. Eine Auswahl veranschaulicht Abbildung 7.6.

EWI/EEFA


Abbildung 7.4: Ausgewählte Nachfrageprognosen für den europäischen Erdgasmarkt

BCM/y

1000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0

Quelle: EWI nach diversen Prognosen

Zwar unterscheiden sich die in den Analysen getroffenen geographischen Abgrenzungen –die

Prognosen werden auf die EU, OECD Europe, den EU-Trading Block (EU-27 +CH) oder

unspezifiziert auf „Europa“ bezogen – eine steigende Erdgasnachfrage in Europa ist jedoch

allen Studien gemein. Die Erdgasnachfrage in den uneinheitlich berücksichtigten Ländern

(z.B. Norwegen oder die Schweiz) ist im Vergleich zur Europäischen Gesamtnachfrage

vernachlässigbar, sodass die Vergleichbarkeit i.W. gegeben ist.

Gas Strategies - Low Case Demand Forecast EU-TB bcm

Gas Strategies - High Case Demand Forecast EU-TB bcm

Gas Strategies - Central Case Demand Forecast EU-TB bcm

EWI / prognos EU-25 bcm

EU Comission EU-25 bcm

EIA 2006 low OECD Europe bcm

EIA 2006 high OECD Europe bcm

EIA 2006 ref OECD Europe bcm

IEA World Energy Outlook

Cedigaz 2004 high EU-15 bcm

Cedigaz 2004 low EU-15 bcm

2010 2015 2020 2025 2030

Trotz des einheitlichen Trends ist die Spanne der prognostizierten Nachfrageanstiege

zwischen den Szenarien vergleichsweise groß und reflektiert die hohe Unsicherheit, mit der

Vorhersagen insbesondere im Gasbereich behaftet sind. So variiert beispielsweise der

erwartete Nachfrageanstieg bis 2025 zwischen High und Low Szenarien von Gas Strategies

um mehr als das Vierfache. Dies entspricht einem Anstieg des Verbrauchs von 514 Gm³ im

Jahre 2005 auf 650-1000 Gm³ im Jahre 2025. Andere Studien variieren weniger extrem,

szenarienabhängige Unterschiede von über 100% im Gasverbrauchswachstum sind jedoch die

Regel. Der in Abbildung 7.6 hellrot unterlegte Korridor markiert den Mittelwert der

verschiedenen Szenarien der Erdgasnachfrage, der näherungsweise der Prognose von

EWI/prognos 2005 entspricht, auf die im Folgenden Bezug genommen wird.

81

EWI/EEFA


82

Die sich ergebenden großen Variationen zwischen den Studien sind hauptsächlich durch die

große Unsicherheit hinsichtlich der zukünftigen sektoralen Zusammensetzung des Marktes

begründet. Während in den ersten Jahrzehnten insbesondere die Substitution von Erdöl durch

Gas im Haushalts- und Gewerbesektor der Haupttreiber der Nachfragesteigerungen war, ebbt

dieser Wachstumstrend in den entwickelten Erdgasmärkten Europas nun überwiegend ab. Die

verbliebenen Potentiale, z.B. durch den Anschluss weiterer Versorgungsgebiete an die

vorhandene Infrastruktur werden ausgeglichen durch schrumpfende Bevölkerungszahlen,

zunehmende Effizienzgewinne (z.B. in der Brennstoffnutzung oder der Gebäudeisolierung)

sowie einer zunehmenden Substitution durch alternative Brennstoffe (z.B. Biomasse). Dazu

hat auch die in Folge der Ölpreisbindung jüngste Hochpreisperiode auf dem Gasmarkt weitere

Impulse gesetzt. Lediglich in wenigen, sich noch in jüngeren Marktphasen befindlichen

nationalen Märkten, lässt der Saldo dieser Effekte eine weitere Nachfragesteigerung erwarten.

Dazu gehören insbesondere die südlichen EU-Länder Spanien, Portugal, Griechenland und

Italien. Hinsichtlich der insgesamt vorausgesagten Ausweitung der europäischen

Gasnachfrage beträgt der Beitrag dieser Wachstumspotentiale für Gesamteuropa jedoch

weniger als 1% pro Jahr 2 .

Die Szenarien stimmen darin überein, dass der erwartete Nachfrageanstieg in den nächsten

zwei Jahrzehnten hauptsächlich im zunehmenden Einsatz von Erdgas zur Stromerzeugung

begründet ist. Dieser Sektor fungiert als neuer Nachfragetreiber, birgt aber auch eine große

Quelle der Unsicherheit, da diese Entwicklung durch die aktuellen Umstrukturierungen im

Elektrizitätssektor determiniert wird, die wiederum ohne historisches Vorbild und somit

schwer abschätzbar sind. Die Gründe für den Bedeutungsgewinn von Gaskraftwerken sind

dabei ihre vergleichsweise geringen Investitionskosten und hohen Wirkungsgrade,

insbesondere im Falle moderner GuD-Anlagen, und damit zusammenhängend ihre (allerdings

von verfügbaren Gasbezugskonditionen abhängige) Wirtschaftlichkeit. Des Weiteren

begünstigen die durch die zunehmend volatilen, liberalisierten Strommärkte und den

erforderlichen Ausgleich der volatilen Einspeisungen von Erneuerbaren Energien wachsenden

Flexibilitätsanforderungen an den Kraftwerkspark den Zubau von Erdgaskraftwerken. Nicht

zuletzt steigert deren unter Klimaschutzpolitik-Gesichtspunkten immer wichtiger werdende

relativ geringe CO2-Intensität die Attraktivität der Gaskraftwerke. Diese Entwicklungen

bilden den Hauptgrund für die in den vergangenen Jahren einstimmigen Prognosen über den

großen Anstieg der Nachfrage nach Gas.

2 Honoré (2006), S.34.

EWI/EEFA


Aber dieser vorhergesagte „Dash for Gas“ wird zunehmend kritisch betrachtet. So weist das

Oxford Institute for Energy Studies in seiner Studie Anfang 2006 darauf hin, dass jüngste

Entwicklungen am Gasmarkt wie steigende Gaspreise, die den oben genannten treibenden

Kräften des Einsatzes von Gas im Kraftwerkssektor entgegenwirken, nicht ausreichend

berücksichtigt werden. Die übliche Ableitung von zukünftiger Nachfrage über feste

Wachstumsfaktoren wird als zu pauschal und der Komplexität des Sektors nicht angemessen

kritisiert. Neben der generellen Frage nach der zukünftig installierten Kraftwerkskapazitäten

wirken sich bei den überwiegend nicht in der Grundlast laufenden Gaskraftwerken die

Annahmen über die zu erwartenden jährlichen Volllaststunden verstärkt auf den

prognostizierten Gasverbrauch aus. Die Auslastung der Kraftwerke ist dabei direkt von den

Marktfaktoren wie dem Gaspreis abhängig. In einer detaillierten bottom-up Analyse wird

unter Berücksichtigung einer Vielzahl von Faktoren, wie z.B. den aktuellen und geplanten

Kraftwerksprojekten je Land, der Gas- bzw. Strompreisentwicklung und Auslastungsgraden je

Land, der ökonomischen sowie politischen Anreize und der Umweltaspekte die europäische

Kraftwerkssektornachfrage bis 2015 abgeleitet. Die Resultate der Studie weisen nach Aussage

der Autorin darauf hin, dass unter Berücksichtigung aller Faktoren die prognostizierte

Nachfrage in vielen öffentlichen Studien zu hoch sei. Die abgeleitete Nachfragesteigerung für

Kraftwerksgas liegt nach dem Oxford Institute for Energy Studies bei +27 Gm³ (im Szenario

„probable“) bzw. +38 Gm³ (im Szenario „Maximum possible“) für 2010 und +49 bzw.

+86 Gm³ für 2015 und bewegt sich damit am unteren Rand der in Abbildung 7.6 dargestellten

Bandbreite von öffentlichen Prognosen.

83

EWI/EEFA


84

Abbildung 7.5: Entwicklung von Nachfrageprognosen

Quelle: Honoré 2006

Diese Unsicherheit zeichnet sich zunehmend auch in den einschlägigen internationalen

Studien ab, die entweder, wie anhand des World Energy Outlooks in Abbildung 7.7

verdeutlicht, aufgrund geänderter Annahmen zum Kraftwerksbereich über die vergangenen

Jahre systematisch nach unten angepasst wurden oder die Unsicherheit direkt über große

Bandbreiten abdecken (vgl. Abbildung 7.8).

EWI/EEFA


Abbildung 7.6: Prognoseszenarien

BCM/y

1000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0

2005

2010

Quelle: Gas Strategies 2006

2015

2020

2025

2005

2010

2015

2020

2025

2005

2010

2015

central high low

2020

85

Residential & Commercial

Feedstock

Industry

Power & Heat

Die oben beschriebenen Analysen zur Unsicherheit der Nachfrageentwicklung dienen als ein

erster Schritt zur Bewertung der Versorgungssicherheit 3 . Ob die Versorgungsmaßnahmen

ausreichend sind, kann nur dann aussagekräftig beurteilt werden, wenn die zu beschaffende

Menge des nachgefragten Gutes ausreichend abschätzbar ist. Die vorangehenden

Darstellungen zeigen jedoch, dass aufgrund der aktuellen Unsicherheit alle Analysen von

einer vergleichbar unsicheren Warte aus erfolgen. Zwar besteht ein Konsens über den weiter

ansteigenden Trend der Nachfrage wie auch über die entscheidende Bedeutung des

Kraftwerkssektors als die treibende Kraft des Nachfragewachstums, jedoch stellt sich gerade

die Prognose dieses Sektors als besonders schwierig dar, da dessen Entwicklung von einer

Vielzahl von Faktoren abhängt, unter anderem von der Entwicklung der Gaspreise (und damit

zumindest bislang indirekt von der Entwicklung des Ölpreises), der Einschätzungen über die

Sicherheit der Versorgung mit Gas und nicht zuletzt von klimapolitischen Entscheidungen

wie die der Allokation von CO2-Emissionsrechten. Folglich mehren sich in jüngster Zeit die

Anzeichen dafür, dass der Nachfrageanstieg überschätzt wird. So muss bei der Betrachtung

der letztendlich getroffenen Annahmen über die Versorgungssicherheit berücksichtigt werden,

3 Im Englischen wird dieser Zusammenhang prägnanter benannt als „Security of Demand“, in Anlehnung an

„Security of Supply“.

2025

EWI/EEFA


86

dass sich die Präzision der grundlegenden Prognosen auch auf die Aussagekraft der

nachfolgenden Resultate auswirkt.

Dieser Unsicherheit wird in der vorliegenden Studie durch Ansatz einer Bandbreite für die

Gaspreisentwicklung (Hochpreis- vs. Niedrigpreisvarianten) Rechnung getragen, die sich in

einer entsprechenden Bandbreite der Gasnachfrageentwicklungen niederschlägt. Da die

Stromerzeuger ihre Kraftwerksportfolios diversifizieren, um sich gegen unsichere

Brennstoffpreisentwicklungen abzusichern, wird der wahrscheinlichste Erzeugungsmix und

damit das wahrscheinlichste Gasnachfrageniveau innerhalb der errechneten (Hochpreis-

Niedrigpreis-) Ergebnisbandbreite liegen.

In jedem Falle stellt sich die Frage, wie die Nachfragesituation unter Berücksichtigung

unserer Szenarienergebnisse hinsichtlich der Versorgungssicherheit mit Erdgas zu beurteilen

ist. Die Szenarien beziffern Ergebnisse zum deutschen Energiemarkt, wie einleitend bemerkt,

ist die Analyse der Versorgungssicherheit bei Erdgas jedoch nur im europäischen Kontext

sinnvoll. Eine Gegenüberstellung unserer Ergebnisse mit den für Deutschland ausgewiesenen

Ergebnissen europaweiter Studien der EU-Kommission (Europäische Kommission 2005) oder

von Gas Strategies zeigt, dass unsere Ergebnisse für die Erdgasnachfrage im unteren Bereich

der sonstigen Szenarien liegen. Wenn wir uns im Weiteren auf eine –vor dem Hintergrund der

eigenen Ergebnisse– vergleichsweise hohe europaweite Gasnachfrage beziehen, bewegen wir

uns damit im Hinblick auf die Thematik der Versorgungssicherheit auf der sicheren Seite.

EWI/EEFA


Abbildung 7.7: Ausgewählte Nachfrageprognosen für Deutschland

BCM/y

160

140

120

100

80

60

40

20

0

Quelle: EWI

2010 2015 2020 2025 2030

7.2.2.2 Produktionsprognosen

EU Comission

Gas Strategies Central

Gas Strategies Low

Gas Strategies High

EWI / prognos

VDEW Szenario I low

VDEW Szenario II low

VDEW Szenario IIa low

VDEW Szenario III low

VDEW Szenario I high

VDEW Szenario II high

VDEW Szenario IIa high

VDEW Szenario III high

Während die Entwicklung der Nachfrage von großer Unsicherheit gekennzeichnet ist, wird

die Situation der europäischen Produktion deutlich einheitlicher beurteilt Abbildung 7.9): Die

Produktion in allen relevanten Förderländern weist einen fallenden Trend auf, wobei

insbesondere die zurückgehende Produktion Großbritanniens dazu beiträgt, dass die

Fördervolumina innerhalb der nächsten zwei Jahrzehnte um mindestens ein Drittel

zurückgehen werden.

87

EWI/EEFA


88

Abbildung 7.8: Ausgewählte Produktionsprognosen für den europäischen Erdgasmarkt

Quelle: EWI nach diversen Prognosen

Die in Abbildung 7.10 dargestellte Prognose von Gas Strategies zeigt einen Rückgang der

britischen Produktion von über 100 Gm³ 2005 auf 30 bis 40 Gm³ in 2025 und der Förderung

der Niederlande von 70 auf rund 50 Gm³. Innerhalb eines wachsenden Marktes werden die

nah an der Nachfrage liegenden heimischen Felder zudem zunehmend zur Deckung saisonaler

Nachfragespitzen dienen, wie dies bereits gegenwärtig bei den Niederländischen Feldern zu

beobachten ist.

EWI/EEFA


Abbildung 7.9: Produktionsprognose

Quelle: Gas Strategies 2006

BCM/y

250

200

150

100

50

0

UK Produktion Production UK

Netherlands Produktion NL Production

Sonst. sonst. EU 25 Produktion Production

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Auch die deutsche Produktion, die im gesamteuropäischen Kontext einen vergleichsweise

geringen Umfang hat, wird weiter zurückgehen: In ihrer 2005er Prognose geht die

Europäische Kommission 4 von einem Absinken der deutschen Produktion auf 11,2 Gm³ bis

2030 aus, was im Vergleich zu 20,4 Gm³ im Jahr 2005 etwa einer Halbierung entspricht.

Demzufolge stellt Deutschland auch bezüglich der Produktion im europäischen Kontext keine

Ausnahme dar.

7.2.2.3 Zukünftiger Importbedarf

Stellt man die o.g. Nachfrage- und Produktionsprognosen für Europagegenüber, so ergibt sich

die Entwicklung des Importbedarfs als Spanne zwischen diesen Prognosen (vgl. Abbildung

7.12). Insbesondere aus der großen Unsicherheit bezüglich der Nachfrageentwicklung ergibt

sich eine Bandbreite für den Importbedarf von 90%. Diese Variationen sind in Abbildung

7.13 dargestellt.

4 Vgl. Europäische Komission (2005).

89

EWI/EEFA


90

Abbildung 7.10: Angebots- vs. Nachfrageprognosen für Europa

Quelle: EWI nach diversen Prognosen

Abbildung 7.11: Importbedarf Europa

BCM/y

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0

2010 2015 2020 2025 2030

Quelle: EWI nach diversen Prognosen

Bei der Gegenüberstellung von Angebot und Nachfrage wurden jeweils auch unterschiedliche

Szenarien verschiedener Autoren für Produktion und Nachfrage berücksichtigt, sodass die

EWI/EEFA

BCM/y

1000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

Spanne Nachfrageprognosen

Spanne Produktionsprognosen

0

2010 2015 2020 2025 2030

Spanne Prognosen

EWI / prognos 2005

Durchschnitt Prognosen


Ränder der Spanne des Importbedarfs in Abbildung 7.13 die Extrema wiedergeben. Als blaue

Linie wurde der Mittelwert der Studien markiert, sowie zum Vergleich rot die Ergebnisse der

Energiewirtschaftlichen Referenzprognose EWI/prognos 2005.

Insgesamt stellt sich nach dem Mittel der verfügbaren Szenarien und Prognosen die

zukünftige Importsituation Europas wie folgt dar: Eine steigende Nachfrage steht einer

sinkenden eigenen Produktion gegenüber, woraus sich ein steigender Importbedarf ergibt, der

nach dem Mittel der Prognosen von 369 Gm³ in 2010 auf 664 Gm³ in 2030 ansteigen wird.

Die entsprechende Importquote wird sich somit von derzeit rd. 58% auf über 83% erhöhen.

Tabelle 7.1: Mittelwerte Nachfrage- und Produktionsprognosen für Europa

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Nachfrage (Gm³/y) 505 579 646 705 756 794

Produktion (Gm³/y) 212 210 189 172 146 129

Importbedarf (Gm³/y) 292 369 456 533 610 664

Importquote 57,8% 63,8% 70,7% 75,6% 80,7% 83,7%

Quelle: EWI / Cedigaz 2006

Diese Zahlen sollen nicht darüber hinwegtäuschen, dass die Vorhersagen, wie oben dargelegt,

mit großer Unsicherheit behaftet sind.

Für Deutschland ergibt sich ebenfalls studienübergreifend eine Steigerung der

Importabhängigkeit. Unter Verwendung der Energieszenarien der vorliegenden Studie ergibt

sich eine Importbedarfsspanne, die im unteren Bereich der übrigen hier berücksichtigten

Prognosen liegt, wie Abbildung 7.14 verdeutlicht. Dies liegt vor allem daran, dass die

Nachfrageprognosen der vorliegenden Energieszenarien geringer ausfallen als in den für die

europäische Betrachtung herangezogenen Quellen, und sich so tendenziell eine Entschärfung

der Importbedarfsprognosen ergibt.

91

EWI/EEFA


92

Abbildung 7.12: Importbedarf Deutschlands unter Berücksichtigung verschiedener

Nachfrageszenarien und der Produktionsprognose der EU

BCM/y

140

120

100

80

60

40

20

0

2010 2015 2020 2025 2030

EWI/EEFA

Spanne Prognosen VDEW

EWI / prognos 2005

Prognose EU

Quelle: EWI nach diversen Prognosen

Importbedarf Deutschland

Berechnugsgrundlage: Produktionsprognose Deutschland

Ohne eine detaillierte Modellierung der Importsituation der anderen EU-Staaten sind für die

untersuchten Energieszenarien Aussagen hinsichtlich der Versorgungssicherheit auf

europäischer Ebene nicht unmittelbar abzuleiten. Jedoch folgt aus den in den letzten Kapiteln

abgeleiteten Analogien zwischen der deutschen und der gesamteuropäischen Situation, dass

im Laufe der weiteren Betrachtung die gesamteuropäische Sichtweise auch unter

Berücksichtigung der nun vorliegenden Szenarienergebnisse für Deutschland weiterhin

Bestand hat.

7.2.3 Reserven / Ressourcen in europäischer Reichweite

Im Zuge der Beurteilung der Versorgungssicherheit stellt sich nun die Frage, ob und wie der

zukünftige Bedarf an Erdgas gedeckt werden kann. Dazu ist zunächst ein Blick auf die

vorhandenen Reserven und Ressourcen des Rohstoffs erforderlich. Unter Reserven verstehen

wir Vorkommen, die bei heutiger Technologie und Preis(erwartung)en wirtschaftlich

förderbar sind. Abbildung 7.15 und 7.16 verdeutlichen, dass sich Europa dabei im weltweiten

Vergleich in einer komfortablen Position befindet, da der Großteil der weltweit bekannten

Reserven in der geographischen Nachbarschaft zu finden ist. Die Karte in Abbildung 7.15

fokussiert auf diejenigen Erdgasfelder, auf die heute schon Zugriff besteht, bzw. bei denen


dieser sehr wahrscheinlich ist. Die Hauptregionen bilden dabei die GUS, Norwegen, Mittlerer

Osten und Nordafrika. Zusätzlich befinden sich weitere erreichbare Reserven in ähnlicher

Entfernung, deren Erschließung und somit ihre zukünftige Verfügbarkeit für den europäischen

Markt bislang jedoch noch nicht absehbar ist (z.B. in Saudi Arabien und den Vereinigten

arabischen Emiraten jeweils 6.000 Gm³ Reserven sowie weitere 12.000 Gm³ Ressourcen).

Abbildung 7.13: Verfügbare Erdgasreserven in Reichweite Europas

Quelle: Eigene Darstellung nach EWI/prognos 2005, Cedigaz 2006, BGR 2005

Insgesamt beträgt der kumulierte Verbrauch der Regionen, die auf diese Reserven zugreifen

werden, 60.000 Gm³ bis 2030, wovon je nach Prognose rund 20.000 Gm³ auf den

Importbedarf der EU entfallen werden. Angesichts der Gesamtreserven von 150.000 Gm³ , ist

eine physische Knappheit von Gas somit unwahrscheinlich. Außerdem befinden sich in der

gesamten für Europa zugänglichen Region Ressourcen in der gleichen Größenordnung, die

zwar erkundet aber derzeit nicht wirtschaftlich förderbar sind. Somit sind auch langfristig in

der Ressourcenverfügbarkeit keine Engpässe zu erwarten.

93

EWI/EEFA


94

Diese Aussage hat auch bei einer weltweiten Betrachtung bestand 5 . Eine Knappheit von der

Reservenseite her besteht bis 2030 nicht. Außerdem berücksichtigen die Angaben bisher nur

konventionelles Erdgas. Im Hinblick auf die lange Frist werden deshalb neben den

konventionellen Vorkommen durch die Erschließung von nichtkonventionellen Gasen (Gase

aus dichten Lagerstätten, Kohleflözgase, die in bestimmten Regionen bereits gefördert

werden, und evtl. Methanhydrate) zusätzliche Reserven entwickelt werden.

Abbildung 7.14: Welterdgasreserven und –Ressourcen

Quelle: Bothe/Seeliger 2006

In diesem Zusammenhang ist anzumerken, dass die in der Regel verwendete Kenngröße der

statischen Reichweite, definiert als Quotient von Reserven und aktueller Jahresproduktion,

ungeeignet ist, um mögliche Engpässe in der Zukunft abzuschätzen. Sowohl die Reserven als

auch die jährlichen Fördervolumina stellen bei der Betrachtung eines mehrere Jahre bzw.

Jahrzehnte umfangenden Zeitraums dynamische Größen dar. Die Reserven reduzieren sich

permanent um die laufende Förderung und nehmen im Gegenzug durch Neufunde wieder zu.

Der Netto-Effekt dieser beiden Entwicklungslinien ist abhängig vom Einfluss der zukünftigen

Marktpreise und des technischen Fortschritts auf die Wirtschaftlichkeit der Förderung, beides

aus heutiger Sicht nur schwer einzuschätzende Faktoren. Insbesondere bestehen für Erdgas

5 Vgl. Seeliger (2006).

EWI/EEFA


fördernde Unternehmen, die Reserven mit statischen Reichweiten von 30-40 oder noch mehr

Jahren besitzen, keinerlei Anreize ihre Reservenbasis durch Exploration oder Feld-

entwicklung auszuweiten.

Ein Blick auf die Reservenentwicklung der zurückliegenden sechs Jahre spricht für eine

optimistische Interpretation der aktuellen Reservensituation. Nur in Norwegen nahmen die

Gesamtreserven ab, insgesamt wuchsen weltweit die Reserven trotz Förderung an, wie die

Aggregation der entwickelten Reserven in europäischer Reichweite in Abbildung 7.17 zeigt.

Obwohl die Förderung in diesem Zeitraum massiv ausgebaut wurde, beträgt die kumulierte

statische Reichweite dieser Regionen weiterhin mehr als 100 Jahre. Auch weltweit ist der

Trend infolge reger Explorationstätigkeit positiv. Die jährliche Förderung hat sich zwar in den

letzten 25 Jahren verdoppelt, dennoch erreichen die verfügbaren Reserven.jährlich neue

Höchststände 6 .

Abbildung 7.15: Für Europa verfügbare Reserven und statische Reichweite

Reserven [BCM]

140000

120000

100000

80000

60000

40000

20000

0

Statische

Reichweite

Quelle: EWI nach Cedigaz 2006

6 Vgl. Bothe, Seeliger (2006).

LY

KZ

QA

IR

NG

DZ

TM

RU

NO

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

EG

AZ

95

Reichweite [y]

140

120

100

80

60

40

20

0

EWI/EEFA


96

Aus Sicht der Ressourcenverfügbarkeit sind somit selbst bei Eintreten höherer

Nachfrageprognosen keine Engpässe zu erwarten: Der Trend der Erdgasreserven ist weiterhin

positiv, wie auch die Erreichung eines neuen weltweiten historischen Höchststandes in 2006

demonstriert. Neben den Reserven (180.000 Gm³ weltweit bei 2.800 Gm³ jährlicher

Produktion) existieren zudem ähnlich große Ressourcen an konventionellem Erdgas sowie

geschätzte Potentiale im nichtkonventionellen Bereich von bis zu 1.500.000 Gm³.

7.2.4 Transportinfrastruktur

Kritisch im Hinblick auf die Beurteilung der Versorgungssicherheit ist des Weiteren die Frage

des Zugriffs auf die offensichtlich ausreichend verfügbaren Reserven, d.h. die Verfügbarkeit

ausreichender Transportinfrastruktur. Die steigende Nachfrage nach Gas erhöht die

Auslastung der bereits vorhandenen Pipelineverbindungen sowie der LNG-Terminals, und

erfordert zwangsläufig einen Ausbau der bestehenden Importkapazitäten. Dies ist nicht nur im

Hinblick auf die erhöhten Mengen an zu transportierendem Gas notwendig, sondern ist auch

aufgrund der noch bestehenden regionalen Konzentration der Lieferbeziehungen Europas

relevant. Eine Ausweitung des Anbieterkreises erfordert ebenfalls Investitionen in die

Transportinfrastruktur und trägt durch Diversifizierung tendenziell zur Erhöhung der

Versorgungssicherheit bei.

Bisher importiert der europäische Markt Erdgas hauptsächlich via Pipeline aus den Staaten

der GUS (insbesondere aus Russland), aus Norwegen und Nordafrika. Außerdem ist Algerien

traditionell ein wichtiger Lieferant für LNG nach Belgien und Südeuropa. In jüngerer Zeit

haben sich des Weiteren erste Tendenzen für eine Diversifizierung der LNG-Anbieterstruktur

gezeigt, wobei der nordafrikanische Anbieterkreis jedoch weiterhin dominierend bleibt.

EWI/EEFA


Abbildung 7.16: Importpipelines in die EU

Quelle: EWI

Langeled (+20 2007 )

Zeepipe/Franpipe (27)

Frigg (11)

GALSI (+10 2010 )

Maghreb (10)

Maghreb (+6 2007 )

Medgaz (+8 2009 )

Europipe/Norpipe (48)

Transmed (24)

Transmed (+9 2008/2012 )

Die Infrastruktur entwickelt sich analog zur beschriebenen Importstruktur Europas

(Abbildungen 7.16 und 7.18). Gastransport per Pipeline erfolgt hauptsächlich aus Russland,

Norwegen und Nordafrika. Bei einem Gesamtverbrauch von 505 Gm³ und einer eigenen

Förderung von 212 Gm³ (2005) sind besonders die bestehenden Importkapazitäten aus den

Staaten der GUS, Norwegen und Afrika nahezu vollständig ausgelastet (GUS:

Importkapazitäten 135 Gm³/y, Auslastung 93%; Norwegen: 86 Gm³/y, 94%; Afrika:

42 Gm³/y, 100%; alle Werte für 2005.). Eine Ausweitung der Importe aus diesen Regionen ist

daher nur über den Zubau von weiteren Pipelines möglich. Dabei sind auch die langen

Vorlaufzeiten für solche Projekte zu beachten. Angesichts dessen, dass für das Jahr 2010 ein

zusätzlicher Bedarf an Transportkapazitäten erwartet wird, stellt sich die Frage, ob bereits

heute eine ausreichende Anzahl an Projekten in Planung ist, um die gesteigerte Nachfrage in

den kommenden Jahren decken zu können.

Nabucco (+31 (+312015 2015 )

TK-GR-Interc. (+11 (+11opt. opt. )

Greenstream (8)

Greenstream (+8 2012 )

NEGP (+28 2010 )

NEGP (+28 20?? )

Yamal (30)

Yamal (+30 optional )

Transgas (95)

Transgas (+15 opt. )

Bluestream (16)

CSP (+7 2006 )

97

Southstream (+30 2014 )

EWI/EEFA


98

In Norwegen befinden sich zwar die geringsten Reserven im Kreis der nach Europa

exportierenden Staaten, dafür macht aber die unmittelbare Nähe des Landes sowie die

politische Stabilität und die Verlässlichkeit der Lieferungen Norwegen zu einem wichtigen

Partner der EU. Die gegenwärtig bestehenden Pipelines erschließen bisher überwiegend die in

der Nordsee gelegenen Felder, die jedoch bereits überwiegend ausgelastet sind und nur noch

bedingt über Ausbaupotential verfügen. Des Weiteren entstehen neue Importmöglichkeiten

durch die Exploration weiter nördlich gelegener Felder, z.B. des Ormen-Lange-Feldes in der

Norwegensee und des Schnöhvit-Feldes in der Barentssee. Mit der Langeled-Pipeline nach

UK wurden bereits die Norwegensee-Felder angebunden, während zur Anbindung der

Barentssee, wo zurzeit die erste Gasverflüssigungsanlage Europas entsteht, aufgrund der

Distanz LNG genutzt werden wird. Bislang wurde Gas aus diesen Gebieten zwar überwiegend

an die USA verkauft, in Zukunft werden die oben genannten Handelswege aber auch für

Europa eine weitere Option für den Zugang zu norwegischem Gas darstellen.

Die wichtigste Importroute Europas verläuft traditionell von Russland aus über die Ost-West-

Pipelines. Seit der Fertigstellung der Brotherhood-Pipeline 1967 fungiert die ehemalige

Sowjetunion als Lieferant für Zentraleuropa. Zu dieser Zeit begannen die Lieferungen des

Wolga-Ural-Gases über die Transgas-Pipeline via der damaligen Tschechoslowakei. Durch

mehrere Ausbaumaßnahmen ist Transgas heute die größte Einzelpipelineroute mit fast 100

Gm³ jährlicher Kapazität.

Mitte der 90er Jahre wurde mit der Yamal-Pipeline zusätzlich eine nördliche Route

erschlossen, deren geplante Erweiterungen (z.B. mittels des Einbaus zusätzlicher

Kompressoren oder durch die Installation eines weiteren Rohres) jedoch bislang nicht

durchgeführt wurden. In diesem Fall sprechen insbesondere politische Erwägungen gegen den

weiteren Ausbau, da der Transit durch Weißrussland in der letzten Zeit Ursache von

Konflikten und Lieferschwierigkeiten war.

Insbesondere politische Gründe führten daher zum dritten großen Ost-West-Projekt, der

Nordstream-Pipeline durch die Ostsee. Bis 2010 sollen hier Kapazitäten von 27,5 Gm³

entstehen, mit einer Option auf Verdopplung.

Als weitere Möglichkeit für Gaslieferungen aus Russland wird zunehmend diskutiert, die

brachliegenden Kapazitäten der Bluestream-Pipeline zu nutzen. Diese von Russland aus in

Richtung Türkei verlaufende Leitung könnte durch den Zubau einer Süd-West-Pipeline (evtl.

auch über die Nabucco-Pipeline) für Importe Richtung Europa verwendet werden. Hierzu

wurde auch eine direkte Anbindung nach Bulgarien in Erwägung gezogen, wobei hier jedoch

ebenfalls weniger wirtschaftliche sondern politische Gründe von Bedeutung sind, da so

EWI/EEFA


Konkurrenz zu zentralasiatischem Gas geschaffen würde, das ebenfalls diesen Weg nach

Europa nehmen könnte.

Entgegen theoretischen Überlegungen, wonach LNG erst ab ca. 4000 km Entfernung

konkurrenzfähig zu dem Transport per Pipeline ist, werden von Nordafrika, insbesondere von

Algerien aus, große Mengen nach Europa via LNG geliefert. Zukünftig werden aber auch hier

die existierenden Pipelinelinks massiv ausgebaut. Mit den Maghreb- und Transmed-Pipelines

wird algerisches Gas bereits in einem Umfang von bis zu 34 Gm³ nach Spanien geliefert,

jüngst auch lybisches Gas über die Greenstream-Pipeline nach Italien. Neben schon

existierenden kurzfristigen Ausbauplänen für die bestehenden Routen sind auch weitere neue

Routen vorgesehen: Über die Medgaz-Pipeline soll Gas von Algerien nach Spanien, sowie

mittels der GALSI-Pipeline über Sardinien nach Italien gelangen.

Somit bestehen in allen drei Hauptlieferregionen, Russland, Norwegen und Nordafrika,

Möglichkeiten und Pläne zum Kapazitätsausbau. Trotz dieser prinzipiell guten Aussichten für

Europa muss bei der Beurteilung des Ausbaus der zukünftigen Lieferwege der Zeithorizont

berücksichtigt werden, damit die Entwicklungen von Nachfrage und Infrastruktur parallel und

mit möglichst geringen Engpässen vonstatten gehen können. Auch Änderungen in den

politischen Erwägungen können Ablauf und Richtung des Zubaus weiterhin beeinflussen.

Des Weiteren liegen insbesondere im Mittleren Osten noch große Erdgasreserven, die

zukünftig erschlossen werden können. Während für die Lieferungen aus Katar besonders der

Transport als LNG die wahrscheinlichste Option darstellt, wäre der Import von iranischem

Erdgas auch via Pipelines nach Europa möglich. Speziell die zentralasiatischen Staaten

suchen zusätzliche Wege für ihr Gas nach Europa, da Gazprom den Transit von Erdgas aus

diesen Ländern über Russland nach Europa verhindert und nur selbst als Käufer von

zentralasiatischem Gas für den russischen Markt auftritt. Szenarien sehen z.B. vor, dass sich

die Türkei als „energy bridge“ für Europa positioniert. Unter anderem aufgrund vergangener

Fehlprognosen über den zukünftigen türkischen Gasverbrauch existieren heute große

ungenutzte Importkapazitäten in der Türkei (so z.B. die Bluestream-Pipeline und

Verbindungen aus Aserbeidschan), die sich Europa zunutzen machen könnte. Momentan fehlt

jedoch die Verbindung von der Türkei in Richtung EU. Ein prominentes Projekt, das diese

Lücke schließen soll, ist die Nabucco-Pipeline über die Türkei, Bulgarien, Rumänien, Ungarn

und Österreich, die bis 2015 31 Gm³ an Kapazität bereitstellen soll. Eine Alternative ist die

Fertigstellung des von der EU geförderten South-EU Rings, der eine Verbindung über Italien,

Griechenland und die Türkei ermöglichen würde.

99

EWI/EEFA


100

Um eine Alternative zum Pipelinetransport zu schaffen, den Anbieterkreis zu vergrößern und

den Zugang zu nicht-europäischen Gasvorkommen zu vereinfachen, wird schon seit den

Anfängen des Marktes LNG-Technologie genutzt. Nach dem Bau des britischen Canway

Island Terminal 1964 folgten weitere Regasifizierungsanlagen in Frankreich, Italien und

Spanien, sodass seit Ende der 60er Jahre algerisches und lybisches Gas einen bedeutenden

Anteil an der europäischen Gasversorgung darstellen. Heute besteht bei LNG-Kapazitäten von

78 Gm³/y eine Auslastung von rund 59%. Diese Überkapazitäten sind auch darauf

zurückzuführen, dass 2005 neue Kapazitäten ans Netz gegangen sind, die in der

Anfangsphase noch nicht voll ausgelastet wurden, sowie darauf, dass LNG als noch

kostenintensivste Bezugsquelle teilweise lediglich zu Hochlastzeiten genutzt wird.

Der LNG-Handel gewinnt zudem über die Spotmärkte mehr und mehr an Bedeutung, da er

wegen der Möglichkeit zu kurzfristigen Ausgleichslieferungen und zu Arbitragegeschäften

sowohl nachfrage- als auch angebotsseitig große Vorteile mit sich bringt. Demzufolge ist ein

Anstieg der Auslastung der LNG-Kapazitäten in den kommenden Jahren zu erwarten. Auch

im Kontext der Versorgungssicherheit spielt der Ausbau der LNG-Kapazitäten eine wichtige

Rolle: Die Fortschritte im Bereich dieser Technologie tragen über Kostensenkungen dazu bei,

dass auch weite Transportwege zunehmend konkurrenzfähig werden. Somit wächst der

geografische Radius der wirtschaftlich erreichbaren Reserven und demzufolge der

Anbieterkreis.

Entsprechend des weltweiten LNG-Booms werden auch in der EU massiv Kapazitäten

zugebaut, wie Abbildung 7.19 zeigt.

EWI/EEFA


Abbildung 7.17: Bestehende und geplante LNG-Kapazitäten in der EU

Isle of Grain (5,3)

Milford Haven I (+12,9 2007 )

Milford Haven II (+20,6 2009 )

Teesside (+5 2007 )

Montoir (10)

Bilbao (2,6)

El Ferrol (+3 2006 )

Sines (5,1)

Huelva (8,4)

Carthagena (7)

Quelle: EWI

(+2,7 2007 )

(+3,9 2008 )

(+92009 ) Zeebrugge (5,3) (+5,22007 )

La Spezia (3,4)

Fos (7,4)

(+8,7 2007 )

Barcelona (12,4)

Sagunto (6,6 2006 )

Rotterdam I (+15 2009 )

Rotterdam II (+6 2010 )

Wilhelmshaven (+10 2010 )

(+3 2006 )

Rovigo (8,6 2007 )

Brindisi (7,9 2007 )

Sizilien (8 2010 )

Revithoussa (4,4)

101

vorhanden

geplant

projektiert

spekulativ

Stand 2006, Kapazitätsangaben in Gm³/y

So ist z.B. in Großbritannien bis 2010 ein Ausbau der Kapazitäten von 5,3 auf über 50 Gm³

geplant. In Nordwest-Europa werden bis 2010 zwei Regasifizierungsanlagen in Rotterdam mit

Kapazitäten von 15 Gm³ (Rotterdam I, Vopak) und 6 Gm³ (Rotterdam II, LionGas / 4Gas)

zugebaut. Außerdem wird das Zeebrugge-Terminal von 5,3 Gm³ auf 10,5 Gm³ erweitert,

wonach jedoch aus Platzgründen keine weiteren Ausbauten möglich sein werden. Eine

weitere Option in dieser Region ist die Realisierung eines Projektes im Umfang von 10 Gm³

in Wilhelmshaven, das mehrfach in der Diskussion stand und nun aufgrund seiner

kurzfristigen Umsetzbarkeit wieder in den Vordergrund gerückt ist.

Im Atlantikgebiet werden durch den Zubau eines vornehmlich regional genutzten Terminals

in El Ferrol die Auswirkungen des technischen Fortschritts deutlich: Hier zeigt sich, dass

durch Kostendegressionen auch kleinere Regasifizierungsanlagen rentabel werden und dass

die Möglichkeit besteht, in Zukunft LNG-Terminals auch zur regionalen Versorgung

innerhalb Europas zu nutzen.

EWI/EEFA


102

Auch auf der süd-iberischen Halbinsel sowie in Italien schreitet der Ausbau weiter voran.

Besonders in Italien entstehen viele Projekte, deren Realisierung jedoch –trotz staatlichen

Engagements– aufgrund mangelnder Kooperation lokaler Autoritäten und langwierigen

Planungsverfahren oft mit großer Unsicherheit behaftet ist.

Der Ausbau der Importkapazitäten, sowohl im Pipeline- als auch im LNG-Bereich, und die

damit verbundene Erweiterung des Anbieterkreises, eröffnet somit eine grundsätzlich positive

Perspektive für die Erdgasversorgung Europas. Abbildung 7.20 stellt der Spanne der

Nachfrageprognosen die voraussichtliche Entwicklung der Infrastrukturkapazitäten gegen-

über.

Abbildung 7.18: Nachfrageprognosen und Infrastrukturkapazitäten

BCM/y

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0

Quelle: EWI

Die konservativen Schätzungen über den Umfang der Kapazitäten umfassen Pipeline- und

LNG-Projekte, deren Realisierung aktuell als sicher gilt. Dagegen wird in den optimistischen

Schätzungen mit den frühestmöglichen Realisierungszeitpunkten kalkuliert und eine größere

Zahl an Ausbaumöglichkeiten berücksichtigt (z.B. inll. Transgas- und Yamal-Pipelines). Die

EWI/EEFA

Konservative Schätzung

Optimistische Schätzung

Spanne Prognosen

Kap. LNG

Kap. Mittlerer Osten

Kap. Afrika

Kap. FSU

Kap. Norwegen

Durchschnitt Prognosen

2005 2010 2015 2020 2025 2030


optimistischen Prognosen gehen schon 2010, die konservativen erst 2015 von zusätzlichen

Pipeline-Kapazitäten für Lieferungen aus dem Mittleren Osten aus. Ähnliches gilt für die

Einschätzung der Kapazitäten für Gas aus den Staaten der GUS, die für 2015 in den

optimistischen Prognosen wesentlich höher ausfallen als in den konservativen Schätzungen.

Bezüglich der norwegischen und afrikanischen Kapazitäten besteht weitgehende Einigkeit, da

in diesen Gebieten größere Planungssicherheit bzw. weniger verschiedene Optionen zum

Ausbau der Infrastruktur bestehen.

Die Szenarien unterscheiden sich außerdem in der geschätzten Auslastung der LNG-

Kapazitäten. Diese Annahme ist besonders wichtig, da sie beschreibt, wie viel Gas

letztendlich über die bestehenden Kapazitäten importiert wird. Denn auch wenn theoretisch

ausreichende Regasifizierungskapazitäten bestehen, um den Bedarf decken zu können, kann

unter Umständen aufgrund von ökonomisch oder technisch bedingten Unterbrechungen in den

vorgelagerten Stufen der LNG-Kette nicht so viel Gas importiert werden wie technisch

möglich. Zur vollen Auslastung der Kapazitäten kommt es in der Regel nur zu Hochlastzeiten.

In der konservativen Schätzung wird eine Auslastung von 60% angenommen, was eine

äußerst pessimistische Schätzung darstellt, während sie im optimistischen Szenario mit 80%

beziffert wird, sodass sich zwangsläufig höhere zukünftige LNG-Importe ergeben. Die

unterschiedlichen Einschätzungen resultieren aber nicht nur aus den unterschiedlichen

Auslastungen, sondern analog zum Pipeline-Fall auch aus unterschiedlich angenommenen

Fertigstellungszeitpunkten der Projekte.

Die Gegenüberstellung zeigt, dass mittelfristig beide Schätzungen der Importkapazitäten noch

über denen der höchsten Importprognose liegen. Nach beiden Schätzungen ist um 2010 sogar

mit deutlichen Überkapazitäten zu rechnen. Selbst 2015 wird Europa allein auf Basis der

aktuell absehbaren Projekte noch über ausreichende Importkapazitäten verfügen, so dass

sowohl die optimistische als auch die konservative Schätzung oberhalb der durchschnittlichen

Nachfrageprognosen liegt.

Schließlich müssen nach 2015 zusätzliche Projekte in Angriff genommen werden, um die

zukünftigen Nachfrageentwicklungen auszugleichen. Bei zeitlich weiterführenden Prognosen

muss berücksichtigt werden, dass diese Investitionen Rückkopplungen auf den Preis und

dadurch letztendlich auch auf die Auslastung auslösen werden.

Abschließend ist somit festzustellen, dass die Versorgungssicherheit Europas zumindest kurz-

und mittelfristig seitens der Transportinfrastruktur nicht gefährdet ist. Um langfristig (bis

2030) den Importbedarf durch Transportkapazitäten abdecken zu können, ist der Ausbautrend

weiter zu verfolgen.

103

EWI/EEFA


104

7.2.5 Prognose EU-25

Im Folgenden werden die Auswirkungen der oben beschriebenen Entwicklungen für die

Versorgungssituation der EU-25 dargestellt. Dabei werden nicht nur die Konsequenzen der in

der Analyse des Referenzfalls ermittelten Ergebnisse betrachtet, sondern auch Überlegungen

über möglicherweise eintretende Ereignisse berücksichtigt, die bedeutende Auswirkungen auf

die Versorgungssituation haben könnten.

7.2.5.1 Versorgungssituation

Um eine detaillierte Betrachtung der zukünftigen Versorgungssituation zu ermöglichen,

beziehen sich die folgenden Abschnitte insbesondere auf die aktuelle EWI/prognos Studie 7 .

Wie aus Abbildung 7.21 ersichtlich, wird sich nach den Ergebnissen der Studie die

europäische Nachfrage nach Erdgas bis 2030 von heute rund 500 Gm³ auf 750 Gm³

ausweiten, wobei gleichzeitig die innereuropäische Produktion um rund die Hälfte von derzeit

knapp 250 auf 112 Gm³ sinkt. Folglich ergibt sich entsprechend der Ergebnisse der

Gasangebotsmodelle des EWI eine Steigerung des Importbedarfs von 250 auf 640 Gm³.

7 Vgl. EWI/prognos (2005). Wie in den vorangehenden Kapiteln gezeigt, nähert sich diese Studie dem

Mittelwert einer Reihe von Prognosen an.

EWI/EEFA


Abbildung 7.19: Prognose Erdgasversorgung Europa

BCM/y

800

700

600

500

400

300

200

100

0

EU-25 FSU

Quelle: EWI/prognos 2005

Norwegen Algerien

Sonstiges Afrika Mittlerer Osten

Sonstige

2003 2010 2020 2030

Die langfristige Versorgungssituation der EU-25 ist somit vor allem durch den drastischen

Anstieg der Importabhängigkeit auf rund 85% geprägt. Dieser steigenden Nachfrage steht

zum einen eine Ausweitung der Lieferungen der etablierten Anbieter gegenüber, die ihre

Mengen signifikant (Norwegen +70%, GUS +83%, Algerien +100%) erhöhen können.

Zusätzlich gewinnen neue Anbieter, insbesondere aus dem Mittleren Osten und dem sonstigen

Afrika, an Bedeutung; so können Nigeria und Lybien ihre Mengen jeweils auf 90 bzw. 80

Gm³ ausweiten und somit signifikant zu einer Importdiversifizierung beitragen. Diese

Verschiebungen im Versorgungsmix Europas werden in Abbildung 7.22 verdeutlicht.

Zugleich ist zu beachten, dass aufgrund der geografischen Reserven- und Ressourcen-

verteilung sowie aufgrund von Transportrestriktionen der Ausdehnung des Anbieterkreises

Grenzen gesetzt sind. Zudem erfolgt die Ausdehnung überwiegend auf Regionen, die zum

einen mit politischen Risiken behaftet sind, so dass die Frage nach dem Gesamteffekt für die

Versorgungssicherheit nicht eindeutig zu beantworten ist.

105

EWI/EEFA


106

Abbildung 7.20: Prognose Versorgungsmix Europa

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

EWI/EEFA

15%

16%

25%

42%

Quelle: EWI/prognos 2005 / Eurostat

Sonstige

Mittlerer Osten

Afrika

Norwegen

FSU

EU-25

3% 3%

12%

26%

15%

29%

15%

19%

16%

14%

31%

18%

Gas 2005 Gas 2030 Rohöl 2005

Ebenfalls bedeutsam ist die Tatsache, dass sich voraussichtlich die Importsituation von

Erdgas im Jahre 2030 zunehmend der aktuellen Situation bei Rohöl angeglichen haben wird

und somit bei beiden Energieträgern ähnliche regionale Abhängigkeiten bestehen werden,

wenn auch mit einigen Unterschieden in der Bedeutung für einzelne Staaten (z.B. domniert im

Mittleren Osten Saudi-Arabien bei Öl, jedoch Katar bei Gas).

7.2.5.2 Stressszenarien

Aufgrund des Grades an Unsicherheit, mit dem die Prognosen behaftet sind, sollen im

folgenden neben dem bisher behandelten Referenzfall auch mögliche Stressszenarien bei der

Beurteilung der Versorgungssituation berücksichtigt werden. Diese Szenarien berücksichtigen

einzelne mögliche Sachverhalte, die einen starken Einfluss auf die Prognosen haben und die

Versorgungssituation Europas beeinflussen könnten. Näher analysiert werden sollen dabei

insbesondere die Fragen, i) inwieweit ein zunehmend integrierter globaler Wettbewerb die

europäische Versorgungssituation verändern könnte, ii) inwieweit Russlands entscheidende

Position als Importquelle durch Exporte nach Ostasien gefährdet würde und iii) wie anfällig

die Versorgungssituation für kurzfristige Lieferunterbrechungen ist.


7.2.5.2.1 Zunehmender weltweiter Wettbewerb

Das Szenario eines zunehmenden weltweiten Wettbewerbs unterstellt das Zusammenwachsen

der Weltmärkte durch technischen Fortschritt insbesondere bei der LNG-Technologie. Die

Kostensenkungen ermöglichen eine Erweiterung des LNG-Transportnetzes und verschaffen

wiederum einer größeren Zahl an Nachfragern Zugang zu weiter entfernten Erdgasreserven.

Mit zunehmender Integration der bislang durch die Ozeane getrennten regionalen Gasmärkte

(Amerika, Europa/Nord Afrika sowie der Pazifische Raum) würde sich der Vorteil Europas

aufgrund der geographischen Nähe zu einem Großteil der globalen Gasreserven relativieren.

Ressourcenseitigen Betrachtungen 8 zeigen, dass auch unter Berücksichtigung der weltweiten

Nachfrageentwicklung langfristig keine Engpasssituation zu erwarten ist und somit die

Versorgungssicherheit in dieser Hinsicht nicht gefährdet ist. Zweifellos werden jedoch im

Rahmen dieser Marktintegration auch Entwicklungen in den anderen Weltregionen –

insbesondere über die kurz- bis mittelfristige Umleitung von LNG-Cargos – zunehmend

Einfluss auf die Situation im Europäischen Markt nehmen.

Ein derartiges Szenario, in dem von einer verschärften Nachfragekonkurrenz aufgrund eines

stark steigenden Importbedarfs der USA ausgegangen wird, wurde am EWI mit Hilfe des

weltweiten Gasangebotsmodells MAGELAN analysiert 9 . In diesem Fall wurde von einem

deutlich stärkeren Absinken der einheimischen Produktion in Nordamerika als erwartet

ausgegangen, wodurch deutlich größere LNG-Mengen von den USA bezogen würden. Trotz

der großen Distanz zwischen den USA und dem Anbieterkreis, der auch Europa bedient,

ergäben sich dadurch zunehmende Überschneidungen mit den Europäischen Import-

beziehungen. Die Modellergebnisse (Abbildung 7.23 stellt dar, wie sich die weltweiten

Gashandelsströme in einem solchen Szenario im Vergleich zum Referenzfall verhalten

würden) zeigen jedoch, dass aus diesen Überschneidungen zwar Umverteilungen der

Gasströme im Vergleich zum Referenzfall resultieren würden, der Importbedarf Europas aber

dennoch weiterhin gedeckt werden könnte. Dieses Ergebnis basiert jedoch auf der Annahme,

dass eine derartige Entwicklung schrittweise und absehbar erfolgt. Bei kurzfristigen

Verschiebungen des weltweiten Importmengenbedarfs, z.B. durch plötzliche Produktions-

ausfälle in einer Region, werden diese durch die wachsende Interaktion der regionalen Märkte

zunehmend global spürbare Auswirkungen nach sich ziehen. Insofern müssen für die Analyse

8 Vgl. die vorangehenden Ausführungen o. BGW (2006) und Bothe/Seeliger (2006).

9 Vgl. Seeliger (2006).

107

EWI/EEFA


108

notwendiger Reservekapazitäten in Europa zukünftig auch mögliche Schocks durch Auslöser

in weiter entfernten Regionen als Szenarien berücksichtigt werden.

Abbildung 7.21: Modellierung der Gashandelsströme bei steigender Importnachfrage

der USA

in BCM/y

Quelle: Seeliger 2006

7.2.5.2.2 GUS Exporte nach Ost-Asien

Die GUS kommt momentan für den größten Teil der Importe der EU auf. Im Jahre 2005

lieferte die GUS 127 Gm³ Erdgas und stellte damit rund 43% der gesamten Lieferungen an

Europa. Wie die oben genannten Prognosen zeigen, wird dabei die Bedeutung Russlands als

Lieferland zukünftig weiter steigen. Neuerdings rücken aber weitere potentielle Exportrouten

und somit auch neue Abnehmer für dieses Gas in das Blickfeld der GUS, insbesondere die

Länder Ostasiens (vgl. Abbildung 7.24). Damit stellt sich die Frage, ob zukünftig die

Versorgung Europas in Konkurrenz zu anderen potentiellen Importeuren steht und somit an

Verlässlichkeit einbüßen würde.

EWI/EEFA

+3

+13

+87

-15

-63

+65

+36

+10 +14 +35

+36


Abbildung 7.22: Mögliche GUS Exportruten nach Ostasien

Quelle: EWI.

B) Westsibirien -> Ostasien

A) Zentralasien -> Ostasien

Für eine detaillierte Betrachtung ist es zunächst notwendig, zwischen den verschiedenen

Herkunftsregionen von Gas aus der GUS zu differenzieren. Insbesondere die Westsibirischen

Felder werden zurzeit als Quelle für die europäischen Exporte genutzt. Die umfangreichen

Vorkommen Zentralasiens und Ostsibiriens haben bislang keine größere Relevanz für die

europäische Versorgung, wobei eine solche auch zukünftig, zumindest für die östlichen

Regionen, weiterhin ausgeschlossen werden kann.

Pläne, sowjetisches Gas nach Ostasien zu exportieren, existieren seit den 1960er Jahren,

scheiterten jedoch bislang stets aus politischen Gründen. Dabei werden gegenwärtig drei

grundsätzliche Lieferoptionen diskutiert. Die in China existierende West-Ost-Pipeline könnte

dazu genutzt werden, zentralasiatisches Erdgas in die Hauptnachfrageregion in Richtung der

chinesischen Ostküste zu transportieren. Sowohl für Turkmenistan als auch Kasachstan wäre

dies eine attraktive Möglichkeit, neue Märkte für ihre Gasreserven zu erschließen, da der

Export gen Westen bisher nur als Transit durch Russland und Aserbaidschan möglich wäre.

Beide Länder exportieren selbst und haben damit ein Interesse, den Transit zu behindern.

109

C) Ostsibirien -> Ostasien

EWI/EEFA


110

Ein neuer Exportkorridor von Ostsibirien nach Ostasien würde es Russland erlauben, seine

bislang von den Absatzmärkten abgeschnittenen Vorkommen in der Irkutsk Region und

östlich davon wirtschaftlich zum Export nach China, Korea und evtl. Japan zu nutzen. Da eine

anderweitige Anbindung dieser Felder nicht absehbar ist, würde diese Variante für Russland

den größten Nutzen bedeuten. Für die Versorgungssituation von Europa hingegen wäre diese

Option ohne Belang, da die exportierten Mengen dem europäischen Markt nicht zur

Verfügung stünden.

Diese Konkurrenz wäre vor allem bei der dritten möglichen Option gegeben, dem Export von

westsibirischem Gas über die chinesische West-Ost-Pipeline. Dieses Gas könnte alternativ

nach Europa verkauft werden. Aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten scheint eine solche

Option jedoch äußerst unwahrscheinlich, da das Preisniveau in China deutlich niedriger ist als

in Europa. Zum Vergleich: Turkmenistan verhandelt mit China über Gasexporte zu einem

Preis von 80$/1000m³, während das Preisniveau in Europa bei über 250$/1000m³ liegt (Stand

2007). Aus russischer Sicht wäre es daher nicht lukrativ, Mengen vom europäischen Markt

abzuziehen, um mit dem günstigen Turkmenischen Angeboten zu konkurrieren, zumal es wie

oben dargestellt bislang ungenutzte Felder in Ostsibirien gibt. Zudem würde sich aufgrund der

großen Entfernungen eine derartige Anbindung nur für wenige Felder lohnen, die großen

Reserven auf der Yamal-Halbinsel würden beispielsweise weiterhin allein für den Export

nach Europa zur Verfügung stehen.

Zusammenfassend stellen Lieferungen von Zentralasien oder von Ostsibirien aus die

wahrscheinlichsten Optionen für Exporte nach Ostasien dar. In diesen Fällen käme es jedoch

nicht zu einer negativen Beeinflussung der Importe Europas, da die betroffenen

Erdgasreserven außerhalb der Reichweite der EU liegen. Die Möglichkeit der Erdgasexporte

von Westsibirien nach Ostasien würde zwar in begrenztem Ausmaße eine Konkurrenz zu den

Lieferungen nach Europa stehen, allerdings existieren hierzu bisher nur theoretische

Überlegungen und noch keine aktiven Bemühungen zur Realisierung dieses Projektes.

Generell wären die prognostizierten Auswirkungen außerdem zeit- und mengenmäßig

begrenzt. So geht Stern (2005) davon aus, dass das wahrscheinlichste Zeitfenster für

Pipelineexporte nach Asien erst im Jahre 2020 liegt, und die IEA (2004) prognostiziert selbst

für 2030 nur sehr geringe Exportmengen von 30 Gm³/y.

EWI/EEFA


7.2.5.2.3 Kurzfristige Lieferunterbrechungen

Durch längere Transportwege mit einer größeren Anzahl von Transitländern nimmt die Zahl

möglicher technischer oder politischer Quellen für ungeplante Lieferunterbrechungen zu. Eine

nähere Quantifizierung dieses Risiko erforderte zwar deutlich tiefer gehende Analysen, die

Annahme eines zunehmenden Risikos liegt jedoch nahe. Da diese Entwicklung parallel zu

einer Abnahme der innereuropäischen Förderung erfolgt, stellt sich die Frage nach der

zukünftigen Anfälligkeit der europäischen Gasversorgung für Schocks durch kurzfristige

Lieferunterbrechungen. Inwiefern upstream Lieferausfälle zu Unterbrechungen für

Endverbraucher führen, hängt insbesondere von der Ausgestaltung der verfügbaren

Infrastruktur, vor allem von der Existenz verbrauchsnaher Gasspeicher und freier

Transportkapazitäten auf alternativen Transportwegen ab. Gesicherte Aussagen dazu

erforderten die integrierte Analyse der gesamten Infrastruktur unter Einbeziehung der

gesamten Netztopologie, da nur in einer derartigen Gesamtbetrachtung mögliche Bottlenecks

sicher identifiziert werden können. So helfen vorhandene Gasspeicher nicht weiter, wenn

deren Pipelineanbindung und Ausspeicherraten nicht dafür ausgelegt sind, kurzfristig größere

Lieferausfälle zu kompensieren. 10

10 Bothe/Lochner/Lienert (2007) zeigen beispielhaft eine derartige Analyse unter Nutzung eines europäischen

Gas-Dispatchmodells.

111

EWI/EEFA


112

Abbildung 7.23: Verfügbare Speichervolumen und durchschnittlicher Verbrauch

europäischer Länder

BCM

20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

0

DE

Quelle: EWI nach Daten von IEA 2006b.

Entscheidend für die Tragweite einer kurzfristigen Lieferunterbrechung ist insbesondere der

Zeitpunkt zu dem diese auftritt, da die Gasnachfrage in Europa von einer starken Saisonalität

mit Winterspitze geprägt ist. Dementsprechend werden traditionell Gasspeicher eingesetzt,

um Sommergas einzuspeichern und über das Jahr eine ausgeglichene Auslastung der

Transportinfrastruktur sicherzustellen. Lieferausfälle zu Schwachlastzeiten können

üblicherweise innerhalb des Systems einfach ausgeglichen werden. Vereinfacht dargestellt

wirkt sich ein Ausfall umso gravierender aus, je später im Winter er auftritt, da zu diesem

Zeitpunkt die Gasspeicher bereits durch die üblichen saisonalen Schwankungen geleert sind.

Wie knapp das Gesamtsystem ist, hängt dabei von der jeweiligen Verbrauchssituation ab. Als

erste Indikation stellt Abbildung 7.25 die verfügbaren Speichervolumen in den verschiedenen

Staaten einem durchschnittlichen monatlichen Verbrauch im Winter gegenüber. Diese

aggregierte Analyse zeigt, dass in durchschnittlichen Jahren durchaus größere Anteile der

Speicherkapazität ungenutzt bleiben und somit als Reserve für Ausfälle zur Verfügung

stünden. Unter den genannten Annahmen beläuft sich diese Menge europaweit auf rund 25

EWI/EEFA

IT

NL

Winter Peak Import/Monat

Nutzung

Reservekap.

AU

SK

ES

UK

FR

DK

EU-Gesamt

25,2

38%

PL

CZ

40,8

62%

ø Nutzung

Reservekap.

HU


Gm³. 11 Fällt jedoch ein nachfragestarker kalter Winter mit einem derartigen Ereignis

zusammen, könnte es bereits in der gegenwärtigen Situation zu Engpässen kommen, wobei

ein solcher Fall ohne historisches Vorbild ist.

Mit abnehmender innereuropäischer Produktion, die zudem aufgrund des absinkenden Drucks

in den Feldern immer weniger zum Ausgleich saisonaler Schwankungen geeignet ist, wird

sich diese Situation jedoch kritischer entwickeln. Weitere Gasspeicher – evtl. auch als

politisch verwaltete Reserve analog zu den strategischen Ölreserven – können dabei zukünftig

einen wichtigen Beitrag zur Robustheit der Gasversorgung leisten. Wie Abbildung 7.26 zeigt,

gibt es zurzeit einige Pläne zum Aus- und Neubau von Speicherkapazitäten. Allerdings sind

die Vorlaufzeiten derartiger Projekte äußerst lang (bis zu ein Jahrzehnt), so dass zu

analysieren ist, ob diese Menge angesichts der sich rasch ändernden Importsituation Europas

ausreichend ist.

Abbildung 7.24: Speicherprojekte in Europa

BCM

25,0

20,0

15,0

10,0

5,0

0,0

Quelle: GSE.

Planned (until 2015)

Commited

Under construction

Existing

113

DE IT FR UK HU AU SK RO CZ NL LV ES PL BE DK BG GR LT

6,7

6%

7,1

7%

22,9

21%

Total

11 Diese vereinfachte Analyse berücksichtigt allein die verfügbaren Volumina und vernachlässigt die

verfügbaren Ausspeicherraten, die wiederum von Speichertyp und Füllstand abhängen. Eine belastbare Aussage

kann daher nur nach einer tiefer gehenden Analyse unter Berücksichtigung der gesamten Infrastruktur und deren

Interdependenzen getroffen werden, die jedoch den Rahmen dieses Kapitels weit überschreiten würden.

71,5

66%

EWI/EEFA


114

7.3 Fazit

Der Energieträger Erdgas wird in Europa zunehmend an Bedeutung gewinnen, wobei

insbesondere der Elektrizitätssektor den Nachfragetreiber darstellen wird. Die hohe

Flexibilität von Gaskraftwerken sowie die klimapolitischen Vorteile sind dabei die

Hauptgründe für den prognostizierten „Dash for Gas“. Gleichzeitig ist die Voraussage von

Entwicklungen dieses Sektors von vielen Unsicherheiten geprägt, sodass alle Analysen der

Versorgungssicherheit immer im Kontext der notwendigen starken Annahmen interpretiert

werden müssen.

Diese Unsicherheit spiegelt sich auch in der Bandbreite der in den eigenen Energieszenarien

getroffenen Annahmen und den Ergebnissen für den Erdgasverbrauch. Aufgrund des

nationalen Fokus der Modellierung lassen sich ohne zusätzliche Annahmen über die

Entwicklung im benachbarten Europa direkt keine Aussagen über die Sicherheit der

Versorgung mit Erdgas in den Szenarien treffen. Da sich unsere Szenarienergebnisse für die

deutsche Erdgasnachfrage jedoch am unteren Rand einschlägiger internationaler Studien

bewegen, bedeutet dies hinsichtlich der Versorgungssicherheit eher eine entspanntere

Bewertung.

Die gesamteuropäischen Situation ist dadurch gekennzeichnet, dass die Nachfragesteigerung

nach Erdgas in eine Zeit fällt, in der die einheimische Produktion ihre maximale Förderung

überschritten hat und sich in den nächsten zwei Jahrzehnten, insbesondere durch den

Rückgang der Förderung in Großbritannien und den Niederlanden, um etwa die Hälfte

reduzieren wird. Dementsprechend sieht sich auch die EU-25 langfristig einem bedeutenden

Anstieg des Importbedarfs gegenüber. Zwar unterscheiden sich die Prognosen teilweise

signifikant, im Studienmittel wird die resultierende Importabhängigkeit der EU-25 aufgrund

der angesprochenen Entwicklungen für 2030 auf rund 85% beziffert. Dieser zusätzliche

Bedarf wird voraussichtlich sowohl durch eine Ausweitung der Lieferungen von etablierten

Exporteuren (Norwegen, GUS und Algerien) als auch durch eine Diversifizierung und

Ausweitung des Anbieterkreises (Mittlerer Osten und Afrika) gedeckt werden.

Diesem Anstieg der Abhängigkeit von ausländischer Produktion steht von der Seite der

physischen Erdgasreserven und -Ressourcen keine Beschränkung gegenüber. Der erwartete

technologische Fortschritt lässt sogar durch eine Steigerung der wirtschaftlichen Verfüg-

barkeit ein Reservenwachstum erwarten. Außerdem befindet sich Europa geografisch in einer

EWI/EEFA


vorteilhaften Lage, die den Zugang zu einem Großteil der globalen Erdgasvorkommen

begünstigt.

Um von den Exporten neuer Erdgaslieferanten profitieren und bereits etablierte

Lieferbeziehungen ausweiten zu können, ist allerdings eine fortlaufende Weiterentwicklung

der Transportinfrastruktur notwendig. Die aktuellen Projekte gewährleisten dabei mittelfristig

eine Deckung des Erdgasbedarfs, kurzfristig sind sogar Überkapazitäten wahrscheinlich.

Jedoch muss zur langfristigen Erhaltung der Versorgungssicherheit dieser Ausbautrend auch

nach 2015 fortgesetzt werden. Potential besteht dabei sowohl im Ausbau von Pipeline-

Verbindungen als auch von LNG-Terminals. Der Transport via LNG wird dabei auch wegen

seiner zunehmenden Wirtschaftlichkeit und der Unabhängigkeit von Transitstaaten attraktiver

Da die Ausdehnung der Transportstruktur an die geografische Verteilung der Reserven und

Ressourcen gebunden ist, ist eine Erhöhung der Abhängigkeit von den wichtigsten

Lieferanten absehbar. Es ist davon auszugehen, dass sich die Importstruktur Europas bis

2030, wenn auch mit leicht unterschiedlichen nationalen Schwerpunkten, hinsichtlich

Lieferregionen und ihrer Marktanteile der aktuellen Situation beim Rohöl zunehmend ähnlich

wird.

Absehbar ist angesichts der globalen Ausweitung der Transportmöglichkeiten auch eine

zunehmende Interaktion der Weltmärkte. Sowohl Asien als auch Nordamerika könnten bei

steigender Erdgasnachfrage ihrerseits auf die Quellen zurückgreifen, die bisher in erster Linie

Europa bedienen. Langfristig wird diese Globalisierung des Gasmarktes zu einer Konvergenz

der Erdgaspreise in Nordamerika, Asien und Europa führen. Da die anderen genannten

Absatzmärkte für Erdgas in Zukunft deutlich stärker auf LNG angewiesen sein werden als

Europa, kann dies durchaus zu einem den euroopäischen Erdgaspreis treibenden Faktor

werden.

Voraussichtlich wird diese Entwicklung zwar zu Umverteilungen der Gasströme führen,

jedoch de facto nur geringe Auswirkungen auf die physische Verfügbarkeit von Gas für den

europäischen Markt haben. Um die steigende Ausfallwahrscheinlichkeit mit zunehmenden

Transportentfernungen und Transitländern zu kompensieren, sind zusätzliche Investitionen in

die Infrastruktur, insbesondere downstream Gasspeicher erforderlich.

Die zunehmende Nachfrage nach Erdgas wird somit die Staaten Europas vor neue

Herausforderungen stellen, auch und insbesondere im Hinblick auf die externe

Versorgungssicherheit. Zumindest kurz- bis mittelfristig lässt die vorangehende Analyse der

aktuellen Entwicklungen jedoch den Schluss zu, dass diese bei ausreichender Voraussicht

gemeistert werden können.

115

EWI/EEFA


116

8 Schwerpunkt 2: Erneuerbare Energien in Deutschland und

EWI/EEFA

Europa

Die Nutzung der erneuerbaren Energien (EE) ist in Deutschland und Europa in den

vergangenen Jahren unterstützt durch politische Förderung stark angestiegen. Zu den Vor-

teilen der EE zählen ihr Beitrag zur Emissionsminderung und die Verringerung der

Abhängigkeit von Energieimporten. Andererseits weisen sie vergleichsweise hohe Emissions-

vermeidungskosten auf, so dass ihre Förderung alleine aus Klimaschutzaspekten schwer zu

begründen ist. 12 Dennoch besteht ein breiter politischer Konsens für die Förderung erneuer-

barer Energien.

Aktuell wird die EE-Förderpolitik von der Europäischen Kommission forciert und ist

nationalstaatlich umzusetzen. Im Folgenden werden der Stand der EE in Deutschland und

Europa skizziert sowie Fördermodelle und ihre Perspektiven diskutiert. Im Anschluss daran

werden die unterstellten szenarienspezifischen Ausbaupfade der erneuerbaren Energien

erläutert.

8.1 Stand der erneuerbaren Energien in Deutschland

Wir skizzieren knapp den Stand der erneuerbaren Energien in Deutschland mit Fokus auf die

wichtigsten Energieträger.

8.1.1 Windenergie

Im Jahr 2006 leistete die Windenergie bei einer installierten Leistung von 20.622 MW einen

Beitrag von 5% (30,5 TWh) zur Stromerzeugung in Deutschland und war damit der

bedeutsamste unter den regenerativen Energieträgern. Europaweit stellt Deutschland mit

knapp 43% den größten Anteil der installierten Windenergieanlagen (WEA). Der Zubau von

WEA in Deutschland betrug seit der Einführung des EEG im Jahr 2000 14,5 GW. Der

jährliche Zubau nahm seit 2002-2005 jedoch kontinuierlich ab.

Auch zukünftig ist mit einem abnehmenden Wachstum der installierten Onshore-Leistung zu

rechnen, da die Qualität der noch erschließbaren Standorte abnimmt. Kaltschmitt et al. (2006)

beziffern das technische Angebotspotential der Windenergie Onshore auf 237 TWh/a, nach

12 So weist der Sachverständigenrat beim Bundesministerium für Wirtschaft (2004) darauf hin, dass die

Förderung der EE im Rahmen eines funktionierenden Emissionshandelssystems kostengünstigere CO2-

Vermeidungsmaßnahmen verdrängt .


Berücksichtigung raumplanerischer Restriktionen verbleibt ein gesichertes Angebotspotential

von 27-36 TWh/a. Angesichts der derzeitigen Windstromerzeugung von 30,5 TWh/a (2006)

deutet dies auf eine Potentialausschöpfung hin. Allerdings besteht durch Repowering die

Möglichkeit, das Potential durch Ersatz älterer durch leistungsstärkere Neuanlagen mit

höherer Volllaststundenzahl auszuweiten. Im Jahr 2006 gingen auf diese Weise zusätzliche

140 MW ans Netz. Das Repowering-Potenzial ist schwer zu quantifizieren, da es von

Technikentwicklung und zukünftiger Akzeptanz und Genehmigungspraxis für große

Neuanlagen abhängt. Laut Staiß 13 lässt sich die Onshore-Windstromerzeugung in Deutschland

unter Berücksichtigung der geltenden Abstandsregelungen und Höhenbegrenzungen 14 auf 45

TWh steigern, im Vergleich zu heute ein Anstieg um rund 50%. Nach Realisierung großer

Kostensenkungen seit den 90er Jahren um etwa 60% kann die WEA-Technik als im

Wesentlichen ausgereift betrachtet werden, sodass weitere starke Absenkungen der

spezifischen Erzeugungskosten nicht absehbar sind. Im Gegenteil ist im Bereich wesentlich

größerer Anlagen mit steigenden Kosten zu rechnen. Um die Anreize für Repowering zu

verbessern wird derzeit angesichts steigender Rohstoffpreise insbesondere für Stahl und

Kupfer in Erwägung gezogen, die im EEG festgelegte Degression der Vergütungssätze von

2% auf 1% jährlich zu verringern 15 .

Das technische Potential der Offshore Stromerzeugung wird auf etwa 237 TWh/a geschätzt 16 .

In einem Strategiepapier von 2002 bezifferte die Bundesregierung ihre Ziele für den weiteren

Ausbau der Offshore Windenergie. Danach sollten bis 2007 mindestens 500 MW, bis 2010

2.000–3.000 MW und bis 2030 20.000–25.000 MW installiert werden. Momentan bestehen

drei Offshore-WEA zu Testzwecken, zwei in der Ostsee und eine in der Nordsee mit

insgesamt 9,3 MW Leistung. Diese Anlagen befinden sich innerhalb der 12-Seemeilen-Zone,

in der weitere drei Windparks genehmigt sind. Ferner sind in der Ausschließlichen

Wirtschaftszone (AWZ) (bis 200 Seemeilen) weitere 19 Windparks (16 in der Nordsee, 3 in

der Ostsee) genehmigt und weitere 41 im laufenden Genehmigungsverfahren. Die ersten

dieser Anlagen könnten 2008/09 errichtet werden: 1.500 MW bis 2011, 7.000-10.000 MW bis

2020. 17 Diese mittelfristige Ausbauperspektive unterschreitet die Ziele des Strategiepapiers

von 2002 sowie die im Rahmen der dena-Netzstudie I untersuchten Windenergie-

13 Staiß (2007).

14 Für Altstandorte, welche nach dem Baugesetzbuch nicht privilegiert sind Baugenehmigungen für Repowering-

Anlagen schwierig zu erhalten. Zudem ist es schwierig, die im EEG vorgeschriebene Leistungserhöhung um

300% bei den geltenden Höhen- und Mindestabstandsregelungen zu erreichen

15 BMU (2007c).

16 Kaltschmitt et al. (2006).

17 BMU, Stiftung Offshore Windenergie (2007).

117

EWI/EEFA


118

Ausbauszenarien zum Teil deutlich. Mangels Erfahrungen im Betrieb von Offshore-Anlagen

herrscht Unklarheit über Projektkosten und Stromgestehungskosten. Aufgrund des

Aufwandes für Fundamente und Netzanschluss steigen die Kosten mit der Wassertiefe und

Entfernung von der Küste. Insgesamt liegen jedoch nach wie vor in der Offshore-Windenergie

die höchsten Erwartungen, um die EE-Ausbauziele der Bundesregierung zu erfüllen. Unter

dem aktuellen EEG erhalten Offshore-Anlagen, die bis Ende 2010 in Betrieb genommen

worden sind, abhängig von der Entfernung von der Küste und Wassertiefe mindestens 12

Jahre eine Vergütung von 9,1 Ct/kWh, die sich anschließend auf 6,19 Ct/kWh reduziert. Für

Anlagen, die ab 2011 errichtet werden, beträgt die Vergütung während der gesamten

Förderdauer 6,19 Ct/kWh. Eine Degression um nominal 2% soll jährlich ab 2008 einsetzen.

Das im Dezember 2006 in Kraft getretene „Gesetz zur Beschleunigung von Planungsvorhaben

für Infrastrukturvorhaben“ (Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetz) hat festgelegt, dass

die Netzanschlusskosten ans Stromnetz nicht – wie ursprünglich geplant – von den EE-

Betreibern zu finanzieren sind, sondern von den Netzbetreibern. Dadurch sinken die

Investitionskosten für Offshore-Anlagen um bis zu einem Drittel. Da der Offshore-Ausbau

trotz des Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetzes langsamer verläuft als gewünscht,

bestehen Überlegungen, die Anfangsvergütung im Rahmen der nächsten EEG-Novellierung

auf ein „mit anderen EU-Ländern vergleichbares Niveau“ in einer Bandbreite von 11-14

Ct/kWh anzuheben und im Gegenzug die Degression zu erhöhen 18 . Insgesamt ist eine

Ausbauprognose für Offshore-Anlagen angesichts der hohen Investitionen und den Risiken

aufgrund geringer Erfahrungen mit solchen Projekten schwierig. Jedoch kann die Offshore-

Technologie bei Behebung der zur Zeit noch bestehenden technischen und ökonomischen

Problematiken zukünftig einen wesentlichen Beitrag zur erneuerbaren Stromerzeugung

leisten.

8.1.2 Wasserkraft

Wasserkraft wird in Deutschland zur Stromerzeugung eingesetzt und leistete im Jahr 2006

den zweitgrößten Beitrag unter den erneuerbaren Energieträgern von 21,6 TWh, entsprechend

3,5% der Stromerzeugung. Das Potenzial der Wasserkraftnutzung gilt in Deutschland als

weitgehend ausgeschöpft. Lediglich durch Modernisierung großer sowie Neubau kleiner

18 BMU (2007c).

EWI/EEFA


Wasserkraftanlagen kann noch in geringem Umfang zusätzliches Potenzial erschlossen

werden.

8.1.3 Biomasse

Infolge der Forcierung der Biomasseverordnung 2001 und Anhebung der EEG-Vergütung

2004 hat die Energieerzeugung aus Biomasse in Deutschland stark zugenommen. Von 2001

bis 2004 ist die Stromerzeugung aus Biomasse um das Zweieinhalbfache gestiegen, hat sich

bis 2006 nochmals auf gut 17,8 TWh (inkl. 3,6 TWh biogenem Abfall) oder 3,0 % verdoppelt

und ist damit nach Wind- und Wasserkraft der drittwichtigste erneuerbare Energieträger zur

Stromerzeugung. In der Wärmeerzeugung ist der Biomasseeinsatz ebenfalls stark gestiegen

von 52 TWh (2001) auf 84 TWh (inkl. 4,4 TWh biogenem Abfall) oder 5,7% der gesamten

Wärmeerzeugung (2006). Bei der Kraftstoffbereitstellung ist der Beitrag der Biomasse von

3,6 TWh in 2001 sehr stark angestiegen auf 39,9 TWh in 2006 oder 6,6% Anteil am

Kraftstoffmarkt im Straßenverkehr. Davon entfallen ein Großteil (28,9 TWh) auf Biodiesel

und der Rest auf Pflanzenöl und Bioethanol (7,4 bzw. 3,6 TWh). 19

Die Bereitstellungs- und Versorgungskette aus Biomasse umfasst alle Prozesse von der

Produktion der Energiepflanzen bzw. Verfügbarmachung von Rückständen, Nebenprodukten

oder Abfällen organischer Herkunft bis zur Bereitstellung der Endenergie in Form von

Wärme und Strom (Abbildung 8.1). Ein Teil der Bioenergieträger wird direkt als

Festbrennstoff verbrannt und in Strom bzw. Wärme umgewandelt. Der überwiegende Rest

wird vor der Verbrennung in chemischen Prozessen in gasförmige, flüssige oder feste

Brennstoffe umgewandelt, um somit den jeweiligen Anforderungen an den Energieträger

gerecht zu werden.

19 BMU (2007b).

119

EWI/EEFA


120

Abbildung 8.1: Energiebereitstellungs- und Versorgungskette aus Biomasse

Energiepflanzen

(z.B. Miscanthus, Triticale)

Verkohlung

(Kohle)

fester

Brennstoff

EWI/EEFA

Ernterückstände

(z.B. Stroh, Waldrestholz)

Org. Nebenprodukte

(z.B. Gülle, Industrieholz)

Ernten, Sammeln, Verfügbarmachen

Aufbereitung, Transport, Lagerung

Umwandlung

thermo-chemisch physikalisch-chemisch

Vergasung

(Produktgas)

gasförmig.

Brennstoff

Pyrolyse

(Pyrolyseöl)

Quelle: EWI nach Kaltschmitt u.a. (2006)

Pressung/Extraktion, Umesterung

(Pflanzenöl, PME)

Verbrennung

flüssiger Brennstoff

Alkoholgär.

(Ethanol)

Kraft Wärme

Organ. Abfälle

(z.B. Klärschlamm)

bio-chemisch

Anaerober

Abbau

(Biogas)

Aerober

Abbau

Holz ist zurzeit der bedeutendste biogene Energieträger in Deutschland, der besonders zur

Erzeugung von Heiz- und Prozesswärme sowie zur Gewinnung elektrischer Energie in KWK-

Anlagen eingesetzt wird. Angesichts zunehmender Nutzungskonkurrenzen gewinnen die mit

den verschiedenen Umwandlungspfaden und Verwendungsmöglichkeiten verbundenen

Kosten an Bedeutung. Etablierte Techniken wie die Verbrennung biogener Festbrennstoffe

und der Einsatz von Biogas zur Wärme- und Stromerzeugung haben ihre Lernkurven bereits

weitgehend durchlaufen, Techniken der Biomassevergasung oder Umwandlung in Kraftstoffe

sind relativ jung und (noch) mit vergleichsweise hohen Kosten verbunden. Steigerungen in

der Umwandlungseffizienz und damit der variablen Kosten lassen sich z.B. durch Kraft-

Wärme-Kopplung erzielen. Entsprechende Anreize im Rahmen des EEG werden derzeit

diskutiert 20 .

Je nach Umwandlungs- und Verwendungspfaden ergeben sich unterschiedliche und schwierig

quantifizierbare Potenziale der Biomassenutzung. Der Sachverständigenrat für Umweltfragen

(2007) beziffert den maximalen Deckungsbeitrag von Biomasse am gesamten Primärenergie-

verbrauch in Deutschland bis 2030 auf 10%, was mehr als einer Verdopplung des heutigen

20 BMU (2007c).


Beitrags entspricht 21 . Kostengesichtspunkte und (bereits heute genutzte) Möglichkeiten von

Biomasseimporten sind hierbei nicht berücksichtigt.

Die weiteren erneuerbaren Energien (Fotovoltaik, Klär- u. Deponiegas, Geothermie und

Solarthermie) sind zumindest derzeit von vergleichsweise untergeordneter Bedeutung (cgl.

Tabelle 8.1).

Tabelle 8.1: Erneuerbare Energien in Deutschland 2006: Erzeugung und Anteile am

Endenergie- und Primärenergieverbrauch

121

Gesamt

Endenergie

Anteil am

Stromverbrauch

Endenergie

Anteil am

Endenergieverbrauch

Wärme

Endenergie

Anteil am

Endenergieverbrauch

Verkehr

Anteil am

Primärenergieverbrauch

1)

Stromerzeugung Wärmeerzeugung Kraftstoff

[TWh] [%] [TWh] [%] [TWh] [%] [%]

Wasserkraft 21,6 3,51 - - - - 0,50

Windenergie 30,5 4,95 - - - - 0,80

biogene Festbrennstoffe 7,2 1,17 75,3 5,03 - - 2,26

biogene flüssige Brennstoffe 1,6 0,26 1,4 0,09 - - 0,13

Biogas 5,4 0,88 3,0 0,20 - - 0,40

Deponie-, Klärgas 1,9 0,31 - - - - 0,20

Fotovoltaik 2,0 0,32 - - - - 0,05

Solarthermie - - 3,3 0,22 - - 0,10

Tiefengeothermie 0,0 0,00 0,1 0,01 - - 0,00

Oberflächennahe Geothermie - - 1,8 0,12 - - 0,04

Biogener Anteil des Abfalls 3,6 0,58 4,4 0,29 - - 0,30

1) nach Wirkungsgradmethode

Biodiesel - - - - 28,9 4,75 0,70

Pflanzenöl - - - - 7,4 1,22 0,20

Bioethanol - - - - 3,6 0,59 0,09

Gesamt 73,9 12,00 89,3 5,97 39,9 6,56 5,77

Quelle: EWI, Daten nach BMU (2007)

8.2 EE-Förderpolitik in Deutschland

Die expansive Entwicklung der erneuerbaren Energien (EE) in Deutschland startete mit dem

Stromeinspeisungsgesetz (StrEG) 1991. Es bestand eine Abnahme- und Vergütungspflicht,

wobei die Vergütungshöhen für EE-Strom an die Strompreise gekoppelt waren. Als mit

Beginn der Liberalisierung die Strompreise infolge von Überkapazitäten vorübergehend

zurückgingen, sanken entsprechend auch die Vergütungszahlungen. Ein weiterer Kritikpunkt

bestand in der unausgeglichenen finanziellen Belastung der EVU, abhängig von der EE-

21 Sachverständigenrat für Umweltfragen (2007).

EWI/EEFA


122

Einspeisung der jeweiligen Region. Insgesamt hat sich die Einspeisemenge durch das StrEG

zwischen 1991 und 1999 auf nahezu 7,9 TWh verachtfacht. Maßgeblich hierzu beigetragen

haben die Windenergie, aber auch Kleinwasserkraftanlagen sowie Biogas- und Biomasse-

anlagen.

Im Jahr 2000 wurde das StrEG durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) abgelöst. Ziel

des EEG ist die Verdoppelung des EE-Anteils an der Stromversorgung bis 2010. Mit dem

EEG wurden den Hauptkritikpunkten am StrEG begegnet. Die Vergütung des EE-Stroms

erfolgt nach fixierten Vergütungssätzen, die nach Technologien differenziert sind und sich an

deren Kosten orientieren sollen. Bei Neuanlagen unterliegen die Vergütungssätze einer

jährlichen Degression. Die mit der Abnahmepflicht von EE-Strom verbundenen Belastungen

der Netzbetreiber werden über einen bundesweiten Ausgleich geregelt. Im Zuge der EEG-

Novelle 2004 wurden Vergütungssätze modifiziert und neue EE-Ziele formuliert. Der EE-

Anteil an der Stromversorgung soll bis 2010 auf 12,5 % und bis 2020 auf 25 bis 30 %

ansteigen.

Seither ist die Stromerzeugung aus EE erheblich angestiegen. Die Windkraft löste 2004 mit

einer Strommenge von 26 TWh die Wasserkraft als bedeutendsten regenerativen

Energieträger ab. Die Stromerzeugung auf Basis von Windenergie betrug Ende 2006 rund

30,5 TWh. Neben der Windenergie hat insbesondere die Stromerzeugung auf Basis

Bioenergie deutlich zugenommen. Der Anteil der Fotovoltaik an der gesamten EE-

Stromerzeugung ist zwar noch immer sehr gering, wies jedoch in den letzten Jahren teilweise

dreistellige Wachstumsraten auf. Geothermie hat derzeit für die EE-Stromerzeugung in

Deutschland noch keine Relevanz. Die gesamte geförderte EE-Stromerzeugung betrug im

Jahr 2006 rund 50 TWh.

EWI/EEFA


Abbildung 8.2: Entwicklung der geförderten Einspeisemengen erneuerbarer Energien

in Deutschland, 1991 bis 2006

GWh

60.000

50.000

40.000

30.000

20.000

10.000

0

Geothermie

Biomasse

Fotovoltaik

Windenergie

Wasserkraft + Deponie-, Klär-, Grubengas

Bruttofördervolumen

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Quelle: EWI nach Staiß (2003), VDN (2007)

Die summierten Einspeisevergütungen (Bruttofördervolumen) stiegen von rund 70 Mio. € in

1991 auf 5,3 Mrd. € in 2006. Für das Jahr 2010 prognostiziert der VDN bereits ein

Bruttofördervolumen von mehr als 10 Mrd. €.

Die im EEG implementierte jährliche Degression der Vergütungen für EE-Neuanlagen basiert

auf der Forderung der EU-Kommission, die Vergütungshöhen dem technischen Fortschritt

anzupassen und Überförderungen zu vermeiden. 22 Tabelle 8.2 weist die durchschnittlichen

EE-Vergütungssätze für das Jahr 2006 aus. Die derzeit günstigste Erzeugungsoption ist

demnach die Wasserkraft sowie Deponie-, Klär- und Grubengas. Die durchschnittlichen

Vergütungen für Windkraft und Biomasse im Jahre 2006 lagen zwischen 89 und 105 €/MWh.

Mit ca. 516 €/MWh erhält eingespeister Fotovoltaik-Strom die mit Abstand höchste

Vergütung. Trotz der degressiv ausgestalteten Vergütungssätze sind die durchschnittlichen

Vergütungssätze über alle EE-Energieträger aufgrund des zunehmenden Zubaus

22 Die Degression der Fördersätze bezieht sich lediglich auf Neuanlagen. Die Fördersätze bleiben innerhalb der

Förderdauer nominal gleich, d.h. Anlagen erhalten in der Regel 20 Jahre lang die gleiche Vergütung.

0

123

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

Mio. € 2005

EWI/EEFA


124

kostenintensiver EE-Technologien wie bspw. Fotovoltaik in den letzten Jahren weiter

angestiegen und betrugen 2006 rund 102 €/MWh.

Tabelle 8.2: Durchschnittliche Vergütungssätze erneuerbarer Energieträger in 2006

Wind

EWI/EEFA

Wasserkraft,

Deponie-, Klär-,

Grubengas

Biomasse Geothermie Fotovoltaik

durchschnittl.

EEG-Vergütung 1)

89,0 72,1 104,7 150,0 516,7 101,9

1) Angabe ohne Berücksichtigung vermiedener Netznutzungsentgelte

Quelle: VDN (2007)

€/MWh

Die hohen Vergütungssätze für Fotovoltaik-Strom führen insgesamt zu einer starken

Erhöhung des Fördervolumens: Während in 2010 laut VDN voraussichtlich lediglich 5,7 %

der geförderten EE-Einspeisung aus Fotovoltaik-Anlagen stammen, steigt der Anteil der

Fotovoltaik am gesamten EE-Nettofördervolumen (Bruttofördervolumen minus Einsparungen

im konventionellen Kraftwerkspark) auf rund 36 % (Tabelle 7.2). Die Nettoförderung für

Fotovoltaik würde somit rund 2,2 Mrd. € in 2010 betragen.

Abbildung 8.3: Entwicklung von Einspeise- und Netto-Fördervolumen von Fotovoltaik,

2001 bis 2010

TWh

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Einspeisung Netto-Förderung

Geothermie

Wasser + Dep.-, Klär-, Grubengas

Biomasse

Windenergie

Fotovoltaik

0,4%

2,9%

5,0%

2001 2005 2007 2010

Quelle: EWI nach VDN (2007)

5,7%

Mio. €

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

Geothermie

Wasser + Dep.-, Klär-, Grubengas

Biomasse

Windenergie

Fotovoltaik

3,2%

24,8%

33,6% 36,0%

2001 2005 2007 2010


8.3 EE-Förderpolitik in Europa

Die Europäische Kommission hat in Ihrer Richtlinie zur „Förderung der Stromerzeugung aus

erneuerbaren Energien im Elektrizitätsbinnenmarkt“ 23 aus dem Jahr 2001 indikative 24

Zielwerte für den Anteil erneuerbarer Energien (EE) an der Stromerzeugung für die EU

festgelegt. Für das Jahr 2010 wird ein Anteil der EE-Stromerzeugung in der EU-15 von 22,1

%, in den 10 EU-Beitrittsstaaten von 11 % vorgegeben. Für die EU-25 ergibt sich ein

Zielwert von etwa 21 % an der Stromerzeugung. Dabei gelten für die einzelnen

Mitgliedsstaaten basierend auf der Idee einer „fairen“ Lastenverteilung (“burden-sharing“)

höchst unterschiedliche nationale Ziele zwischen 3,6 % für Ungarn und 78,1 % für Österreich.

Deutschland hat sich zu einem Anteil von 12,5 % verpflichtet.

Zum gegenwärtigen Zeitpunkt erscheint es unwahrscheinlich, dass das europäische

Gesamtziel von 21 % bis 2010 erreicht wird. Im Jahr 2005 lag der EE-Anteil am

Bruttostromverbrauch in der EU-25 bei 13,6 % (Abbildung 8.4).

Abbildung 8.4: Ziele und Zielerreichung der Mitgliedstaaten für erneuerbare Energien

in der EU-25

Belgien

Dänemark

Deutschland

Finnland

Frankreich

Griechenland

Irland

Italien

Luxemburg

Niederlande

Österreich

Portugal

Schweden

Spanien

UK

EU-15

Estland

Lettland

Litauen

Malta

Polen

Slowakei

Slowenien

Tschech. Republik

Ungarn

Zypern

EU-25

3,6

5,7

5,1

5,0

6,0

6,0

7,0

7,5

8,0

9,0

10,0

12,5

13,2

21,0

20,1

22,0

21,0

25,0

29,0

29,4

31,5

31,0

33,6

39,0

49,3

60,0

125

0 20 40 60 80

Quelle: EWI, Daten nach BMU (2007)

23 Europäische Kommission (2001).

24 Bei Nichterfüllung der Ziele sind keine Sanktionen vorgesehen.

Anteil EE 1997

Anteil EE 2005

Anteil EE Ziel 2010

78,1

EWI/EEFA


126

Selbst bei einem beschleunigten EE-Ausbau wird der Anteil bis 2010 vermutlich nicht über

18 % steigen. Neben Ungarn, Lettland, Niederlande und Dänemark wird auch für Deutschland

mit einer Übererfüllung des in der Richtlinie festgelegten EE-Ziels gerechnet. Hingegen sind

Länder wie Portugal, Spanien, Griechenland, Italien, Österreich und Slowakei noch relativ

weit von ihrem Ziel entfernt. 25

Auf dem Gipfel der Staats- und Regierungschefs (Europäischer Rat) vom 9. März 2007 wurde

eine Road Map für erneuerbare Energien verabschiedet. Darin ist das Ziel formuliert, den

Anteil der EE am gesamten Energieverbrauch in der EU auf 20 % bis 2020 zu steigern,

ausgehend von gegenwärtig 6,6 %. Die Europäische Kommission hat für die zweite

Jahreshälfte 2007 den Vorschlag einer Richtlinie zu erneuerbaren Energien angekündigt,

worin verbindliche nationale Ziele der Mitgliedstaaten für EE festgelegt werden sollen.

Die Kommission hat den Mitgliedsstaaten bisher kein einheitliches Vorgehen bei der EE-

Förderung vorgeschrieben. Sie überlässt die Ausgestaltung der Förderung grundsätzlich den

einzelnen Staaten. Daher sind derzeit verschiedene Förderinstrumente in den Mitgliedsstaaten

der EU-25 implementiert (Abbildung 8.5)

Während 16 Staaten (u.a. Deutschland, Frankreich, Niederlande und Spanien 26 ) der EU-25 ein

Einspeisevergütungssystem praktizieren, nutzen 5 Staaten (Belgien, Großbritannien, Italien,

Polen und Schweden) ein Quotenmodell. Finnland und weitere neue Mitgliedsstaaten fördern

den EE-Ausbau mit alternativen Mechanismen (Steueranreize oder Ausschreibungen).

Die Diskussion über die am besten geeignete Förderstrategie für EE ist in Politik und

Wissenschaft im Gange. Die EU-Kommission hat Ende 2005 einen Bericht über die

Erfahrungen mit der Anwendung und dem parallelen Bestehen unterschiedlicher

Fördermechanismen in den Mitgliedstaaten vorgelegt. Darin wird die nationalstaatliche

Förderpolitik bzw. der Wettbewerb zwischen den Fördermechanismen derzeit noch als

sinnvoll erachtet. Die Kommission argumentiert, dass eine EU-weite Harmonisierung der

Fördersysteme noch zu früh sei, da bisher zu wenig Erfahrung mit noch relativ jungen

Instrumenten wie bspw. dem Quotenmodell bestehen.

25 Eine Prognose der jeweiligen Zielerreichungsgrade für 2010 ist schwierig, da die realisierten Anteile sehr stark

von den Wetterbedingungen (Wind- und Wasseraufkommen) in einzelnen Jahren abhängen.

26 EE-Anlagenbetreiber haben in Spanien zusätzlich die Wahl zwischen einer reinen Einspeisevergütung oder

einer Bonusvergütung bei Verkauf ihres Stroms am Strommarkt.

EWI/EEFA


Abbildung 8.5: Überblick über die Hauptförderinstrumente für erneuerbare Energien

in der EU-25

Quelle: EWI

Bis Dezember 2007 soll seitens der EU-Kommission ein weiterer Erfahrungsbericht vorgelegt

werden. Ausgehend von den Ergebnissen dieser Bewertung wird ggf. ein Vorschlag

ausgearbeitet, einen anderen Förderansatz bzw. Förderrahmen für EE zu wählen. Ein solcher

Vorschlag sollte gemäß Artikel 4 der Richtlinie 2001/77/EG:

zur Erreichung der nationalen Richtziele beitragen;

• mit den Prinzipien des Elektrizitätsbinnenmarktes vereinbar sein;

• den Besonderheiten der verschiedenen erneuerbaren Energiequellen und den unter-

127

schiedlichen Technologien wie auch den geografischen Unterschieden Rechnung tragen;

• die Nutzung erneuerbarer Energiequellen wirksam fördern und einfach sowie möglichst

effizient, insbesondere kosteneffizient, sein;

angemessene Übergangszeiträume von mindestens sieben Jahren für die nationalen För-

derregelungen vorsehen und das Vertrauen der Investoren wahren.

EWI/EEFA


128

Für den Fall, dass oben genannte Fristen eingehalten werden, ergibt sich als frühester Termin

für eine Harmonisierung der EE-Förderung das Jahr 2015.

Die Europäische Kommission scheint derzeit noch kein endgültiges Konzept bzgl. der EE-

Förderung innerhalb Europas vorliegen zu haben. Aufgrund mangelnder Erfahrungen mit

marktlich orientierten Fördersystemen fällt ihr eine Entscheidung zum augenblicklichen

Zeitpunkt schwer. Im Folgenden werden die Perspektiven unterschiedlicher EE-Förder-

strategien auf europäischer Ebene diskutiert.

8.4 Perspektiven der EE-Förderung

Innerhalb der Europäischen Union konzentriert sich die EE-Förderung im Wesentlichen auf

zwei Systeme: das Einspeisevergütungssystem und das Quotenmodell. Das sog. Bonus-

system 27 , welches bspw. in Spanien als Option zum Einspeisevergütungssystem implemen-

tiert wurde ist nicht Gegenstand der folgenden Untersuchung, da es in der gegenwärtigen

Diskussion lediglich eine untergeordnete Rolle spielt.

Kernelemente des Einspeisevergütungssystems sind zum einen die Abnahmepflicht von EE-

Strom seitens der EVU, zum anderen ein garantierter (Mindest-) Preis (Einspeisevergütung).

Die Vergütung kann Energieträger bzw. Technologie spezifisch sein, wie z.B. im deutschen

EEG. Zusätzlich zeichnet sich das deutsche Einspeisevergütungssystem durch eine jährliche

Kostendegression für Neuanlagen aus, welche dem technologischen Fortschritt Rechnung

tragen soll.

Bei einem Quotenmodell wird jede erzeugte MWh EE-Strom durch den Staat zertifiziert. Die

Quotenverpflichteten (Produzenten, Stromhändler oder Endverbraucher) müssen am Ende des

Jahres einen bestimmten Anteil ihres Stromportfolios mit EE-Strom decken bzw. für ihre

Quotenverpflichtung die dafür notwendige Anzahl an Zertifikaten vorweisen. Durch die

staatlich induzierte Zwangsnachfrage nach (handelbaren) EE-Strom-Zertifkaten stellt sich ein

Marktpreis für Zertifikate ein. Ein akkreditierter EE-Stromerzeuger erzielt somit Erlöse auf

zwei Märkten:

1. Auf dem Strommarkt durch Verkauf von MWh im Wettbewerb mit anderen

EWI/EEFA

Stromerzeugern.

2. Auf dem Zertifikatsmarkt durch Verkauf von Zertifikaten an die Quotenverpflichteten

im Wettbewerb mit den übrigen akkreditierten EE-Stromerzeugern.

27 Bei einem Bonussystem verkaufen die EE-Anlagenbetreiber ihren Strom in Konkurrenz zu den

konventionellen Kraftwerken am Strommarkt und erhalten zusätzlich eine feste Einspeisevergütung, den

sog. Bonus.


Für die Quotenverpflichteten ist es wichtig, dass sie am Ende einer Periode genügend

Zertifikate nachweisen können. Dabei ist es unerheblich, ob die Verpflichteten ihre Quote

physisch durch EE-Strom erfüllen und entsprechend Zertifikate vom Staat erhalten oder

Zertifikate am Markt zukaufen. Bei Nichterfüllung der Quote kann sich der Quoten-

verpflichtete durch Entrichten eines Strafpreises für jedes nicht nachgewiesene Zertifikat aus

der Verpflichtung freikaufen.

Der Unterschied des Quotenmodells gegenüber einem preisgesteuerten Einspeise-

vergütungssystems besteht für die Marktteilnehmer in einer exogen festgesetzten

Zertifikatsmenge (Quotenverpflichtung). Dies führt zu einem Wettbewerb zwischen den

erneuerbaren Technologien um die Erfüllung der Quote. Dabei wird vorrangig die Techno-

logie mit den geringsten Grenzkosten eingesetzt. Nachfolgend kommen die weiteren Techno-

logien entsprechend ihren sukzessiv ansteigenden Kosten zum Einsatz. Dabei bestimmt sich

der Zertifikatspreis durch die kurzfristigen Erzeugungskosten des regenerativen Grenz-

anbieters.

Bei der Bewertung dieser beiden Förderinstrumente lässt sich generell kein eindeutiges Urteil

für oder gegen eines dieser Instrumente fällen. Vielmehr haben beide ihre jeweiligen Vor- und

Nachteile.

So zeichnet sich das Quotenmodell insbesondere durch Kosteneffizienz aus. Der EE-Ausbau

erfolgt auf Basis der kostengünstigsten Standorte und Technologien (statische Effizienz).

Zudem haben die EE-Erzeuger aufgrund der Selbstvermarktungspflicht ihres EE-Stroms einen

Anreiz, mögliche Kostensenkungspotentiale auszuschöpfen (dynamische Effizienz).

Bezüglich des Effizienzkriteriums schneidet das technologiespezifische Einspeisevergütungs-

system schlechter ab, da zwischen den Technologien kein Wettbewerb besteht, sondern

lediglich innerhalb einer Technologie. Ebenso ist das Einspeisevergütungssystem hinsichtlich

des Kriteriums der Treffsicherheit im Vergleich zum Quotenmodell im Nachteil. Aufgrund

der Mengenregulierung kann das Quotenmodell das gesetzte EE-Ausbauziel effektiv

erreichen. Bei einem preisregulierenden Einspeisevergütungssystem ist eine mengenmäßige

Über- oder Untererfüllung wahrscheinlich.

Das Einspeisevergütungssystem weist aufgrund der Abnahme- und Vergütungspflicht und

damit verbundener Investitionssicherheit einen Vorteil auf, wenn die EE-Vergütungen hoch

genug sind. Hingegen zeigt sich bei einem Quotenmodell, dass Investoren zunächst Vertrauen

in das System gewinnen müssen und anfänglich noch zurückhaltend EE-Zubau betreiben. In

einem Quotenmodell ergibt sich der Zertifikatspreis am Markt und ist dementsprechend

volatil. Insbesondere angebotsseitige Schwankungen bspw. aufgrund fluktuierender, jähr-

licher Wind- und Wasserkrafteinspeisung erhöhen die Unsicherheit auf dem Zertifikatsmarkt.

Die Volatilität des Zertifikatspreises kann jedoch durch geeignete Marktregeln abgemildert

129

EWI/EEFA


130

werden. So können Quotenverpflichtete durch ein „Banking“ in Jahren hoher EE-Erzeugung

zusätzliche Zertifikate kaufen und in Jahren geringerer EE-Erzeugung wieder veräußern.

Insgesamt sollte die Förderung der erneuerbaren Energien so ausgestaltet sein, dass die spezi-

fischen Vorteile des jeweiligen Fördersystems genutzt werden (Abbildung 8.6). Befindet sich

eine EE-Technologie bspw. noch in der Phase der Grundlagenforschung, in der sich die

besten Ideen bzw. Innovationen durchsetzen sollen, so sind entsprechende Forschungsförder-

ungen das Mittel der Wahl. Daran anschließend werden die aussichtsreichsten Ideen durch

Massenfertigung an den Markt herangeführt. In dieser Phase steht die Realisierung von Lern-

und Skaleneffekten zur Absenkung der Stromgestehungskosten im Vordergrund. In dieser

Phase ist Investitionssicherheit wichtig, ein technologiespezifisches Einspeisevergütungs-

system kann seine Vorteile entfalten. Die zunehmende Marktpenetration von EE führt in der

Folge zu einem steigenden EE-Fördervolumen. Sobald bei den einzelnen EE-Technologien

keine wesentlichen Technologie- und Kostensprünge mehr zu erwarten sind, sollten sich diese

im Wettbewerb untereinander behaupten. Der Aspekt der Kosteneffizienz tritt in den Vorder-

grund. Für diese Phase eignet sich ein marktliches Instrument wie das Quotenmodell, welches

den Wettbewerb der Erneuerbaren untereinander fördert und sowohl aus statischer als auch

dynamischer Sicht effizient ist.

Abbildung 8.6: Marktphasen zur Förderung erneuerbarer Energien

Marktphasen

Effekte

Effizienz

EWI/EEFA

Forschung

&

Entwicklung

Marktpenetration

Wettbewerb zwischen

EE und Integration in

den wettbewerblichen

Strommarkt

Realisierung von Lerneffekten bei Technologieentwicklung

Such- und Innovationsprozess;

Zunehmende Herausbildung

marktfähiger Energieträger

FörderInvestitionskostenzuschüsse, Einspeisevergütung Quotenmodell

instrumentezuschüsse,

Einspeisevergütung Quotenmodell

instrumente

Forschungsförderung

Quelle: EWI

Harmonisierung der EE-Förderpolitik in Europa

EE als Teil des

wettbewerblichen

Strommarkts

Realisierung von Skaleneffekten durch Massenfertigung

Realisierung von Kosteneinsparpotentialen

Statische und dynamische Effizienz

vorhanden

Derzeit bestehen innerhalb der EU unterschiedliche Fördersysteme für erneuerbare Energien.

Die Verantwortung über die Ausgestaltung der Förderung obliegt den einzelnen Mitglieds-


staaten. Jeder Mitgliedsstaat entscheidet derzeit unabhängig von der Förderung in anderen

Staaten, welche Technologien gefördert werden. Dabei wird bei der Entscheidung über eine

Förderung einer bestimmten Technologie die Option einer ggf. kostengünstigeren EE-Erzeu-

gung der gleichen Technologie in einem anderen Mitgliedsstaat nicht berücksichtigt. Durch

eine Harmonisierung der EU-weiten Förderpolitik in Form eines einheitlichen Förder-

instruments würden daher enorme Harmonisierungsgewinne entstehen. Die EE-Technologien

würden jeweils an den kostengünstigsten Standorten innerhalb der EU zugebaut.

Das Resultat der EU-weit unterschiedlichen Förderpolitik für EE ist in Abbildung 8.7

beispielhaft dargestellt. Zum einen werden die durchschnittlichen Erzeugungskosten für

Windenergie Onshore und Fotovoltaik innerhalb der EU aufgezeigt und zum anderen die

jeweiligen installierten Kapazitäten Ende 2004. Die Grafiken geben eine Indikation über

wirtschaftlich nutzbare Potentiale innerhalb Europas:

131

• Die kostengünstigsten Wind-Onshore-Standorte befinden sich insbesondere in

Großbritannien, Irland und an der Nord-, Ostsee- und Atlantikküste. Hingegen sind

die meisten Windenergieanlagen innerhalb Europas in Deutschland und Spanien

an vergleichsweise ungünstigen Standorten installiert.

• Die kostengünstigsten Fotovoltaik-Standorte existieren in Spanien, Portugal und

Süditalien. Der mit beträchtlichem Abstand stärkste Zubau von Fotovoltaik-

Anlagen erfolgte jedoch bisher in Deutschland. Damit verbunden sind im

Vergleich zu kostengünstigen Standorten höhere Stromgestehungskosten um rund

200 €/MWh.

EWI/EEFA


132

Abbildung 8.7: Erzeugungskosten und installierte Kapazitäten (2004) für Fotovoltaik

(links) und Windenergie (rechts) in Europa

Quelle: EWI

Durch eine Harmonisierung der nationalstaatlichen Förderpolitiken könnten derartige

Effizienzverluste vermieden werden. Zudem führt der steigende EE-Ausbau auf Basis

nationaler Förderung dazu, dass ein zunehmender Teil der gesamten europäischen

Stromerzeugung vom Wettbewerb ausgeschlossen wird. Dies widerspricht grundsätzlich den

Vorgaben der EU-Binnenmarktrichtlinie. Demnach sollte der EE-Markt analog zum

konventionellen Strombinnenmarkt für alle Mitgliedsländer zugänglich sein, was derzeit nicht

gegeben ist.

Bei der Frage, welches Fördersystem sich für eine Harmonisierung eignet, sollten folgende

Überlegungen berücksichtigt werden: Ein harmonisiertes Einspeisevergütungssystem nach

dem Vorbild des EEG ist lediglich dann sinnvoll, wenn EU-weit einheitliche Fördersätze für

die jeweiligen Technologien und Standorte implementiert werden. Das wesentliche Problem

eines solchen Systems ist die politische Durchsetzbarkeit. Da der Prozess der Tariffestsetzung

in der Regel politischer Einflussnahme unterschiedlichster Gruppen unterliegt, ist nicht damit

zu rechnen, dass die Vergütungshöhen lediglich auf Basis von Effizienzgesichtspunkten

festgelegt werden. Im Gegenteil lassen bisherige Erfahrungen den Schluss zu, dass in

Einspeisevergütungssystemen insbesondere diejenigen Technologien gefördert werden, die

sich einer breiten politischen Unterstützung sicher sind. Ob und inwieweit bei einem

EWI/EEFA


harmonisierten Einspeisevergütungssystem Harmonisierungsgewinne generiert werden

können, lässt sich daher nicht pauschal sagen.

Bei einem harmonisierten Quotenmodell besteht diese Problematik nicht. Da es ein

mengengesteuertes Instrument ist, müssen sich die Mitgliedsländer lediglich auf eine Quote

einigen. Der Handel mit Zertifikaten bildet sich automatisch über die Ländergrenzen hinweg.

Als Resultat werden lediglich die EU-weit kostengünstigsten Technologien und Standorte

zugebaut. Neben den marktreifen Technologien, die durch ein Quotenmodell gefördert

werden, lassen sich durch zusätzliche Maßnahmen wie bspw. Investitionskostenzuschüsse

auch marktferne Technologien fördern, um einer einseitigen Auswahl an geförderten

Technologien entgegenzutreten. Insgesamt führt ein harmonisiertes Quotenmodell zu

geringeren Erzeugungskosten von EE-Strom und damit zu Kosteneffizienz, da ein

Technologie- und Standortwettbewerb auf europäischer Ebene in Gang kommt. 28

Ob und inwieweit Produzentenrenten (Margen) bei einem harmonisierten Quotenmodell über

denjenigen eines harmonisierten technologiespezifischen Einspeisevergütungssystems liegen,

lässt sich ebenfalls nicht pauschal prognostizieren. Dies hängt neben den EE-

Stromgestehungskosten im Wesentlichen vom europäischen Zertifikatspreis für Grünstrom

sowie von den festgelegten Einspeisevergütungssätzen ab. An dieser Stelle sei darauf

hingewiesen, dass die hier angesprochene Verteilung der Produzenten- und

Konsumentenrente für die Beurteilung von Kosteneffizienz keine Rolle spielt. Vielmehr ist

dies eine reine Verteilungsfrage, die lediglich normativ zu beantworten ist.

Welche Förderpolitik in den unterschiedlichen Szenarien dieser Studie unterstellt wurde und

welcher mögliche EE-Ausbau daraus resultiert, wird im folgenden Kapitel dargestellt.

8.5 Erneuerbare Energien in den Szenarien

Die Szenarien I, II und III unterstellen unterschiedliche Fördermodelle für erneuerbare

Energien. In Szenario I, das generell durch eine Fortschreibung der derzeitigen Politik

charakterisiert ist, wird das bestehende EEG so fortgeschrieben, d.h. Vergütungssätze

periodisch angepasst, dass die szenarienspezifischen Zielvorgaben eines Anteils der EE an der

Stromversorgung in Deutschland von 20% bis 2020 und von 26% bis 2030 erreicht werden.

In Szenario II werden dieselben EU-weiten Ziele für erneuerbare Energien erreicht wie in

Szenario I, jedoch durch ein EU-weit harmonisiertes Quotenmodell für erneuerbare Energien.

Szenario III beinhaltet eine Forcierung des EEG, d.h. höhere Vergütungssätze, die periodisch

so angepasst werden, dass EE-Anteile an der Stromversorgung von 25% bis 2020 und 35%

28 Zu berücksichtigen sind hierbei zusätzliche Kosten durch ein einheitliches Nachweissystem für

Grünstromzertifikate.

133

EWI/EEFA


134

bis 2030 erreicht werden. In den drei Szenarien stellen sich unterschiedliche Entwicklungen

der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien ein.

An dieser Stelle sei darauf hingewiesen, dass die hier unterstellten szenarienspezifischen

Entwicklungspfade für EE keine Ergebnisse eines detaillierten kostenbasierten EU-weiten

Optimierungsmodells für EE sind. Vielmehr handelt es sich um –aus Sicht der Autoren–

plausible Entwicklungspfade, welche EE-Potentiale und deren Ausschöpfung unter szenarien-

spezifischen Förderregimen berücksichtigen.

Hinzuweisen ist auf einen weiteren Punkt: Die weitere Zunahme der installierten Windkraft-

kapazität (aktuell ca. 21 GW in Deutschland) ist mit erheblichen Rückwirkungen auf die

Elektrizitätswirtschaft verbunden. Zunächst führt die Einspeisung von Windenergie zu einer

verminderten Stromerzeugung konventioneller Kraftwerke, verbunden mit reduzierten

fossilen Brennstoffeinsätzen und CO2-Emissionen. Zugleich ergeben sich Herausforderungen,

die besonders die Fahrweise des konventionellen Kraftwerksparks und den Ausbau der

Stromnetze betreffen. Die volatile Windeinspeisung führt zu einer ungünstigeren residualen

Laststruktur, einer unstetigeren Fahrweise der konventionellen Kraftwerke (vermehrte

Anfahrvorgänge und Teillastbetrieb) und einer verminderten Planbarkeit des Kraftwerks-

einsatzes. Um ein konstantes Niveau der Versorgungssicherheit zu gewährleisten, muss

aufgrund des Prognosefehlers der Windeinspeisung zusätzliche Regelleistung vorgehalten

werden. Des Weiteren führt besonders das Windenergieangebot in Norddeutschland zu einer

ungleichmäßigen Verteilung der Windenergieeinspeisung und somit zu einem erhöhten Trans-

portaufkommen in den Übertragungsnetzen. Eine längerfristige Perspektive zur Integration

der Windenergie ins Elektrizitätssystem entwickelt die dena-Netzstudie II (aufbauend auf den

Ergebnissen der dena-Netzstudie I). Schwerpunkte hierbei sind die szenarienmäßige

Generierung möglichst realitätsnaher Zeitreihendaten der Stromeinspeisung aus Windenergie,

Untersuchungen zur Weiterentwicklung der Stromnetze (380 kV Höchstspannungsebene) und

Analysen zu Möglichkeiten und Grenzen der Integration von Windenergie durch die

Erhöhung angebotsseitiger und nachfrageseitiger Flexibilitäten im Elektrizitätssystem

(Speicherkraftwerke, Lastmanagement u.a.). Was die Kosten der Netzintegration der Wind-

energie anbelangt, so wurden im Rahmen der Szenarien der vorliegenden Studie die

Ergebnisse der dena-Netzstudie I zur Grundlage genommen und der szenarienspezifischen

Entwicklung der Windenergie entsprechend angepasst. Diese Mehrkosten sind im Rahmen

der Szenarien über die Netzentgelte berücksichtigt und in den ausgewiesenen Endver-

braucherpreisen enthalten.

EWI/EEFA


8.5.1 Szenario I: Fortschreibung des EEG

Das Einspeisevergütungssystem in Deutschland hat in den vergangenen Jahren zu einem

deutlichen EE-Ausbau geführt. Insbesondere die Höhe und die zeitliche Garantie der

Vergütungssätze sowie die zügigen Ausbau-Genehmigungen haben die Entwicklung forciert.

Diese Rahmenbedingungen werden in Szenario I weiter fortgeschrieben.

Um Zielerreichung zu gewährleisten, ist jedoch eine Anpassung der unterstellten

Degressionssätze im EEG und somit eine Anpassung der Einspeisevergütung über die Zeit

erforderlich. Nach Auffassung der Autoren ist in Szenario I ein Anstieg des EE-Anteils an der

Stromversorgung auf mehr als 20% durch die derzeit im EEG festgelegten Vergütungssätze

nicht erreichbar. Daher wird in Szenario I unterstellt, dass die abrupte Vergütungsminderung 29

für neue Wind-Offshore-Anlagen, wie im EEG für 2010 vorgesehen, nicht erfolgt; für Wind-

Offshore beläuft sich die gesamte Kostendegression bis 2030 in Szenario I somit nur auf -

56% gegenüber den im EEG unterstellten -29%. Ähnliche Anstrengungen zur Zielerreichung

müssen auch für Wind-Onshore, Biomasse und Fotovoltaik erfolgen. 30 In Szenario I wird das

EE-Ziel von 26% in 2030 durch die unterstellten verstärkten Bemühungen erreicht. Getragen

wird dies insbesondere durch die zunehmende Bedeutung von Windkraft- und

Biomassestromerzeugung Abbildung 8.8)

29 Siehe Kapitel 8.1

30 vgl. Abbildung 5.4 und Abbildung 5.5.

135

EWI/EEFA


136

Abbildung 8.8: Szenario I – Entwicklung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren

Energien unter Fortführung des EEG

TWh

200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

Quelle: EWI

EWI/EEFA

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Jahr

Sonstige

Geothermie

Fotovoltaik

Biomasse

Wind Offshore

Wind Onshore

Wasser

Die Erzeugung durch Onshore-Windanlagen wird dabei gegenüber 2005 bis 2010 nochmals

um 12 TWh (45%) wachsen, wobei ein Großteil auf Repowering-Maßnahmen zurückzuführen

ist. In den Folgeperioden bis 2030 steigt die Windstromerzeugung nur noch leicht auf

insgesamt 42 TWh in 2030 ebenfalls vornehmlich durch Repowering.

Großes Windpotential kann Offshore nach Realisierung von Referenzanlagen durch

Anpassung des EEG erschlossen werden. Insbesondere nach 2010 steigt die Offshore Strom-

erzeugung aus Windenergie stark an: Bis 2030 wird Offshore mit rund 45 TWh im Vergleich

zu Onshore mehr Strom erzeugt, entsprechend einem Anteil von rd. 28% der EE-Erzeugung

2030.

Biomasse wird in Szenario I neben Windenergie zum zweitwichtigsten EE-Energieträger für

die Stromerzeugung. Bis 2030 wird sich die Stromerzeugung aus Biomasse von rd. 8 TWh

(2005) auf rd. 33 TWh vervierfachen und mit einem Anteil von 21% einen signifikanten

Beitrag zur Stromerzeugung aus EE liefern. Dabei werden gasförmige Bioenergieträger

mittel- bis langfristig gleiche Anteile an der Stromerzeugung aufweisen wie bioenergetische

Festbrennstoffe. Flüssige Bioenergieträger werden auch zukünftig keine entscheidende Rolle

an der Stromerzeugung spielen.


In Szenario I wird davon ausgegangen, dass das aktuell starke Wachstum von Fotovoltaik-

Anlagen bis 2010 lediglich moderat abnimmt. Langfristig wird sich die Lernkurve für

Fotovoltaik-Anlagen abschwächen, so dass die Kosten weniger stark sinken als derzeit im

EEG durch die Degression festgeschrieben. Die Stromerzeugung aus Fotovoltaik wird 2020

mit 5,5 TWh ihren Höhepunkt erreichen. Auslaufende Förderung für bestehende Standorte

und sinkende Erschließung neuer Standorte bedingt in den Folgejahren einen Rückgang der

Fotovoltaikerzeugung bis 2030 auf 4.5 TWh jährlich. Dies entspricht dann einem Marktanteil

von 2,8%.

Das Potential für neue Wasserkraftwerke ist gering. Eine Ausweitung der Stromgestehung

durch Laufwasser wird lediglich durch Ausbau bestehender Anlagen getrieben. Bis 2030 wird

die Stromerzeugung lediglich von 21.8 auf 24.1 TWh steigen. Dies entspricht einem Anteil

von 15,3% an der Stromerzeugung aus Erneuerbaren.

Für die geothermische Stromerzeugung besteht nach wie vor das Risiko, bei Bohrungen nicht

fündig zu werden. Dies erhöht die Investitionskosten enorm. Bei den derzeit geltenden EEG-

Vergütungen werden kurz- bis mittelfristig keine nennenswerten Entwicklungen sichtbar

werden. Erst wenn technologische Schwierigkeiten gelöst sind und die Bohrrisiken verringert

werden, erscheint ein nennenswerter Zubau von geothermischen Kraftwerken realistisch. Bis

2030 wird die geothermische Stromerzeugung mit rund 4 TWh angesetzt.

8.5.2 Szenario III: Forcierung EEG

Analog zu Szenario I wird in Szenario III eine Beibehaltung des Einspeisevergütungssystems

unterstellt. Um die höheren Ausbauziele für den EE-Anteil am Bruttostromverbrauch von

25% bis 2020 und 35% bis 2030 zu erreichen, werden die Vergütungssätze gegenüber

Szenario I einer schwächeren Degression unterworfen (vgl. Abbildung 5.4 und Abbildung

5.5). Abbildung 8.9 zeigt die Entwicklung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien

unter einem forcierten EEG gemäß Szenario III bis 2030.

Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien wird sich in diesem Szenario in Deutschland

bis 2030 mit rund 195 TWh ggü. 2005 mehr als verdreifachen. Dies entspricht einem

Mehrausbau von 38 TWh im Vergleich zum EE-Ausbau in Szenario I.

Wind-Onshore kann zu diesem Mehrausbau ggü. Szenario I nur einen geringen Beitrag

leisten. Eine höhere Vergütung erlaubt ein Zubau/Repowering von Windanlagen auch an

Windstandorten mit weniger Volllaststunden. Ferner werden in Szenario III geringere

genehmigungsrechtliche Auflagen unterstellt. Insgesamt werden 2030 rund 45 TWh aus

137

EWI/EEFA


138

Onshore-Windkraft erzeugt. Dies entspricht einer Mehrerzeugung gegenüber Szenario I von

ca. 3 TWh (+7% ggü. Szenario I).

Einer der wesentlichen Beiträge zur Zielerreichung der ambitionierten EE-Ausbauziele erfolgt

durch Offshore-Windenergie. Durch eine im Vergleich zu Szenario I geringere Degression

der Vergütungssätze ergibt sich ein stärkerer Anreiz zum Zubau. Es werden zunehmend

Standorte mit höherer Wassertiefe und weiterer Küstenentfernung lukrativ. Die Offshore-

Windenergieanlagenkapazität steigt bis 2020 auf rund 10 GW und verdoppelt sich bis 2030

auf rund 20 GW. Die Offshore-Stromerzeugung erhöht sich somit bis 2030 auf rund 65 TWh.

Die Biomasse-Stromerzeugung leistet ebenfalls einen deutlichen Beitrag zum ambitionierten

EE-Ausbau in Szenario III. Dabei wird insbesondere eine im Vergleich zu Szenario I höhere

Verstromung von Biogas angesetzt. Da beim Anbau von Biomasse zur Stromerzeugung die

Nutzungskonkurrenzen zu alternativen Verwendungsmöglichkeiten wie bspw.

Nahrungsmittel, Tierfutter, Kraftstoffe und Wärmeerzeugung berücksichtigt werden müssen,

ist eine unbeschränkte regionale Brennstoffverfügbarkeit nicht gegeben. Vielmehr sind

zunehmend Biomasseimporte erforderlich.. Unter der Voraussetzung ausreichend beschaff-

barer Brennstoffe wird sich die Biomasse-Stromerzeugung ggü. 2005 in Szenario III nahezu

verfünffachen und bis 2030 rund 41 TWh betragen.

Fotovoltaik-Stromerzeugung wird sich dank einer im Vergleich zu Szenario I geringeren

Degression der Vergütungssätze moderat stärker entwickeln und in 2030 rd. 7 TWh betragen.

Für die Fotovoltaik wird in Deutschland zukünftig kein wesentlicher Beitrag zur EE-

Stromerzeugung erwartet. Vielmehr kann davon ausgegangenen werden, dass die bestehenden

Produktionskapazitäten in Deutschland vermehrt für das Ausland an günstigeren Standorten

produzieren.

Auch die geothermische Stromerzeugung wird in diesem Szenario im Vergleich zu Szenario I

aufgrund einer geringeren Degression der Vergütungssätze einen höheren Beitrag leisten. Es

wird davon ausgegangen, dass sich dadurch verstärkt Bohrungen und ggf. neue Verfahren

lohnen. Insgesamt steigt die geothermische Stromerzeugung auf rund 8 TWh in 2030 an.

Die weiteren erneuerbaren Energieträger wie Wasserkraft und Deponie- und Klärgas

verändern sich annahmegemäß ggü. Szenario I nicht.

EWI/EEFA


Abbildung 8.9: Szenario III – Entwicklung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren

Energien unter einem forcierten EEG

TWh

200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

Quelle: EWI

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Jahr

Sonstige

139

Geothermie

Fotovoltaik

Biomasse

Wind Offshore

Wind Onshore

Wasser

Ein sehr ambitionierter EE-Zubau wie in diesem Szenario dargestellt unterliegt keinem

Automatismus, sondern schafft neue Problemfelder und bedarf somit einer aktiven

Integrationspolitik, insbesondere der volatil einspeisenden Energieträger Windenergie und

Fotovoltaik. Bei einer zunehmenden nicht planbaren Einspeisung ergeben sich erhebliche

Auswirkungen auf die Übertragungsnetze als auch auf das konventionelle

Stromerzeugungssystem. Diese Auswirkungen wurden im Rahmen der sog. „dena-

Netzstudie“ in 2005 untersucht. Demnach zeigen sich grundsätzlich folgende Auswirkungen

auf das Elektrizitätssystem:

• Der überproportionale Windenergieausbau (On- und Offshore) in Norddeutschland bedarf

einer Anpassung der Übertragungsnetze, um den Strom in die Verbrauchzentren zu

transportieren. Noch ist unklar, wieviel Offshore-Windenergie tatsächlich ausgebaut wird.

Diese Unsicherheit ist für eine sinnvolle Netzplanung jedoch von erheblicher Bedeutung,

damit es einerseits nicht zu Kapazitätsengpässen kommt und zum anderen die Netze nicht

überdimensioniert werden.

EWI/EEFA


140

• Mit zunehmendem Windenergie-Ausbau steigen die Anforderungen an den Regelenergie-

markt. Durch die steigende volatile Einspeisung erhöhen sich die vorzuhaltende

Regelleistung und deren Abrufshäufigkeit und -menge.

• Bei ausreichend starkem Wind kann zukünftig vermehrt das Problem auftreten, dass in

Schwachlastzeiten die Windenergie nicht vollständig abtransportiert werden kann. Dies ist

dann der Fall, wenn zu einzelnen Zeitpunkten mehr Windenergie ins Netz einspeist, als

residuale Last vorhanden ist. Diese Problematik erhöht sich mit zunehmender Wind-

energieeinspeisung. Mit dieser Frage beschäftigt sich aktuell die sog. „dena-Netzstudie

II“. Dabei werden Lösungsmöglichkeiten durch bspw. neue Speichermöglichkeiten, Last-

und Erzeugungsmanagement sowie Aspekte der Netzstabilität erörtert und analysiert.

Neben der notwendigen Lösung der aufgeführten Problematiken sind folgende Aspekte

ebenfalls von Bedeutung, um einen ambitionierten EE-Ausbau gemäß Szenario III zu

erreichen: Die EE-Ausbauziele sind nur dann realistisch, wenn es keine genehmigungs-

rechtlichen Hürden bspw. für den Bau von Biomasse- oder Windenergieanlagen gibt. Zudem

wird der Aufbau einer ausreichenden Infrastruktur für die Biomasse-Nutzung vorausgesetzt.

8.5.3 Szenario II: EU-Harmonisierung durch Einführung eines EE-

EWI/EEFA

Quotenmodells

Während in den Szenarien I und III eine Fortschreibung bzw. Forcierung des EEG unterstellt

wurde, enthält Szenario II einen Übergang zu einem EU-weit harmonisierten Quotensystem 31 .

Gemäß EU-Richtlichtlinie 2001/77/EG wird eine Übergangsphase von sieben Jahren bis zur

verbindlichen Einführung eines europaweit einheitlichen Fördersystems für erneuerbare

Energien vorgesehen. Daher wird in Szenario II annahmegemäß von einer Fortschreibung des

EEG bis 2014 ausgegangen. 32 Erst 2015 kommt es zu einer europaweiten Einführung eines

Quotenmodells nach Vorbild der Länder Schweden und Belgien. Aufgrund des

Bestandsschutzes für Anlagen, die noch unter dem EEG ans Netz gehen, läuft die Zahlung

von Einspeisevergütungen erst nach Ende des Betrachtungshorizonts 2030 aus.

31 Für eine grundsätzliche Beschreibung siehe Kapitel 0.

32 EE-Anlagen, welche nach einer möglichen neuen gesetzlichen Grundlage in 2008 in Betrieb genommen

werden, erhalten lediglich eine garantierte Vergütung ihrer Einspeisung bis Ende 2014. Ab 2015 müssen sie am

Quotensystem teilnehmen und ihren Strom am Wettbewerbsmarkt anbieten.


Bei der Quotenfestlegung wird von einer jährlich steigenden EU-weiten einheitlichen Quote

für alle EU-Länder nach Abzug der großen Wasserkraft ausgegangen. 33 Dabei bestimmen sich

die Zertifikatspreise durch den jeweiligen Grenzanbieter innerhalb der EU. Insbesondere drei

Faktoren haben einen wesentlichen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit und den Zubau von

erneuerbaren Energien:

• die länder- und technologiespezifischen EE-Potentiale 34 ,

• die länderspezifischen Großhandelspreise für Strom 35 sowie

• die standortabhängigen spezifischen Stromgestehungskosten.

Die EE-Ausbauziele für die EU sind in Szenario II identisch mit denjenigen von Szenario I.

Im Jahr 2020 werden 22%, in 2030 27% EE-Anteil an der Bruttostromerzeugung erreicht.

Nationale Ziele existieren in diesem harmonisierten System nicht. Abbildung 7.10 zeigt die

resultierende Erzeugung aus erneuerbaren Energien in Deutschland.

Abbildung 8.10: Szenario II – Entwicklung der EE-Stromerzeugung in einem

marktwirtschaftlichen EU-weiten Quotenmodell

TWh

200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

Quelle: EWI

0

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Jahr

Sonstige

Geothermie

Fotovoltaik

Biomasse

Wind Offshore

Wind Onshore

Wasser

33 Die große Wasserkraft sollte vom Quotenmodell generell ausgenommen werden, da sie bereits mit

konventionellen Kraftwerkstechnologien konkurrieren kann und somit keiner Förderung bedarf. Ein

gemeinsames EE-Ausbauziel für die EU hat den Vorteil, dass nicht Verbraucher in Ländern mit einem

ambitionierten Ausbauziel höhere Belastungen aus der EE-Förderung zu tragen haben, als Länder mit prozentual

niedrigeren Ausbauzielen.

34 Die in dieser Studie unterstellten länder- und technologiespezifischen Ausbaupotentiale für EE orientieren sich

im Wesentlichen auf einer Studie von ECN (2005):„Resources and future availibility of energy sources“

35 National unterschiedliche Strompreise führen bei einem harmonisierten Quotenmodell dazu, dass der EE-

Ausbau nicht zwangsläufig an den kostengünstigsten Standorten betrieben wird. Da sich bei einem

harmonisierten Quotenmodell ein einheitlicher Zertifikatspreis ergibt, werden die Investoren unter der Annahme

identischer Stromgestehungskosten in den Ländern mit den höchsten Strompreisen EE-Zubau betreiben, da sie

dort die höchsten Margen erwirtschaften können.

141

EWI/EEFA


142

Trotz im Vergleich zu Szenario I gleicher EU-weiter EE-Ausbauziele findet in Szenario II in

Deutschland ein geringerer EE-Zubau statt. Dies resultiert aus einer Verschiebung der EE-

Erzeugung zu kostengünstigeren EE-Potentialen in andere europäische Länder. So liegt die

inländische Erzeugung in Szenario II mit 127 TWh rund 30 TWh unter der EE-Erzeugung in

Szenario I. Hierbei lassen sich folgende Aspekte hervorheben:

• Die größten Wind-Onshore-Potentiale liegen in Großbritannien, Frankreich, Schweden

und Deutschland. In Deutschland sind die besten Windstandorte bereits erschlossen, so

dass hier lediglich durch Repowering zusätzliche Stromerzeugung generiert wird. Die

durch das EEG geförderten Wind-Standorte mit relativ niedriger Auslastung werden nicht

ersetzt. Die Wind-Onshore-Erzeugung bleibt nach 2010 in Deutschland mit rd. 36 TWh

bis 2030 nahezu konstant.

• Bei Wind-Offshore liegen die größten Potentiale in Großbritannien, Frankreich,

Dänemark, Niederlande und Deutschland, wobei ein Großteil des Potentials der beiden

letztgenannten Länder mehr als 30 km von der Küste entfernt liegt. In Deutschland

werden bis 2020 die wesentlichen Potentiale mit einer Entfernung von weniger als 30 km

Küstenentfernung erschlossen. Nach 2020 werden zusätzlich Offshore-Standorte mit einer

Küstenentfernung von mehr als 30 km zugebaut. Insgesamt steigt die Wind-Offshore-

Stromerzeugung bis 2030 auf rund 36 TWh und liegt somit auf dem gleichen Niveau wie

Wind-Onshore. Die gesamte Windstromerzeugung (Onshore und Offshore) liegt in

Deutschland bis 2030 rund 15 TWh bzw. 17% niedriger als in Szenario I.

• In Europa reichen die Windpotentiale alleine nicht aus, um die hier unterstellten EE-

Ausbauziele möglichst kostengünstig zu erreichen. Auch die Biomasse wird ausgebaut.

Die größten Potentiale finden sich insbesondere in Spanien, Italien, Frankreich,

Deutschland und den skandinavischen Ländern. Da sich ein Transport über Ländergrenzen

hinweg oftmals wirtschaftlich nicht lohnt, kann davon ausgegangen werden, dass die

Biomasse meist vor Ort am kostengünstigsten verarbeitet wird. In Deutschland steigt die

bioenergetische Stromerzeugung bis 2030 auf rund 26 TWh und liegt damit ca. 7 TWh

niedriger als in Szenario I.

• Die kostengünstigsten Fotovoltaik-Potentiale liegen in Südeuropa, insbesondere in

Spanien, Portugal und Süditalien. Diese Standorte haben aktuell jedoch noch immer

Stromgestehungskosten von rd. 300 €/MWh. Daher werden selbst diese Standorte bei

einem harmonisierten Quotenmodell ohne zusätzliche Förderung nicht realisiert, da die

Erlöse für den EE-Betreiber auf dem konventionellen Strommarkt und dem

EWI/EEFA


143

Zertifikatsmarkt niedriger als seine Stromgestehungskosten sein werden. 36 Die

Fotovoltaik-Förderung für Neuanlagen in Deutschland läuft nach einer möglichen neuen

gesetzlichen Grundlage nach 2008 aus. 37 Bestandsanlagen werden auch weiterhin durch

das EEG gefördert. Jedoch nimmt die Stromerzeugung auf Basis von Fotovoltaik nach

2020 kontinuierlich ab und sinkt bis 2030 auf Null.

• Die geothermische Stromerzeugung wird bei einem harmonisierten Quotenmodell im

Wesentlichen in Italien betrieben. In anderen Ländern spielt sie aufgrund der relativ hohen

Stromgestehungskosten eher eine untergeordnete Rolle. Für Deutschland wird bis 2030

von einer Stromerzeugung von rund 1 TWh ausgegangen.

Betrachtet man die EU-weiten Potentiale für erneuerbare Energien, so liegt Deutschland im

Mittelfeld. Da bis 2015 aufgrund des starken EE-Zubaus durch das EEG in Deutschland mehr

EE-Strom erzeugt wird als der Länder-einheitlichen Quote entspricht, ist Deutschland

zunächst Nettoexporteur von Zertifikaten. Nach Eintritt ins Quotensystem schwächt sich das

EE-Wachstum in Deutschland leicht ab, im Jahr 2030 wird Deutschland Grünstromzertifikate

am europäischen Markt zukaufen und auf diese Weise zu einer möglichst kostengünstigen

Erreichung der EU-weiten Ausbauziele für erneuerbare Energien beitragen.

36 Eine zusätzliche Förderung der Fotovoltaik wird als sinnvoll erachtet, um technologische Weiterentwicklung

zu betreiben. Dazu genügen erheblich geringere Finanzvolumina als unter der derzeitgen EEG-Förderung. .

37 Da in der EU-Richtlinie 2001/77/EG für eine Harmonisierung eine Übergangszeit von mindestens sieben

Jahren festgeschrieben ist, wird bis 2015 eine Fortführung des EEG unterstellt. Da nach 2008 installierte

Fotovoltaik-Anlagen jedoch lediglich bis Ende 2014 eine fixe Einspeisevergütung erhalten würden und

danach dem Quotenmodell beitreten müssten, würden sich vermutlich keine Investoren mehr finden, die in

Deutschland Fotovoltaik-Anlagen installieren.

EWI/EEFA


9 Schwerpunkt 3: Wirkungsmechanismen des EU-

Emissionshandels

Mit Blick auf die erste Verpflichtungsperiode 2008-2012 des Kyoto-Protokolls zur

Reduzierung von Treibhausgasen (THG) hat die Europäische Union im Jahr 2005 ein

Emissionshandelssystem (ETS) eingeführt. Damit wird ein marktwirtschaftliches Instrument

etabliert, das die möglichst kostengünstige Minderung von THG unterstützt. In diesem

Schwerpunkt diskutieren wir Wirkungsmechanismen dieses umweltpolitischen Instruments,

insbesondere die mit verschiedenen Ausgestaltungsformen verbundenen Anreize. Der

Abschnitt gliedert sich wie folgt:

1. Der gesetzliche Rahmen

2. Regeln der Zertifikatezuteilung und Anreize

3. Verlauf der ersten Handelsperiode 2005-2007

4. Ausblick auf die zweite Handelsperiode 2008-2012

5. Einfluss des Emissionshandels in den Szenarien bis 2030

6. Perspektiven von JI und CDM

7. Ausblick: CO2-Sequestrierung und Speicherung

8. Fazit

9.1 Der gesetzliche Rahmen

Gesetzliche Grundlage des ETS auf EU-Ebene sind die im Oktober 2003 verabschiedete

Emissionshandelsrichtlinie (2003/87/EG), die sog. Verbindungsrichtlinie (Linking Directive),

die die Projekt bezogenen, flexiblen Mechanismen des Kyoto Protokolls (Clean Development

Mechansim (CDM), Joint Implementation (JI)) regelt und – als Hilfe bei der Umsetzung – die

Monitoring Guidelines, welche Berichts- und Kontrollpflichten der Mitgliedsländer

spezifizieren. Der rechtliche Rahmen für die Umsetzung der Richtlinie in Deutschland wurde

mit der Einführung des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes (TEHG) geschaffen, das am

15.07.2004 in Kraft trat. Die Detailregelungen für die Einführung des Emissionshandels in

den einzelnen Mitgliedstaaten wurden mit Hilfe von Nationalen Allokationsplänen (NAP) in

jeweils nationales Recht umgesetzt. In Deutschland wurden die Reduktionsziele und

Zuteilungsregeln durch den NAP I bzw. das Zuteilungsgesetz I sowie die zugehörige

Zuteilungsverordnung I für die erste Verpflichtungsperiode (2005-2007) sowie im NAP II

bzw. durch das Zuteilungsgesetz II für den Zeitraum 2008-2012 geregelt.

145

EWI/EEFA


146

Die einzelnen Nationalen Allokationspläne der Mitgliedstaaten müssen von der Europäischen

Kommission genehmigt werden. Hierbei wird geprüft, ob die Pläne den Vorgaben der EU-

Richtlinie und der Kommission entsprechen. Wesentliche Randbedingungen hierbei sind:

• Vereinbarkeit des Gesamtemissionsbudget mit den Kyoto-Zielen;

• Begrenzung der nicht-kostenfrei zugeteilten Zertifkatemenge auf 5 % (2005-2007)

EWI/EEFA

bzw. 10 % (2008-2012);

• Möglichkeit des sog. Zertifkate-Bankings ab der zweiten Verpflichtungsperiode;

• Verbot sog. ex-post Korrekturen für Neuanlagen.

Insbesondere die letzten beiden Punkte sind vor dem Hintergrund der Erfahrungen aus der

ersten Handelsperiode 2005-2007 zu verstehen (s.u.).

Die Ausgestaltung der NAP sieht die Aufteilung in einen Makro- und einen Mikroplan vor.

Im Makroplan werden Reduktionsmengen festgelegt und Emissionsbudgets auf die Sektoren

Energiewirtschaft, Industrie, Gewerbe/Handel/Dienstleistungen, Verkehr und Haushalte

aufgeteilt. Hierbei ist zu beachten, dass nur Großemittenten der Energiewirtschaft und

Industrie am ETS teilnehmen. Der Mikroplan definiert die Zuteilungsregeln für Emissions-

rechte innerhalb des ETS auf Anlagenebene. Um Makroplan und Mikroplan mengenmäßig

zusammenzuführen, gibt es Kürzungsregeln für die Zuteilung auf Anlagenebene. In der ersten

Handelsperiode nutzte man hierfür einen sogenannten Erfüllungsfaktor. Ab der zweiten

Handelsperiode wird direkt eine Emissionsobergrenze festgelegt.

9.2 Regeln der Zertifikatezuteilung und Anreize

Die Verknappung von Emissionsrechten im Rahmen des ETS und der sich EU-weit ein-

stellende CO2-Preis einerseits sowie die Regeln der Zertifikatezuteilung an die Anlagen-

betreiber (insbesondere kostenfreie vs. kostenpflichtige Zuteilung) andererseits beeinflussen

das Verhalten der Anlagenbetreiber in Richtung CO2-Einsparung. Hierzu bestehen in der

Energiewirtschaft grundsätzlich folgende Möglichkeiten:

• Wechsel zu CO2-ärmeren Energieträgern, insbes. durch Substitution von Kohlen durch

Gas, erneuerbare Energien oder Kernenergie (sofern nicht politisch beschränkt);

• Effizienzsteigerung bei unveränderter Brennstoffbasis;

• langfristig die Abscheidung und Speicherung von Kohlendioxid;

• Absenkung der Nachfrage nach Energiedienstleistungen.


Hinsichtlich der Anreize, abhängig von CO2-Preisen und Regeln der Emissionsrechte-

zuteilung über diese Wirkungskanäle Emissionen einzusparen, sind auf der Angebotsseite

folgende konkreten Entscheidungen der betroffenen Akteure zu differenzieren:

1. Entscheidung über den Einsatz bestehender Anlagen,

2. Entscheidung über die Stilllegung bestehender Anlagen,

3. Entscheidung über den Zubau neuer Anlagen.

Auf der Nachfrageseite ist die Entscheidung über die Höhe des Energieverbrauchs von

Bedeutung, die i.allg. Energiepreis abhängig getroffen wird. Wir berücksichtigen Aspekte der

(Strom-) Preisbildung bei der Diskussion der Auswirkungen unterschiedlicher CO2-

Zuteilungsverfahren auf die drei Kategorien von Entscheidungen.

9.2.1 Auswirkung auf den Betrieb bestehender Anlagen

Hinsichtlich der kurzfristigen Entscheidung über den Betrieb bestehender Anlagen ist die Art

der CO2-Rechtezuteilung weitgehend irrelevant: Da das mit dem Zertifikat verbriefte Recht,

eine Tonne CO2 zu emittieren, einen Marktwert besitzt, wird dieser unabhängig davon, ob

kostenfrei zugeteilt oder kostenpflichtig erworben, im Angebotsverhalten der Kraftwerks-

betreiber bzw. der Entscheidung über den Kraftwerkseinsatz am Markt berücksichtigt. Der

Werteverzehr von CO2-Emissionsrechten wird als Grenzkostenbestandteil in die Angebots-

kosten eines Kraftwerks einkalkuliert. Dies entspricht der betriebswirtschaftlichen und markt-

mäßigen Logik und ist Grundlage für die gewünschte Lenkungswirkungen des Zertifikats-

marktes: Anlagen mit hohem CO2-Ausstoß werden gegenüber CO2-ärmeren Anlagen

schlechter gestellt und realisieren weniger Benutzungsstunden. Die Produktpreise signali-

sieren die CO2-Intensität der Produktion und tragen zur Internalisierung CO2-bedingter

Umweltkosten bei.

Die sich ergebende Lenkungswirkung des CO2-Preises wird in der stilisierten Merit-Order in

Abbildung 9.1 veranschaulicht. Durch die Berücksichtigung der Zertifikatskosten in den

Angebotspreisen realisieren insbesondere alte Braun- und Steinkohlekraftwerke am Markt

weniger Benutzungsstunden, insbesondere in der Mittellast wird Kohle basierte Erzeugung

teilweise durch CO2-ärmere Erzeugung auf Erdgasbasis ersetzt.

147

EWI/EEFA


148

Abbildung 9.1: Lenkungswirkung des ETS: Merit Order der Stromerzeugung mit und

ohne Zertifikatekosten (20 €/tCO2)

variable Erzeugungskosten im €/MWh

variable Erzeugungskosten im €/MWh

90.0

80.0

70.0

60.0

50.0

40.0

30.0

20.0

10.0

0.0

90.0

80.0

70.0

60.0

50.0

40.0

30.0

20.0

10.0

0.0

Quelle: EWI

EWI/EEFA

Merit Order der Stromerzeugung in Deutschland mit und ohne Zertiikatekosten [20 €/EUA]

bei 100% Windeinspeisung

Einpreisung der

Zertifikatekosten

0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 70,000 80,000 90,000 100,000 110,000

installierte Leistung in MW

Merit Order der Stromerzeugung in Deutschland mit und ohne Zertiikatekosten [20 €/EUA]

bei 100% Windeinspeisung

Einpreisung der

Zertifikatekosten

„Switch“

0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 70,000 80,000 90,000 100,000 110,000

Ex-ante- vs. ex-post-Zuteilung von Zertifikaten

installierte Leistung in MW

Die oben beschriebene Lenkungswirkung des CO2-Preises würde aufgehoben, wenn einer

Anlage kostenfrei zugeteilte, aber nicht zur Stromerzeugung benötigte Zertifikate (an die


DEHST) zurückgegeben werden müssten und nicht am Markt verkauft werden könnten (sog.

ex-post-Korrektur). Dann würden durch den Zertifikateverzehr keine Opportunitätskosten

entstehen und es wäre für die Anlagenbetreiber rational, den CO2-Preis im Angebotspreis des

Kraftwerks nicht zu berücksichtigen. Der CO2-Handel wäre nicht mehr kosten- und

preiswirksam und würde keine Lenkungswirkung in Richtung Emissionsminderung entfalten.

Eine kostenfreie Zuteilung mit ex-post-Korrektur würde faktisch der Herausnahme der

jeweiligen Anlagen aus dem ETS gleichkommen. Aus diesem Grund sind ex-post-Korrek-

turen, wie sie in der ersten Handelsperiode 2005-2007 bestanden, nach EU-Kommissions-

beschluss für die Periode 2008-2012 nicht mehr zulässig.

9.2.2 Auswirkungen auf Anlagenstilllegungen

Zur Stilllegung einer Produktionsanlage kommt es, wenn diese über den Strompreis neben

den variablen Kosten ihre festen Betriebskosten (Personal-, Wartungs-, Instandhaltungs-

kosten) nicht mehr einspielt. Gegenüber einer kostenpflichtigen Emissionsrechtezuteilung

bzw. Auktionierung hat eine kostenfreie Zuteilung einen betriebsverlängernden Effekt:

Anlagen werden erst dann stillgelegt, wenn sie ihre festen Betriebskosten abzüglich des

Barwertes der durch Weiterbetrieb erwarteten kostenfreien CO2-Zertifikatszuteilung nicht

mehr einspielen. 1

Bei kostenfreier Zuteilung nach brennstoff- bzw. technologiespezifischen Best Available

Technologie (BAT)-Benchmarks gemäß NAP II erhalten sowohl Bestand- als auch Neu-

anlagen Emissionsrechte gemäß eines einheitlichen BAT-Benchmarks (g/kWhel). Neuanlagen

werden hierbei besser gestellt als Bestandsanlagen, da im NAP II für erstere vergleichsweise

hohe Benutzungsstundenzahlen angesetzt sind, und Neuanlagen infolge ihres höheren Wir-

kungsgrades weniger Emissionsrechte benötigen. Dies schafft im Vergleich zur Auktionie-

rung Anreize, Altanlagen stillzulegen und durch neue emissionsärmere Anlage mit höherem

Wirkungsgrad zu ersetzen.

9.2.3 Auswirkungen auf den Neubau von Anlagen

Die Art der Zertifikatezuteilung beeinflusst die Anreize zur Investition in neue Anlagen. Eine

Investition erfolgt, wenn erwartet wird, dass die Neuanlage innerhalb einer geforderten

1 Zugleich macht die kostenfreie Zuteilung Kraftwerksinvestitionen lukrativer (s.u.), führt damit zu einer

Angebotsausweitung und wirkt Strompreis senkend. Über diesen Wirkungskanal begünstigt die kostenfreie

Zuteilung andererseits eine frühere Anlagenstilllegung.

149

EWI/EEFA


150

Amortisationszeit unter Berücksichtigung einer risikoangepassten Kapitalverzinsung am

Strommarkt ihre Vollkosten einspielt. Bei einer kostenfreien Zuteilung schlägt hierbei der

(Bar-) Wert der erwarteten CO2-Zuteilung positiv zu Buche. Er stellt einen zusätzlichen Erlös

dar (oder äquivalent: wirkt wie eine Reduktion von Investitionskosten). Daher entsteht durch

die kostenfreie CO2-Zuteilung ein Anreiz, vermehrt in neue Kraftwerke zu investieren.

Durch die Zuteilung im NAP I und gemäß vorgesehenem BAT-Benchmark im NAP II wird

CO2-intensiven Technologien, die mehr Zertifikate benötigen, auch mehr Zertifikate

zugeteilt. 2 Je höher dabei der erwartete CO2-Preis, desto höher der Wert der kostenfreien

Zuteilung und desto lukrativer die Investition. Somit reizt dieses Zuteilungsverfahren dazu an,

unter hohen CO2-Preisen CO2-intensive Kraftwerkskapazität zu errichten, die dann am Markt

unter diesen hohen CO2-Preisen nur vergleichsweise wenige Benutzungsstunden realisiert. In

diesem Sinne kann eine kostenfreie Zuteilung mit Anreizen zu Überinvestitionen verbunden

sein. Eine kostenpflichtige CO2-Rechtevergabe begünstigt dagegen den Zubau emissions-

armer Technologien, da für diese weniger Zertifikate erworben werden müssen.

9.2.4 Fazit

Aus anreiz-ökonomischer Perspektive lässt sich feststellen, dass eine Fortschreibung kosten-

freier Zuteilung von Emissionsrechten mit brennstoffspezifischen Benchmarks gegenüber

einer kostenpflichtigen Zuteilung oder Auktionierung verschiedene Vorteile und Nachteile

aufweist.

Zu den Vorteilen zählt, dass die kostenfreie Emissionsrechtezuteilung Investitionsanreize

erhöht. Dadurch werden die Modernisierung des Kraftwerksparks und höhere Wirkungsgrade

unterstützt. Ferner begünstigt die kostenfreie Zuteilung mit brennstoffspezifischen Bench-

marks tendenziell die Aufrechterhaltung eines breiten Energiemix in der Stromerzeugung.

Zu den Nachteilen einer Fortschreibung kostenfreier Zuteilung mit brennstoffspezifischen

Benchmarks zählt, dass hiervon insbesondere unter hohen CO2-Preisen Anreize ausgehen,

CO2-intensive Erzeugungskapazitäten zu errichten, die dann am Markt nur eine vergleichs-

weise geringe Auslastung realisieren. Insofern wird die Errichtung von Überkapazitäten

2 Braunkohle- und Steinkohlekraftwerke erhalten gemäß NAP II einen Benchmark von 750gCO2/kWhel

Erdgaskraftwerke 375 g/kWhel.

EWI/EEFA


egünstigt. Da dieses Verfahren der Emissionsrechtezuteilung CO2-intensive Kapazität

tendenziell begünstigt, wirkt es im Vergleich zur Auktionierung CO2-Preis erhöhend.

9.3 Verlauf der ersten Handelsperiode 2005-2007

9.3.1 Marktentwicklung 3

Die Handelsperiode 2005-2007 lässt sich anhand der Preisentwicklung für Emissions-

zertifikate in drei Phasen unterteilen. In der ersten Phase stieg der Zertifikatspreis kontinu-

ierlich an, bis es im Juli 2005 zu einer ersten Kurskorrektur kommt. Es folgt eine

Konsolidierungsphase und erneuter Anstieg auf einen Höchststand von 30 €/t Ende April

2006. Dann beginnt die dritte Phase mit einem Preissturz im Mai 2005. Innerhalb einer

Woche kommt es zu einem drastischen Abfall des CO2-Preises auf rund 14 €/t, gefolgt von

einem bis heute andauernden Abwärtstrend bei dem sich die Zertifikatspreise im Juni 2007

bereits unter 0,10 €/t bewegen. Die zentralen Einflussfaktoren werden im Folgenden kurz

skizziert.

Abbildung 9.2: Preise der Emissionsberechtigungen in €/EUA (Monatsmittelwert)

Monatsmittelwert März 2005 – Juli 2007

€/EUA

30

25

20

15

10

5

0

März

April

Quelle: EEX

Mai

Juni

Juli

August

September

Oktober

November

Dezember

Januar

Februar

März

April

Mai

Juni

2005 2006 2007

3 Die folgenden Informationen dieses Abschnitts entstammen, falls nicht anders gekennzeichnet, den

wöchentlich veröffentlichten Emissions Trading (News http://www.climatecorp.com) und Güth (2007).

Juli

August

September

Oktober

November

Dezember

Januar

Februar

März

April

Mai

151

Juni

Juli

EWI/EEFA


152

Phase 1: Januar bis Juni 2005

Zum Start des Emissionshandels im Januar 2005 notiert das EUA bei rund 7€/t. In den

folgenden Wochen steigt der Zertifikatspreis. Ein überdurchschnittlich kalter Winter und ein

geringes Angebot an Zertifikaten bei gleichzeitig hoher Nachfrage der Emittenten treibt den

Zertifikatspreis auf 9€/t Ende Februar. Mitte März überschreitet der Zertifikatspreis bereits

11 €/t. Unterdurchschnittliche Temperaturen veranlassen die Stromproduzenten wegen der

hohen Auslastung ihrer Kohlekraftwerke sich jetzt schon mit Zertifikaten einzudecken, um

zukünftig noch höhere Preise zu vermeiden. Als weitere Fundamentalfaktoren lassen niedrige

Niederschlagsmengen im ersten Quartal 2005 4 den Zertifikatspreis weiter ansteigen.

Eine hohe Volatilität am Markt ist in dieser ersten Marktphase zu beobachten. Neben der

Unsicherheit in der Zertifikatsnachfrage reagiert der Markt auch kurzfristig auf politische

Vorgaben und Veränderung der Zuteilung. So wirkt u.a. die Ankündigung der EU-

Kommission den polnischen NAP um gut 16% zu kürzen als weiterer Preis-Treiber.

In den folgenden Monaten stieg der Zertifikatspreis bei hoher Volatilität kontinuierlich.

Insbesondere zeigte sich die Abhängigkeit des Zertifikatspreises von steigenden Erdöl- und,

über die Ölpreisbindung, Gaspreisen: Durch eine Verteuerung des Einsatzes der CO2-armen

Gaskraftwerke stieg die Auslastung der CO2-intensiveren Kohlekraftwerke. Hierdurch stieg

die Nachfrage nach CO2-Zertifikaten und damit der CO2-Preis.

Steigende Brennstoff- und Zertifikatspreise zeigen in Europa ebenfalls deutliche

Auswirkungen auf die Strompreise: Während die Strompreise Mitte 2004 noch um die

30€/MWh pendelten, erreichten im März 2005 an den Europäschen Strombörsen 5 monatliche

Durchschnittspreise um die 50 €/MWh.

Die hohe Volatilität am CO2-Markt lockt auch zunehmend Spekulanten an, die zunächst eine

zusätzliche Nachfrage im Markt darstellen. Vom Preishoch am 4.4.2005 von 17,80 €/t steigt

der Zertifikatspreis in drei Monaten um mehr als 10 €/t auf 29,25 €/t Mitte Juli 2005.

Innerhalb von nur zwei Tagen kam es, ausgelöst durch massive Verkäufe großer Händler, zu

einer Kurskorrektur auf ein Zwischentief von 22,50 €/t.

4 Januar – 7% und Februar -6%

5 u.a. an den Strombörsen in Großbritannien, Spanien und Deutschland

EWI/EEFA


Phase 2: Juli 2005 – April 2006

In der zweiten Jahreshälfte entkoppeln sich CO2-Preis und die Dynamik am Strommarkt.

Während sich der Zertifikatspreis weitgehend auf einem Niveau in einem Preisband von 18-

25 €/t bewegt, klettern die Strompreise weiter und erreichen im Dezember an der EEX und

Börsen anderer europäischer Länder monatliche Durchschnittspreise über 60 €/MWh, die

höchsten Preise seit Beginn der Liberalisierung 1998. Im ersten Quartal 2006 setzt sich der

Trend des Vorjahres bedingt durch die weiterhin hohen Rohstoffpreise und Strompreise fort.

Insbesondere der eskalierende iranische Atomkonflikt, einhergehend mit Ölpreisen über 72

US-$/bbl, hat Einfluss auf Brennstoff-, Strom- und Zertifikatspreise. Ein weiterer

Einflussfaktor auf die Entwicklung der Zertifikatspreise ist die hohe Intransparenz des

Marktes zu diesem Zeitpunkt. Zu Beginn des Jahres 2005 konnten die Marktteilnehmer nur

schwer abschätzen, inwieweit die tatsächlichen Emissionen mit den Emissionszielen überein-

stimmten. Der Markt vermutete, dass durch die hohen Gaspreise in GB es insbesondere dort

zu einer Unterdeckung an Zertifikaten kommen würde. Europaweit stieg die Nachfrage nach

CO2-Emissionsrechten, da infolge eines sehr wasserarmen Jahres insbesondere in Spanien

Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken durch solche aus fossil gefeuerten Kraftwerken zu

ersetzen war. Durch den erhöhten Importbedarf Spaniens kam es auch in Frankreich und

Deutschland im Jahr 2005 zu Mehr-Emissionen. Mitte April 2006 erreichte der

Zertifikatspreis ein Allzeithoch von 31€/t.

Phase 3: Mai 2006 – Sommer 2007

Die Veröffentlichung der Emissionsdaten der Europäischen Kommission am 15.5.2006 stellte

für alle Marktteilnehmer einen wichtigen Indikator über die Entwicklungen der CO2-

Einsparungsbemühungen dar. Im Vorfeld kommt es zur Vorveröffentlichung einzelner

Länderberichte. Am 25.4.2006 schlägt die Lage am Zertifikatsmarkt um, als die

niederländischen Emissionsdaten veröffentlicht werden. Weitere Länder geben ebenfalls

bekannt, mit Emissionsrechten überausgestattet worden zu sein, somit rechtfertigt der hohe

Zertifikatspreis nicht die realen Knappheitsverhältnisse. Es kam zu einer Marktkorrektur, der

CO2-Preis halbierte sich von 30 auf 15 €/t. Er fiel vorübergehend unter 10 €/t, konnte sich

aber auf 17 €/t erholen, als die EU-Kommission eine geringere Überallokation als erwartet

bekannt gab.

In den Folgemonaten pendelte der CO2-Preis knapp über 15 €/t. Seit Mitte September ist ein

lang anhaltender Abwärtstrend beobachtbar. Durch den sehr milden Winter und der damit

153

EWI/EEFA


154

einhergehenden niedrigeren Strom- und Wärmenachfrage und zugleich einem windreichen

Jahresbeginn, bleibt auch der CO2-Ausstoß im Winter 2006-2007 deutlich unter den

Erwartungen. Der Preistrend setzt sich im Jahr 2007 fort. Preise im Juni des Jahres notierten

unter 0,1 €/t.

9.3.2 Erkenntnisse aus der ersten Handelsperiode

Die Einführung des CO2-Handelssystems ist ein erfolgreicher Schritt in Richtung der

Etablierung marktbasierter Mechanismen zur effizienten Erreichung von CO2-Minderungs-

zielen. Jedoch offenbarte die Handelsperiode 2005-2007 auch Schwächen in der Ausge-

staltung des Systems – insbesondere hinsichtlich der Zuteilungsmechanismen in den

einzelnen Ländern. Ferner ist die mit fünf Jahren vergleichsweise kurze Zuteilungsperiode mit

einer hohen Unsicherheit hinsichtlich der Weiterentwicklung des Klimaregimes verbunden

und wirkt daher Investitionen hemmend.

Die erste Handelsperiode war von hohen Preisschwankungen gekennzeichnet, ausgelöst durch

eine hohe Unsicherheit in Bezug auf die tatsächlichen europäischen CO2-Zuteilungs-

ergebnisse. Die Zuteilungsregeln sind komplex, bei gleichzeitig hohem Aufwand des

Monitorings war es den Anlagenbetreibern kaum möglich, zu verlässlichen Einschätzungen

der Marktentwicklung zu kommen. Vor diesem Hintergrund sind insbesondere drei Faktoren

der Ausgestaltung des Emissionshandelssystems kritisch zu beleuchten: i) Anreize zur

Überausstattung auf der Ebene der Mitgliedsstaaten, ii) Auswirkungen der Banking-

Regelungen und iii) die vergleichsweise kurze Handelsperiode.

1. Anreize zur Überausstattung

Die erste Handelsperiode deckte Anreize zur Überausstattung mit Zertifikaten auf: Bei den

Entwürfen der Nationalen Allokationspläne hatten die Mitgliedsländer der EU Anreize, durch

eine hohe Ausstattung die heimische Industrie möglichst wenig zu belasten. Das Bekannt-

werden von Überausstattungen hatte einen deutlichen Einfluss auf den Preisverfall der

Emissionsrechte.

In Deutschland führte insbesondere die Optionsregel zu einer Verzerrung des Marktes. Diese

gestattete bestimmte Kriterien erfüllenden Unternehmen eine Zertifikatezuteilung auf Basis

einer Auslastungsprognose anstelle historischer Emissionen. Dies bot Anreize für die

Unternehmen, überhöhte Wachstumsprognosen einzureichen und führte zu einer Über-

ausstattung. Eine durch die Bundesregierung eingeführte ex post-Korrektur dieser Zertifikats-

EWI/EEFA


ausstattung unter der Optionsregel wurde von der EU für 2005 und 2006 abgelehnt. Rund

10 Mio. tCO2 wurden somit allein 2005 zu viel an die Unternehmen vergeben und bedingen

einen substantiellen Anteil an der Übererfüllung der CO2-Reduktionsziele der Energie-

wirtschaft. In der Ausgestaltung des NAP II wurde die Optionsregel abgeschafft, da eine ex

post-Korrektur für unzulässig erklärt wurde. Der Grund hierfür liegt darin, dass diese wie eine

Herausnahme der jeweiligen Anlage aus dem ETS wirkt (vgl. Abschnitt 9.2).

2. Auswirkungen der Banking-Regelungen

Da es sich beim ETS um ein europaweites Handelssystem handelt, gibt es keine „nationalen“

Zertifikate, jedes Zertifikat kann in jedem Land eingereicht werden. Die Möglichkeit, Zerti-

fikate in die nächste Periode zu übertragen, die sog. Banking-Regelung, hat dabei merklichen

Einfluss auf die Preisentwicklung. In der ersten Verpflichtungsperiode war Banking in den

meisten europäischen Ländern untersagt. 6 Ab der zweiten Periode 2008-2012 sind die

Mitgliedsländer verpflichtet, Banking zuzulassen. Durch die fehlende Möglichkeit, Zertifikate

in die zweite Periode zu übertragen, ergeben sich für den Zertifikatspreis gegen Ende der

ersten Periode im Dezember 2007 zwei Möglichkeiten. Im Falle eines Zertifikatsüberschusses

steht dem Angebot eine nicht ausreichende Nachfrage gegenüber, so dass der Preis auf Null

fallen sollte. Kommt es dagegen zu einem Zertifikatemangel, sollte der Preis auf die Höhe des

Strafpreises von 40 €/t zuzüglich des erwarteten Zertifikatepreises der 2. Periode steigen (da

das Zertifikat „nachgereicht“ werden muss). Hieraus ergibt sich eine hohe Preisvolatilität, die

eine hohe Unsicherheit über den Marktausgang für die Marktteilnehmer widerspiegelt. Dieses

Marktdesign kann aus spieltheoretischer Sicht zum Problem der „selbstzerstörerischen

Prophezeiung“ führen. Sobald die Marktteilnehmer ein Zertifikatsmangel erwarten und für

den Stichtag mit einem Preis über dem Niveau der Strafzahlung rechnen, besteht der Anreiz,

die eigenen Emissionen zu senken, um Zertifikate anbieten zu können. Verfolgen nun alle

Marktteilnehmer diese Strategie, würde sich die Knappheit aufgrund der geminderten

Emissionen auflösen. Der Preis fällt auf ein Niveau nahe Null. Erwarten die Marktteilnehmer

einen Zertifikatsüberschuss, so haben sie keinen Anreiz zur Emissionsreduzierung, da sie

hoffen, Zertifikate auf dem Markt kostengünstig beschaffen zu können. Die zusätzlichen

Emissionen führen in diesem Falle wiederum zu einem Zertifikatemangel.

6 Lediglich Frankreich und Polen erlauben die Übertragung einer kleinen Menge an Zertifikaten.

155

EWI/EEFA


156

Diese beiden Faktoren dürften den starken Preisverfall im Mai 2006 maßgeblich erklären. Die

bereits bestehende Unsicherheit bezüglich der Zertifikatezuteilung und Zielerreichung wurde

durch diese Mechanismen verstärkt. Während der Markt eine leichte Untererfüllung

erwartete, konnten Informationen über eine mögliche Überausstattung und somit ein

antizipierter CO2-Preis in 2007 nahe Null zu einer heftigen Kurskorrektur führen. Verstärkt

wurde der Effekt durch das Verhalten der Marktakteure, und zwar nicht bedingt durch

strategisches Verhalten, sondern vielmehr durch eine risikoaverse Einkaufsstrategie: Viele

Unternehmen hatten sich frühzeitig mit den für die Handelsperiode benötigten Zertifikaten

und einer Sicherheitsreserve eingedeckt. Hätte nicht ein warmer Winter 2006/07 die

Zertifikatsnachfrage unerwartet stark gedämpft, so wären infolge der fehlenden Banking-

Möglichkeit weitere erratische CO2-Preisausschläge möglich gewesen.

Durch eine Zulassung des Bankings wird sich das Preisniveau eher an der langfristigen

Preiserwartung orientieren. Die Unsicherheit sowohl bezüglich der Emissionszuteilung als

auch der Nachfrage kann über mehrere Perioden ausgemittelt werden. Die erste Handels-

periode 2005-2007 zeigte, dass die Zielerreichung von vielen Einflussfaktoren, insbesondere

von Rohstoffpreisen (Gas-Kohle-Spread), Temperaturen (Energienachfrageentwicklung) und

Windniveaus (CO2-freie Erzeugung) abhängig sind. Die Banking-Regel führt somit zu einer

Dämpfung der Preisvolatilität, einer Erhöhung der Transparenz des Marktes und schließlich

zu einer Verringerung des Marktrisikos für die beteiligten Unternehmen.

3. Vergleichsweise kurze Handelsperiode

Als besonders kapitalintensive Industrie mit technischen Lebensdauern der Kraftwerke von

mehreren Jahrzehnten ist für Investitionsentscheidungen in der Elektrizitätswirtschaft Pla-

nungssicherheit von besonderer Bedeutung. Da die Regeln der CO2-Zuteilung der Nationalen

Allokationspläne die Wirtschaftlichkeit von Kraftwerksinvestitionen stark beeinflussen (s.o.),

erweist sich eine vergleichsweise kurze Zuteilungs- bzw. CO2-Handelsperiode als Investi-

tionen hemmend. Dementsprechend wurden in den zurück liegenden Jahren Kraftwerks-

investitionen aufgeschoben, bis die Rahmenbedingungen des NAPII für die Handelsperiode

2008-2012 feststünden. Die Unsicherheit über die Weiterentwicklung des Klimaregimes in

nachfolgenden Handelsperioden spricht für eine zeitliche Ausdehnung zukünftiger Handels-

perioden.

EWI/EEFA


9.4 Ausblick auf die zweite Handelsperiode 2008-2012

Die erste Periode des CO2-Handels 2005-07 zeigte: Für einen Erfolg des Handelssystems ist

eine Erhöhung der Transparenz des Marktes und eine Verbesserung der Verlässlichkeit für die

Anlagenbetreiber von zentraler Bedeutung. Dies geht jedoch nicht ohne eine Vereinfachung

des NAP und Reduzierung der Sonderregeln. Wichtige Änderungen am NAP wurden

vorgenommen. Im Folgenden werden die wichtigsten Regelungen des zweiten Zuteilungs-

gesetzes vorgestellt und hierdurch induzierten Anreize für die Marktteilnehmer diskutiert.

Abbildung 9.3: CO2-Zuteilung der 1. und 2. Handelsperiode nach Mitgliedsstaaten

Deutschland

Großbritannien

Polen

Italien

Spanien

Frankreich

Tschechische Republik

Niederlande

Griechenland

Belgien

Finnland

Portugal

Dänemark

Österreich

Ungarn

Slowakei

Schweden

Irland

Estland

Litauen

Slowenien

Lettland

Luxemburg

CO2 Zertifikatemenge in der EU nach Mitgliedsländern

pro Jahr in Mio. t

Quelle, EFFA (2007), Eigene Berechnungen

157

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550

1. Zuteilungsperiode 2005-2007 2. Zuteilungsperiode 2008-2012

EWI/EEFA


158

9.4.1 Zuteilung

Um die Kyotoziele in der Periode 2008-2012 einzuhalten, verpflichtet sich Deutschland im

Rahmen des Burden Sharing, seine Emissionen um 21% gegenüber 1990 zu senken, somit

973,7 Mio. t CO2 Äquivalente pro Jahr nicht zu überschreiten. 7

Abbildung 9.4: Minderungsziele im Vergleich zu Emissionen 2006

EWI/EEFA

Budget Zusätzliche Reserve Verbrauch Minderung

2008/12 Anlagen Neuanlagen 2006 zu 2006

Belgien 58.51 4.95 5.00 49.52 -0.96

Dänemark 24.50 0.50 27.90 -3.90

Deutschland 453.10 11.00 25.00 477.38 -60.28

Finnland 37.56 0.40 44.61 -7.45

Frankreich 132.80 5.11 8.00 106.17 13.53

Griechenland 69.09 6.16 69.96 -7.03

Irland 22.30 1.14 21.70 -0.54

Italien 195.75 12.00 6.26 222.84 -45.35

Luxemburg 2.50 0.59 2.71 -0.80

Niederlande 85.81 4.00 6.70 77.95 -2.84

Österreich 30.70 0.35 0.33 29.55 0.47

Portugal 34.81 0.87 3.00 36.91 -5.97

Schweden 22.80 2.00 3.00 19.80 -2.00

Spanien 152.30 17.16 7.83 176.25 -48.94

Ver. Königreich 246.20 9.50 17.28 251.12 -31.70

EU-15 1568.72 67.34 90.78 1614.37 -203.76

Bulgarien 42.27

Estland 12.72 0.31 1.73 12.11 -1.43

Lettland 3.43 2.94 0.49

Litauen 8.80 0.06 6.49 2.25

Polen 208.52 6.29 9.00 199.73 -6.50

Rumänien 75.94

Makrobudgets für 2008/12, Verbrauch in 2006 und

Defizit für 2008/12 in Mio. t CO 2

Slowakei 30.91 1.73 1.80 25.54 1.84

Slowenien 8.30 0.65 8.84 -1.20

Tschechien 86.84 0.67 1.50 83.61 1.05

Ungarn 26.91 1.43 0.68 25.74 -0.94

EU-NEU 504.64 10.49 15.36 365.01 -4.44

Insgesamt 2073.36 77.83 106.14 1979.38 -208.21

Quelle: EU-Kommission und Allokationspläne der Mitgliedstaaten

7 BMU 2007a S. 19


Die im Rahmen des Emissionshandels zuteilbaren Berechtigungen umfassen laut „Gesetz zur

Änderung der Rechtsgrundlagen zum Emissionshandel im Hinblick auf die Zuteilungsperiode

2008 bis 2012“ 8 insgesamt 453,07 Mio. t/a einschließlich vorzuhaltender Reserve. Wie in

Abbildung 9.4 aufgeschlüsselt, werden in Deutschland (ohne Neuanlagen) rund 60 Mio t CO2

pro Jahr weniger Emissionsrechte zugeteilt als im Jahr 2006 tatsächlich emittiert.

Während im NAP I alle Anlagen Zertifikate auf Basis historischer Emissionen zugeteilt

bekamen (Grand Fathering), erfolgt die Zuteilung im NAP II nur für Industrieanlagen auf

Basis des Grand Fathering mit einem Erfüllungsfaktor von 98,75 %. Für einzelne Energie-

umwandlungsanlagen gibt es hingegen keinen Erfüllungsfaktor mehr. Stattdessen kommen

ein sektorspezifischer Erfüllungsfaktor und ein produktspezifischer Benchmark zur

Anwendung. Das unterstellte Benchmark-System bestimmt für Neu- und Bestandsanlagen

einheitlich festgelegte Emissionswerte pro Produkteinheit auf Basis der besten verfügbaren

Technik (BAT-Benchmarks).

Daraus folgt eine reduzierte Zuteilung an den Energieumwandlungsbereich zugunsten des

produzierenden Gewerbes. Als Gründe hierfür werden Umverteilungseffekte („windfall

profits“) genannt, die die Stromerzeuger durch Berücksichtigung der Zertifikatekosten in

ihren Angebotspreisen für Strom erzielen. Als weiterer Grund wird die Konkurrenzsituation

der Stromerzeuger angeführt, deren Wettbewerber im Unterschied zur Industrie in Folge der

Leitungsgebundenheit des Gutes „Strom“ auf europäischer Ebene ebenfalls dem ETS

unterliegen. Für die Industrie besteht die Möglichkeit der kurzfristigen CO2-Vermeidung nur

in geringem Maße. Gründe hierfür sind:

159

• Das für den Weltmarkt produzierende Gewerbe trifft auf Konkurrenten, die nicht dem

ETS unterliegen. Sie sehen sich daher einer preiselastischen Nachfrage gegenüber und

können CO2-Kosten kaum auf Produktpreise überwälzen. In der EU eingesparte

Emissionen durch reduzierte Industrieproduktion werden durch Produkte aus dem

außereuropäischen Ausland ersetzt, bei ähnlich hohen oder gar höheren Emissionen.

• Kosten für den Wechsel eines Produktionsprozesses hin zu einem emissionsärmeren

8 BMU 2007d

sind typischerweise sehr viel teuerer als der Wechsel zu CO2-ärmeren Brennstoffen in

der Energiewirtschaft.

EWI/EEFA


160

Eine kurzfristige CO2-Vermeidung kann somit für die energieintensive, im internationalen

Wettbewerb stehende Industrie nur beschränkt erfolgen. CO2-Minderungen werden primär

langfristig durch den technischen Fortschritt und im Zuge von Ersatzinvestitionen in neue

Produktionsanlagen erfolgen.

9.4.2 Abgeschaffte Regelungen

Ein erster Vorschlag des NAP II vom 28.06.2006 orientierte sich in vielen Regelungen an den

Zuteilungsmechanismen des ersten NAP. Dieser Vorschlag stieß auf intensive Kritik und

wurde im November des Jahres von der EU-Kommission abgelehnt – insbesondere mit

Verweis auf die drei Regelungen: i) ex post-Anpassung der Zuteilungsmenge, ii)

Optionsregel, iii) Übertragungsregeln für Ersatzanlagen, die im Weiteren abgeschafft wurden.

Die mit diesen Regelungen bzw. mit ihrem Wegfall verbundenen Anreize sollen nachfolgend

kurz dargestellt werden:

Die ex post Korrektur für Neuanlagen, die zur Anwendung kam, falls die Jahresemissionen

einer Anlage weniger als 60 % des Durchschnitts der Basisperiode betragen haben, wurde von

der EU-Kommission für die zweite Handelsperiode untersagt. Die Regelung setzte für

Anlagen-Betreiber (verzerrende) Anreize, mehr als 60% zu emittieren, da ansonsten der Wert

der bestehenden Zertifikate verfallen wäre. Wird bei Nichterreichen der Emissionsmenge eine

ex-post-Korrektur durchgeführt, wird die Lenkungswirkung wie oben beschrieben auf den

CO2-Markt aufgehoben. Im ZuG 2012 findet dieses Instrument nun sinnvollerweise keine

Anwendung mehr.

Die Optionsregel war ein Grund für die Überausstattung an Zertifikaten in Deutschland. 9 Die

Optionsregel sah die Wahlmöglichkeit für Bestandsanlagen vor, eine Zuteilung analog den

Regeln für Neuanlagen zu erhalten. Durch die Abschaffung der Optionsregel konnte die

Transparenz des Systems verbessert werden und es entfällt die Definition eines zweiten hohen

Erfüllungsfaktors. 10

Auch der Passus über die Ersatzanlagen wurde vollständig gestrichen. Er wirkte wettbewerbs-

verzerrend: Ein Ersatz der alten Anlagen war im Normalfall mit einer Wirkungsgrad-

steigerung verbunden, sodass Ersatzanlagen auf Basis historischer Emissionen der Altanlage

9 Siehe voriger Abschnitt

10 Vgl. BMU 2006.

EWI/EEFA


mehr Zertifikaten zugeteilt bekam als ein Zubau mit Markteintritt. Für Betreiber, die mehrere

Anlagen planten, entstand ein Anreiz geplante GuD Kraftwerke als Ersatzanlagen (z.B. von

Kohlekraftwerken) zu deklarieren und darüber hinausgehende Investitionen mittels

Newcomer-Regelungen in den Markt zu bringen. Um sich eine erhöhte Anzahl Zertifikate zu

sichern, bestanden außerdem Anreize für die Betreiber, Altanlagen in der Basisperiode mit

höheren Auslastungsstunden zu fahren, um den Neuanlagen mehr Zertifikate zu sichern. Ein

aus Mehr-Emissionen resultierende zusätzliche Freizuteilung von Zertifikaten wurde durch

die Streichung der Regel verhindert. Sonderbehandlungen werden abgeschafft und der Markt

wird transparenter.

Durch die Überarbeitung des NAP II-Vorschlags und die Änderungen bezüglich ex post-

Korrektur, Optionsregel und die Übertragungsregeln für Ersatzanlagen wurde ein Schritt hin

zu einem transparenteren und wettbewerbsfördernden CO2-Markt gemacht.

9.4.3 Wichtigste Neuregelungen

Neben der Abschaffung mehrerer Regelungen beeinflussen mehrere Neuregelungen die

Wirkungsweise und Lenkungswirkung des NAP in der zweiten Handelsperiode. Hierzu

werden im Folgenden vier Regelungen dargestellt und ihr Einfluss auf den Zertifikatshandel

diskutiert: i) Einführung einer Teil-Auktionierung, ii) Benchmark-Zuteilung, iii) Änderung

der Stilllegungsregel, iv) Kürzungsregel, v) Reserve.

Einführung einer Teilauktionierung

In der ersten Zuteilungsperiode wurde die Gesamtmenge der Zertifikate kostenfrei zugeteilt.

Für die Periode 2008-2012 gestattet die EU Direktive eine Versteigerung von 10 % der

Emissionsberechtigungen. In Deutschland ist für die Zuteilungsperiode 2008-2012 eine

kostenpflichtige Zuteilung von 40 Mio. Berechtigungen vorgesehen (ca. 8,8% der

Gesamtmenge), wobei diese entweder auktioniert oder entsprechend dem Marktpreis verkauft

werden sollen. (Vgl. ZuG 2012 §19 i.V.m. §21). Die entsprechenden Veräußerungserlöse

fließen dem BMU zu.

Betroffen von der Auktionierung sind vornehmlich große Erzeuger im Energieumwandlungs-

bereich. 11 Die Windfall-Profits der Erzeuger durch kostenfreie Zuteilung werden hierdurch

abgeschwächt. Der Anteil auktionierter Zertifikate bleibt jedoch vergleichsweise klein,

11 Mit mehr als 25 000 t CO2/a

161

EWI/EEFA


162

„windfall profits“ werden weiterhin generiert und bieten somit der Energiewirtschaft hohe

Anreize zur Investition in Neuanlagen (vgl. Abschnitt 9.2, oben).

Benchmark Zuteilung

Durch die im NAP II vorgesehene BAT-Benchmarkzuteilung für Bestands- und Neuanlagen

werden Anreize zum Bau von Neuanlagen gegeben. Neuanlagen erhalten eine CO2-

Ausstattungen proportional zum BAT-Emissionsbenchmark (g/kWhel) und einer Standard-

auslastung (h/a). Letztere ist für die NAP II-Periode vergleichsweise hoch angesetzt. Auch in

nachfolgenden Perioden erhält die Neuanlage infolge ihres höheren Wirkungsgrades und

höherer realisierter Auslastung mehr Emissionsrechte als die Bestandsanlage. Hieraus ergibt

sich ein Anreiz zum Kraftwerksneubau.

Während bei Erdgas und Steinkohle ein Emissionsbenchmark gewählt wurde, der den

tatsächlichen Emissionen von Neuanlagen etwa entspricht (365 bzw. 750 g/kWhel), wird bei

der Braunkohleverstromung von einem gegenüber der tatsächlichen Erzeugung um rd. 200

g/kWhel geringeren Benchmark (750g/kWhel) ausgegangen. Braunkohlekraftwerke erhalten

im NAP II die meisten Zertifikate pro installierter MW, müssen jedoch für rund 1500 Stunden

Zertifikate zukaufen. Dagegen werden die Auslastungen von Steinkohle- und besonders

deutlich die von Erdgas-GuD-Kraftwerken werden im NAP II überschätzt. Diese Anlagen

können potenziell überschüssige Zertifikate verkaufen.

Abbildung 9.5: Ausstattungskennzahlen für Neuanlagen

Anlagen Stromerzeugung

EWI/EEFA

Unterstellte Emissionswerte

NAP II in gr/KWh Netto

Gaskraftwerke 365

Erdgas GuD 365

Steinkohle 750

Braunkohle 750

andere 750

Volllaststunden

pro Jahr

1000

7500

7500

8250

7500

Anlagen Wärmeerzeugung KWK* Heizwerke

Gaskraftwerke 225 7500 2500

Andere 345 7500 2500

(*) ausgenommen KWK Anlagen für Papier-/Zellstoff-/Mineralöl- und Chemische Industrie

und Herstellung von Bioethanol

Quelle: EWI


Sonderregelungen gibt es für Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung: KWK-Anlagen erhalten

eine Zuteilung nach einem doppelten Benchmark getrennt für die Produkte Strom und

Wärme. Hierdurch soll kompensiert werden, dass KWK-Anlagen wärmeseitig i.d.R. mit

Erzeugern konkurrieren, die dem Emissionshandel nicht unterliegen (Wärmekessel


164

1. Eine Obergrenze vereinfacht den politischen Prozess, da der Staat nun eine präzise

EWI/EEFA

Stellschraube für die Emissionsmenge in den Händen hält, die von der Zuteilung an

einzelne Technologien abstrahiert. Im NAP I war dies noch nicht gelungen: Durch die

Anwendung sektorspezifischer Benchmarks stellte sich die Frage der „Belastbarkeit“

der einzelnen Technologien bzw. Unternehmen durch Kürzungen des jeweiligen

Benchmarks. Durch die direkte Kürzung einzelner Technologien wurde die

Kürzungsentscheidung somit zum Politikum und leicht angreifbar.

2. Die Emissionsobergrenze, die sowohl Industrie als auch Bestandsanlagen der Energie-

wirtschaft umfasst, ist ein guter Indikator für die zugeteilte Zertifikatsmenge in einem

Land. Auch dies erweist sich als Verbesserung gegenüber NAP I, da dort eine hohe

Unsicherheit bezüglich der tatsächlich zugeteilten Zertifikate bestand.

Kompliziert erweist sich die Umsetzung der Kürzung. Ein Mechanismus wurde entwickelt,

um die Obergrenze auf die einzelnen Anlagen abzuleiten. Nicht von den Kürzungsregeln

betroffen sind Neuanlagen und Industrieprozesse. Auch KWK-Anlagen werden durch den

hoch kalkulierten Effizienzstandard von der Kürzung nur wenig betroffen.

Minderungen der Zertifikatsausstattung werden somit vornehmlich bei Bestandsanlagen der

Stromwirtschaft durchgeführt. Die Kürzung orientiert sich am unternehmensspezifischen

Effizienzstandard und einem für jedes Jahr zu bestimmenden Anpassungsfaktor. Die

Kürzungen sind dabei insbesondere abhängig vom Wirkungsgrad der jeweiligen

Bestandsanlage. Je geringer der Wirkungsgrad gegenüber der Referenzanlage, desto stärker

fällt die Kürzung der zugeteilten Zertifikatsmenge aus. Nachfolgende Tabelle zeigt beispiel-

haft, wie sich die Zuteilung für Anlagen mit verschiedenen Wirkungsgraden ändert, dabei

wird ein Anpassungsfaktor von 0,76 unterstellt. Hier bekommt eine alte Braunkohleanlage

mit einem Wirkungsgrad von 33% rund 20% der Zertifikate gekürzt, während Anlagen mit

einem höheren Wirkungsgrad (40%) lediglich eine Kürzung von 8% bei der Zuteilung

erfahren. Nach Anwendung der Benchmark-Zuteilung und Kürzungsregel kommt somit eine

alte Braunkohleanlage auf einen Anteil von 44% kostenfrei zugeteilter Zertifikate an den

Gesamtemissionen. Bei einer alten Steinkohle-Anlage sind es fast 60%. Insbesondere

hocheffiziente Anlagen unterliegen keiner Kürzung und erhalten eine kostenfreie Zuteilung

aller benötigten Zertifikate.


Tabelle 9.1: Beispielhafte Anwendung der Kürzungsregel und resultierende

Zertifikatszuteilung in Abhängigkeit von Wirkungsgrad und Technologie

Wirkungsgrad

Emissionswert

Referenz-

Wirkungsgrade

Zuteilung nach

NAP

(ohne Kürzung)

Anteilige Kürzung

(AK) **

Zugeteilte

Zertifikate nach

Kürzung

165

% Anteil der

Zugeteilten

Zertifikate an

Emissionen

[%] [g CO2/kWh_el] [%] [g CO2/kWh_el] [%] [g CO2/kWh_el] [%]

Braunkohle 33% 1350,0 45% 750,0 80% 598,0 44%

Braunkohle II 37% 1143,2 45% 750,0 90% 673,6 59%

Braunkohle III 40% 1113,8 45% 750,0 92% 686,7 62%

Steinkohle 34% 1014,7 46% 750,0 80% 601,3 59%

Steinkohle II 37% 932,4 46% 750,0 85% 638,5 68%

Steinkohle III 43% 802,3 46% 750,0 95% 712,8 89%

Erdgas GuD 41% 516,3 58% 365,0 78% 283,7 55%

Erdgas GuD II 46% 460,2 58% 365,0 84% 307,6 67%

Erdgas GuD III 52% 407,1 58% 365,0 92% 336,3 83%

** Unterstellter Anpassungsfaktor für die erste Handelsperiode: 0,76

Quelle: EWI

Während durch die eingeführte Obergrenze die Transparenz für den Markt steigt, bleibt die

Kürzungsregel für die betroffenen Unternehmen intransparent. Eine Abschätzung der Anzahl

zugeteilter Zertifikate ist für einen Anlagenbetreiber der Energiewirtschaft, bedingt durch die

Abhängigkeit von den Emissionen anderer Anlagen, kaum möglich. Dies erschwert die

Planbarkeit für Kraftwerksbetreiber und Investitionsentscheidungen.

Reserve

Die Gesamtreserve umfasst für die Periode 2008-2012 pro Jahr Emissionsberechtigungen in

Höhe von 23 Mio t. Darin enthalten sind auch die Reserven für Übergangsanlagen und

Neuanlagen der Industrie. Diese Menge an jährlich zurückgehaltenen Zertifikaten ist Teil der

Gesamtmenge der Emissionsberechtigungen. Im Einzelnen werden folgende Anlagen ggfs.

aus der Reserve bedient:

• Kostenlose Ausstattung von Neuanlagen (Newcomer). Hierbei werden die antizipier-

ten Rückflüsse aus Anlagenstilllegungen berücksichtigt;

• Ausstattung an Anlagenbetreiber, die infolge eines erfolgreichen Rechtsmittelver-

fahrens Ansprüche auf Mehrzuteilungen haben;

• Kompensation von Härtefällen;

• Deckung der Verwaltungskosten, insbesondere von CDM und JI, durch Verkauf von

Zertfikaten.

EWI/EEFA


166

9.5 Einfluss des Emissionshandels in den Szenarien bis 2030

In Ergänzung zu Kapitel 6 (Szenarienergebnisse) erläutern wir nachfolgend näher die Auswir-

kungen des Emissionshandels auf die Entwicklung des deutschen Kraftwerksparks und die

CO2-Emissionen der Stromerzeugung.

Die Ausgestaltung des CO2-Handels betrifft vor allem die CO2-Mengenziele und die hieraus

abgeleiteten CO2-Preise (Kap. 6.1) sowie die Zuteilungsregeln für CO2-Emissionsrechte

(Fortschreibung kostenfreier vs. kostenpflichtige Zuteilung). Zugleich wird die Markt-

entwicklung durch die Forcierung der erneuerbaren Energien, die Kernenergiepolitik sowie

die in den Szenarien unterstellten Brennstoffpreisentwicklungen beeinflusst.

Im Falle niedriger Gaspreise liegen die CO2-Preise szenarien- und zeitabhängig 4-11

€(2005)/t niedriger als in den Szenarien, die einen hohen Gaspreispfad unterstellen. Hauptver-

antwortlich hierfür ist der Gas-Kohle-Preisspread, der den Kraftwerkseinsatz und somit die

kurzfristige CO2-Vermeidung beeinflusst. Mit höherem Gas-Kohle-Preisspread nimmt die

Auslastung von Kohlekraftwerken zu und es wird ein stärkerer Anreiz zur CO2-Minderung in

Form von höheren CO2-Preisen benötigt, um die innerhalb des Handelssystems vorgegebenen

CO2-Ziele einzuhalten. Ferner besteht eine Wechselwirkung zwischen Ausbauzielen für

erneuerbare Energien und Emissionshandel. Ein starker Zuwachs Erneuerbarer reduziert CO2-

Emissionen und wirkt sich somit CO2-Preis dämpfend aus. Dieser Effekt kann den Anstieg

des CO2-Preises in den Szenarien bis 2030 jedoch nicht egalisieren. Die CO2-Preise steigen

auf ein Niveau zwischen real 35 und 46 €(2005)/t (Hochpreisszenarien) bzw. 27 bis 35

€(2005)/t (Niedrigpreisszenarien). Dieser Preis dämpfende Einfluss wird besonders in

Szenario III deutlich, in dem die Erneuerbaren europaweit stark forciert werden. Hier bleiben

die CO2-Preise trotz einer Verschärfung des CO2-Reduktionsziels auf minus 40% mit

42 €(2005)/t (Szenrio III Hochpreis) und 34 €(2005)/t (Szenario III Niedrigpreis) in 2030

unter denen des Szenario I. Der Einfluss der Kernenergiepolitik auf den CO2-Markt lässt sich

anhand des Vergleichs der Szenarien I (Ausstieg) und II/IIa (keine politischen Restriktionen)

ablesen: Die Verlängerung der KKW-Laufzeiten führen im Jahr 2030 gegenüber Szenario I zu

einer jährlichen CO2-Einsparung in der Stromerzeugung von rd. 50 Mio t (Szenario II) bzw.

75 Mio t (Szenario IIa). Der Verzicht auf die vergleichsweise kostengünstige CO2-

Vermeidungsoption Kernenergie ist mit einem CO2-Preis steigernden Effekt verbunden, der

teurere Vermeidungsoptionen in Deutschland und Europa wirtschaftlich werden lässt, um die

Minderungsziele innerhalb des Handelssystems einzuhalten.

EWI/EEFA


9.5.1 Szenario I

Im Niedrigpreis-Fall von Szenario I steigt der CO2-Preis im Vergleich zu den übrigen

Niedrigpreis-Szenarien stark an. Der Grund hierfür liegt insbesondere in den Zuteilungs-

regeln. Die Freizuteilung eines Großteils der Zertifikate auf Basis brennstoffspezifischer

Benchmarks begünstigt den Zubau emissionsintensiver Anlagen, da die Zuteilung wie eine

Reduktion von Festkosten der Kraftwerke wirkt, welche für emissionsintensive Kapazität

vergleichsweise hoch ausfällt. Um die Minderungsziele dennoch zu erreichen, müssen die

realen CO2-Preise in Szenario I (Niedrigpreis) auf 35 €(2005)/t in 2030 ansteigen. 13 Die CO2-

Minderung basiert zum großen Teil auf der Verdrängung von Kohlen durch neue Gas-GuD-

Kraftwerke und Erdgas-KWK-Anlagen. Aufgrund der Investitionen begünstigenden

Freizuteilung vollzieht sich diese Umstrukturierung relativ schnell. Bestehende Kraftwerke

werden vor Ablauf ihrer technischen Lebensdauer durch effizientere Neuanlagen ersetzt.

In der Hochpreisvariante von Szenario I mit hohen Gaspreisen werden die Kohlen relativ

besser gestellt. Um die CO2-Minderungsziele zu erreichen, steigen die CO2-Preise folglich

stärker als im Niedrigpreisszenario. Das Hochpreisszenario zeichnet sich somit durch hohe

CO2-Preise und damit auch einen hohen Wert kostenfreier CO2-Zuteilungen aus. Von der

Zuteilung profitieren wiederum emissionsintensive Anlagen am stärksten. Beide Mechanis-

men wirken gegeneinander. Je höher die CO2-Preise, desto stärker wirkt sich die kostenfreie

Zuteilung Markt verzerrend auf die Investitionsentscheidungen im Kraftwerkspark aus:

Höhere CO2-Preise bewirken, dass Anlagen in zunehmendem Maße aufgrund der kostenfreien

Zuteilung wertvoller CO2-Zertifikate und in abnehmendem Maße aufgrund von Erlösen auf

dem Strommarkt gebaut werden, da emissionsintensive Anlagen bei steigenden CO2-Preisen

(trotz Freizuteilung) am Markt immer weniger Benutzungsstunden realisieren. Im Extremfall

kann der Wert der kostenfreien Zuteilung den der Kraftwerksinvestition aufwiegen oder gar

überkompensieren (rechnerisch negative Investitionskosten). Diese energiewirtschaftlich

unplausible Situation wurde im Rahmen der Szenarien vermieden, indem in allen Szenarien

mit kostenfreier Zuteilung (Szenarien I und II) der Erfüllungsfaktor für die Energiewirtschaft

bis zum Jahr 2030 sukzessive bis auf 40% abgesenkt wurde. Dies bedeutet für das Jahr 2030

eine kostenpflichtige Zertifikatszuteilung in Höhe von 60%.

Im Hochpreisszenario I setzen nach 2020 hohe CO2-Preise von über 37 €/t die konventio-

nellen Steinkohle-Anlagen stark unter Druck. Geringe Brennstoffkosten, größtenteils abge-

13 Die CO2-Preise bilden sich auf dem europäischen CO2-Markt. Die Szenarien unterstellen, dass sich die

Zuteilungsregeln in der EU einheitlich entwickeln, d.h. EU-weite Fortschreibung kostenfreier Zuteilung

(Szenarien I, II) oder EU-weite Vollauktionierung nach 2012 (Szenarien IIa, III).

167

EWI/EEFA


168

schriebene Braunkohletagebaue sowie kostenfreie Zuteilungen kommen der heimischen

Braunkohle zugute. Durch Wirkungsgradverbesserungen steigt die Erzeugung aus Braunkohle

bei konstanter Grubenkapazität (maximal 50 Mio t SKE/a) trotz hoher CO2-Preise. Durch die

hohen CO2-Preise werden zugleich Anreize für Investitionen in CO2-Sequestrierungstechno-

logien gegeben. CO2-Einsparungen werden somit insbesondere auf drei Wegen erreicht: i)

durch neue effizientere Kraftwerke, ii) durch den Einsatz von Erdas-GuD-Anlagen als CO2-

arme Mittellastkraftwerke und Erdgas-KWK-Anlagen sowie iii) durch eine Forcierung der

CO2-Sequestrierung bei Stein- und Braunkohle ab 2020. Bei Erdgas befeuerten-Kraftwerken

ist aufgrund des geringen CO2-Gehalts, Wirkungsgradeinbußen und hoher CCS-Investitions-

kosten in keinem Szenario CO2-Sequestrierung zu erwarten. Ein Brennstoffwechsel von

Kohle zu Gas, Sequestrierung bei Brennstoffen mit hohem CO2-Gehalt stellen kosten-

günstigere CO2-Vermeidungsmaßnahmen dar.

9.5.2 Szenarien II und IIa

Eine Fortschreibung der kostenfreien Zertifikatszuteilung setzt auch in Szenario II starke

Investitionsanreize. Ähnlich wie in Szenario I wird der Kraftwerkszubau forciert und alte

Anlagen gehen tendenziell früher vom Netz. In Szenario II low (high) werden bis 2030 rund

10 GW (5,9 GW) an neuen Kraftwerken mehr zugebaut als in Szenario IIa mit

Vollauktionierung nach 2012, wodurch die Großhandelsstrompreise gegenüber Szenario II

entlastet werden. Die kostenfreie Zuteilung auf Basis brennstoffspezifischer Benchmarks

wirkt sich auch in Szenario II insbesondere zugunsten von Kohlekraftwerken aus.

Die Auktionierung (Szenario IIa) begünstigt potenziell den Zubau von CO2-armen Gaskraft-

werken. Bei niedrigem Gaspreis ergibt sich auktionsbedingt (Übergang von Szenarien II nach

IIa – Niedrigpreis) jedoch kaum ein zusätzlicher Zubau von Gaskraftwerken, da diese unter

niedrigen Gaspreisen ohnehin stark expandieren. Erst bei hoher Gaspreisentwicklung erfolgt

auktionsbedingt ein zusätzlicher Brennstoffwechsel (Übergang Szenario II nach IIa – Hoch-

preis): Der Gasanteil an der deutschen Stromerzeugung liegt unter Auktionierung im

Hochpreis- (Niedrigpreis-) Szenario bis 2030 mit 16,5% (33,8%) höher als in Szenario II mit

einem Anteil von 9,5% (31,0 %). Bei Kohle verhält es sich umgekehrt, der Anteil der

Stromerzeugung aus Kohle sinkt unter Zertifikatsauktionierung. 14

14 Vgl. Darstellungen der Strombilanzen in Kapitel 3

EWI/EEFA


9.5.3 Szenario III

Die ambitionierten CO2-Ziele in Europa in Szenario III werden wiederum wesentlich durch

Verdrängung von Kohlen aus der Stromerzeugung erreicht. Die CO2-Preise steigen bis auf

42 €/t im Jahr 2030, selbst im Falle hoher Gaspreise kann sich die konventionelle Kohle-

verstromung langfristig nicht im Markt behaupten. Die Auktionierung begünstigt stark den

Zubau von Erdgaskraftwerken. Unter der gewählten Parametrisierung kommen auch Braun-

kohlekraftwerke mit CO2-Rückhaltung und Speicherung (CCS) in den Markt. Durch die

Auktionierung in Verbindung mit scharfen CO2-Minderungszielen verlieren energieintensive

Prozesse in Deutschland an Wettbewerbsfähigkeit, sowohl aufgrund des CO2-Preis bedingten

Strompreisimpulses als auch der direkten Kostenwirksamkeit der Zertifikate für industrielle

Prozesswärmeerzeugung. Dies induziert zwar Effizienzverbesserungen, aber auch Standort-

verlagerungen und damit Produktionskürzungen, was in der Summe zu einem Rückgang der

Stromnachfrage bis 2030 auf 92,3% (Hochpreis) bzw. 92,7% (Niedrigpreisszenario)

gegenüber 2005 führt.

9.6 Perspektiven von JI und CDM

9.6.1 Einführung

Im Rahmen des Kyoto-Protokolls sind neben dem Emissionshandel zwei weitere flexible

Mechanismen vorgesehenen: Joint Implementation (JI) und Clean Development Mechanism

(CDM). Ziel dieser flexiblen Instrumente ist es Klimaschutzaktivitäten über die eigenen

Landes- beziehungsweise Unternehmensgrenzen hinaus zu ermöglichen. Schließlich sollten

Emissionsreduktionsprojekte dort durchgeführt werden, wo sie am kostengünstigsten

umgesetzt werden können.

Die Realisierung der Kosteneffizienzen erfolgt durch gemeinsame Projekte zwischen Ländern

mit unterschiedlichen Ressourcen, Kostenkurven sowie technologischen Entwicklungs-

ständen. Das Ziel ist eine Win-Win-Situation der kooperierenden Länder. Auf der einen Seite

erhält das Investorland das Recht, zusätzliche Emissionen freizusetzen. Zudem ergeben sich

aufgrund steigender Grenzkosten im Bereich der Schadstoffreduktion durch die Investition in

emissionsmindernde Maßnahmen im Gastland oft Kostenvorteile. Auf der anderen Seite

verdient das Gastland am Verkauf der Emissionsrechte und kann vom Technologietransfer

aus dem Investorland profitieren.

169

EWI/EEFA


170

CDM

Investiert ein im Annex 1 des Kyoto-Protokolls aufgeführtes Land in emissionsmindernde

Maßnahmen in einem Land, welches nicht im Annex 1 aufgeführt ist (Schwellen- oder

Entwicklungsland), werden ihm zusätzliche Emissionsrechte, sogenannte CERs (Certified

Emissions Reduction) zugeteilt. Diese kann der Investor selbst nutzen oder damit handeln.

Mithilfe des CDM wird versucht, die Kosten zum Erreichen der vertraglich festgelegten

Reduktionsziele möglichst niedrig zu halten, indem die Emissionen dort verringert werden wo

es am günstigsten möglich ist. Hierbei ist der Transfer von neuester Technologie in

Entwicklungsländer als positiver Nebeneffekt hervorzuheben. Da Nicht-Annex-1-Staaten kein

quantitatives Emissionsziel besitzen, wird das Gesamt-Emissionsbudget der Industriestaaten

vergrößert.

JI

Joint Implementation (JI) ermöglicht Staaten im Annex 1 des Kyoto-Protokolls (Industrie-

länder oder Transformationsstaaten) durch Maßnahmen (Investitionen in CO2-Einsparung) in

anderen Annex-1-Staaten zusätzliche Emissionsrechte für ihre heimischen Schadstoff-

emittenten zu erwerben. Die Emissionsminderung wird dem Emissionskonto des Investors

(meist Industriestaat) gutgeschrieben und dem Emissionskonto des Gastlandes (meist Trans-

formationsstaat) abgezogen. Die erzielten Minderungsgutschriften, so genannte ERUs

(Emission Reduction Units), überträgt das Gastland an den Projektträger, welcher diese selbst

nutzen oder weiterverkaufen kann. Der Transfer von Reduktionszertifikaten (ERU) erhöht

dabei nicht die Gesamtmenge der allen Annex-1-Staaten zustehenden Emissionen. Die

Grundidee der Joint Implementation ist, dass es sekundär ist wo eine Emission abgebaut wird,

entscheidend ist, dass sie abgebaut wird.

9.6.2 Marktentwicklung und -hemmnisse der flexiblen Mechanismen

Volumina und Preise des projektbasierten Marktes

In den letzten fünf Jahren ist das Handelsvolumen projektbasierter Emissionszertifikate

kontinuierlich gestiegen. Im Jahr 2006 erreichten sie 518 MtCO2e und somit einen Anteil von

ca. 31 % am gesamten Karbonmarkt (1639 MtCO2e). 15 JI hat dabei mit ca. 3 % noch einen

relativ geringen Anteil am projekt-basierten Markt.

15 World Bank Institute/IETA (2007)

EWI/EEFA


Abbildung 9.6: Marktentwicklung CDM

600

500

400

300

200

100

0

Million Tons CO2e 9 23,8 51,3 110 388 518

Quelle: EWI; Daten nach IETA (2007)

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Annual Volumes and Values (2005-2006) for Project-based

Transactions in Million Tons CO2e

600

500

400

300

200

100

0

2005 2006

Voluntary market 6 10

Other 20 17

JI 11 16

Secondary CDM 10 25

Primary CDM 341 450

Quelle: EWI, Datenquelle: World Bank Institute/IETA (2007)

171

EWI/EEFA


172

Käuferseite:

Die Integration von flexiblen Mechanismen hat entscheidenden Einfluss auf die CO2-Preise

und die Entwicklung der Industrie und Energiewirtschaft in Europa. In der Szenarien-

entwicklung bis 2030 wird davon ausgegangen, dass den Unternehmen 50% der zu

erbringenden Minderungsmenge in Europa durch Anrechnung von JI- und CDM-Zertifikaten

gestattet wird. Für den Zertifikatsmarkt in Europa wird von einem tatsächlich realisierten

Anteil an Zertifikaten aus flexiblen Mechanismen von 40% bezogen auf die zu erbringende

Minderungsmenge ausgegangen.

Im NAP II können die Unternehmen 20% der Zuteilungsmenge aus den flexiblen

Mechanismen anrechnen. Dies entspricht rund 50% der Minderungsziele bis 2012.

Bislang erweist sich CDM als mögliche Methode um Entwicklungsländer in den

Zertifikatemarkt zu integrieren. Der Markt für JI und CDM ist jung und wächst stetig.

Während 2003 lediglich rund 50 Mio CERs generiert wurden waren es zwei Jahre später

bereits rund 360 Mio Zertifikate. Bis 2012 wird die Zertifikatsmenge aus JI und CDM weiter

wachsen. Jedoch werden in dieser ersten Phase weniger Zertifikate angeboten als tatsächlich

angerechnet werden können.

Insbesondere für kleine und mittelständige Unternehmen ist der administrative Aufwand noch

sehr hoch, direkt in JI und CDM-Maßnahmen zu investieren. CDM-Fonds, die das Risiko

einzelner Projekte bündeln, können hier zunehmend Abhilfe schaffen. Langfristige Prognosen

gehen davon aus, dass insbesondere nach 2012 genügend Zertifikate aus JI und CDM

generiert werden können, um die wachsende Marktnachfrage in Europa und weltweit zu

decken. 16

Neben Unternehmen die dem Emissionshandel unterstehen, können JI und CDM-Zertifikate

auch durch einen Staat gekauft werden. Die Zertifikate können eingesetzt werden um

Emissionsziele im Nichthandelssektor zu erreichen oder um den eigenen Handelssektor zu

entlasten. Die Käuferseite auf dem CDM-Markt wird mittlerweile klar von europäischen

Käufern dominiert (Anteil 86%). Dies ist eine Änderung im Vergleich zu den vergangenen

Jahren, als japanische und europäische Käufer noch ähnliche Marktanteile hatten. Die

japanischen Käufer verhalten sich preissensitiver. Die europäischen Käufer waren jüngst,

insbesondere im ersten Quartal 2006 bereit höhere Preise zu zahlen.

16 Eigene Berechnungen, EWI

EWI/EEFA


Abbildung 9.7: Käufer von CDM und JI

Quelle: World Bank Institute/IETA (2007)

Private Käufer haben den größten CDM-Anteil in 2006 erworben, ca. 90% gingen hier von

dem europäischen Privatsektor aus. Im Gegensatz dazu wird der JI-Markt seit langem von

staatlichen/öffentlichen Käufern dominiert (insbesondere aus den Niederlanden, Dänemark

und Österreich), welche 92% der Transaktionen im Jahr 2006 ausmachen. Auf die EU

entfallen seit 2003 kumuliert etwa zwei Drittel des CDM- und JI-Marktes, auf Japan knapp

ein Drittel.

Verkäuferseite

Mit einem Marktanteil von 80% dominieren asiatische Länder, vornehmlich China und

Indien, die Verkäuferseite bei CDM-Projekten. Der Marktanteil von China ist von 73% im

Jahr 2005 auf 61% gefallen, während Indien seinen Marktanteil von 3% in 2005 auf 12% in

2006 gesteigert hat. Lateinamerika, ein früher Pionier auf dem Markt, hat insgesamt einen

Anteil von 10% im Jahr 2006, wobei allein 4% auf Brasilien entfallen. Afrikas Marktanteil ist

konstant bei ca. 3% geblieben, wobei das afrikanische Transaktionsvolumen proportional zum

gesamten Transaktionsvolumen gestiegen ist.

173

EWI/EEFA


174

Abbildung 9.8: Standorte von CDM Projekten

Quelle: World Bank Institute/IETA (2007)

China ist nach wie vor sehr attraktiv für die Käufer trotz einiger Bedenken über die

geographische Konzentration von solchen hohen Karbonvolumina und der in diesem

Zusammenhang von Käufern wünschenswerten geogrpahischen Diversifikation ihres

Portfolios. Begründet wird dies mit dem immer noch vorhandenen großen Potential in China

in Form von „economies of scale“ in Exploartion, Sourcing und Transaktionskosten, sowie

der starken Unterstützung von Institutionen und erfahrenen Projektentwicklern.

Wesentliche Einflussfaktoren auf die Preise von CDM und JI

Die Überausstattung an EUAs und der damit einhergehende Preisverfall seit Mai 2006 wird

mit einer unzureichenden Datenlage und fehlenden Erfahrungen begründet und als Problem

der Startphase gewertet. Die angekündigte Verknappung des Zertifikatvolumens für die

zweite Handelsperiode lässt einen Anstieg der Preise erwarten, sowohl für EUAs also auch

CERs und ERUs. Dieser Situation kann allerdings die Einbindung der neuen EU-Staaten in

den Handel der zweiten Periode entgegenwirken, wenn diese als Nettoanbieter von

Zertifikaten auftreten.

Auch die momentan großen Investitionen in JI und CDM lassen den Schluss zu, dass die

flexiblen Mechanismen eine signifikante Rolle bei der Erfüllung der Vorgaben des Kyoto-

EWI/EEFA


Protokolls spielen werden. Die gestiegene Aktivität hat die Konzentration auf dem Markt

sowohl auf der Käufer- als auch auf der Verkäuferseite gesenkt und somit ebenfalls zu einer

Reduktion der Transaktionskosten und Risiken für Investoren geführt.

Für die post-Kyoto-Zeit wird eine Ausdehnung des Zertifikatshandels weit über die EU

hinaus erwartet: Ein regional stark ausgeweiteter Zertifikatshandel ist aber nur dann

wahrscheinlich, wenn die Reduktionsverpflichtungen maßvoll und damit die Zertifikatspreise

moderat bleiben. Ob die flexiblen Mechanismen jedoch auch nach der Kyoto-Periode noch in

der heutigen Form Bestand haben, oder ggf ob Sie durch ein neues globaleres Handelssystem

ersetzt werden, ist noch Ungewiss. Diese politische Unsicherheit wirkt sich schon heute

negativ auf die Investitionen in CDM-Projekte aus, da diese Investitionen längerfristige

Planungssicherheit benötigen. Hier ist die Politik gefragt frühzeitig klare Perspektiven für die

nächsten Jahre zu bieten.

175

EWI/EEFA


176

9.7 Ausblick: CO2-Sequestrierung und -Speicherung

Die Abtrennung und Speicherung von CO2 (Carbon Dioxide Capture and Storage, CCS) stellt

eine Option der Emissionsminderung dar, die nach 2020 großtechnisch zur Verfügung stehen

könnte. Es bestehen verschiedene Abscheidungstechnologien, die unterschiedliche Entwick-

lungsstadien aufweisen. Wir charakterisieren diese kurz, erläutern die Berücksichtigung der

CCS im elektrizitätswirtschaftlichen Modell und stellen die Entwicklung der CCS im Rahmen

der untersuchten Szenarien bis 2030 dar.

9.7.1 Abscheidungstechnologien

Die Abscheidung von CO2 kann grundsätzlich durch drei verschiedene Verfahren erfolgen:

Pre-Combustion-, Post-Combustion- und Oxy-Fuel-Verfahren.

Pre-Combustion: Hier wird das CO2 vor dem Verbrennungsprozess abgetrennt: Aus dem

Brennstoff wird zunächst ein Synthesegas mit hoher CO2-Konzentration erzeugt, im Falle

fester Brennstoffe durch Vergasung, im Falle von Erdgas durch Reformierung. Kohlendioxid

wird dann unter vergleichsweise geringem Aufwand abgeschieden. Der Einsatz des Pre-

Combustion-Verfahrens in IGCC-Kraftwerken (Integrated Gasification Combined Cycle) ist

eine noch nicht angewandte Technologie im Entwicklungs-/Demonstrationsstadium.

Post-Combustion: Das CO2 wird nach dem Verbrennungsprozess durch chemische Wäsche

aus dem Rauchgas gelöst. Das Verfahren ist aufgrund der geringen Volumenanteile des CO2

am Rauchgas aufwendig und kostenintensiv. Eine Möglichkeit der Kostensenkung besteht in

verbesserten Lösungsmitteln mit höherer Absorptionsfähigkeit und geringerem Energiebedarf

zur Regenerierung. Dennoch wird diesem Verfahren wird in der Literatur die geringste

Wahrscheinlichkeit einer großtechnischen Anwendung zugesprochen.

Oxy-Fuel: Hier erfolgt die Verbrennung in reinem Sauerstoff, so dass sich das CO2 aus dem

Verbrennungsgas (CO2 und Wasserdampf) durch Abkühlung und Komprimierung in hoch-

konzentrierter Form gewinnen lässt. Für eine großtechnische und kommerzielle Anwendung

sind u.a. technische Fortschritte und Kostensenkungen im Bereich hitzeresistenterer

Materialien und der Sauerstoffgewinnung erforderlich. Auch dieses Verfahren befindet sich

noch im Entwicklungsstadium.

EWI/EEFA


Für Post-Combustion spricht die Möglichkeit der Nachrüstung konventioneller Kraftwerke,

da der Verbrennungsprozess unverändert bleibt. Pre-Combustion- und Oxy-Fuel-Verfahren

weisen potenzielle Vorteile aufgrund geringerer Wirkungsgradverluste auf. Hier können sich

aussichtsreiche Alternativen entwickeln. Welche Technologie sich langfristig durchsetzen

könnte, ist heute nicht absehbar.

9.7.2 Modellannahmen CCS

Um die Entwicklungsmöglichkeiten der CCS-Technologie zu illustrieren, werden im Rahmen

der Szenarien Annahmen zu technisch-wirtschaftlichen Parameter verschiedener CCS-

Technologien getroffen. Dies betrifft:

- Wirkungsgradverluste durch CO2-Abscheidung,

- CO2-Abscheidungsgrade,

- zusätzliche Investitionskosten,

- Kosten für CO2-Transport und Speicherung.

Zu diesen Parametern werden im Modell für folgende CCS-Typen Annahmen getroffen: Pre-

Combustion (Braunkohle IGCC und Steinkohle IGCC), Oxy-Fuel (Steinkohle) sowie Post-

Combustion (Steinkohle und Gas Combined Cycle).

Wirkungsgradverluste

Der Energieaufwand der CO2-Abscheidung wird durch Absenkung der Kraftwerkswirkungs-

grade erfasst. Hiermit verbunden sind ein erhöhter Brennstoffverbrauch und erhöhte Brenn-

stoffkosten. Die im Modell angenommene Entwicklung von Wirkungsgradverlusten gegen-

über konventioneller Technologie und resultierenden Wirkungsgraden einschließlich CO2-

Sequestrierung sind für die modellierten CCS-Technologien in nachfolgender Tabelle

dargestellt.

177

EWI/EEFA


178

Tabelle 9.2: Entwicklung der Wirkungsgrade für CCS-Technologien

EWI/EEFA

Wirkungsgrade - CO2 Sequestrierung

2020 2025 2030

PRE-COMBUSTION

Braunkohle IGCC 40,0% 43,0% 44,0%

Steinkohle IGCC 44,0% 44,5% 45,0%

OXY-FUEL

Steinkohle 44,2% 45,1% 46,0%

POST-COMBUSTION

Steinkohle 42,6% 43,3% 44,0%

Gas Combined Cycle 53,0% 54,0% 55,0%

Quelle: EWI, Euracoal (2007), Industrieangaben

Tabelle 9.3: Wirkungsgradverluste gegenüber konventionellen Kraftwerken

2020 2025 2030

PRE-COMBUSTION

Braunkohle IGCC 7,0% 7,0% 7,0%

Steinkohle IGCC 7,0% 7,0% 7,0%

OXY-FUEL

Wirkungsgradverlust [%Punkte]

Steinkohle 6,8% 6,4% 6,0%

POST-COMBUSTION

Steinkohle 8,4% 8,2% 8,0%

Gas Combined Cycle 8,0% 8,0% 8,0%

Quelle: EWI, Euracoal (2007), Industrieangaben

Der Energieaufwand für die CO2-Abscheidung führt zu einer Wirkungsgradabsenkung um rd.

6-8 Prozentpunkte. Die Absenkung ist für die nachgelagerte Abscheidung (Post-Combustion)

am größten. Dies ist durch die geringen CO2-Volumenanteile im Rauchgas und den

resultierenden Energiebedarf für die Regeneration der Lösungsmittel bedingt. Beim Oxy-

Fuel-Verfahren liegt das CO2 nach Entfernung des Wasserdampfs aus dem Abgas bereits in

hoher Konzentration vor, der zusätzliche Energieaufwand entfällt hauptsächlich auf die

vorgelagerte Sauerstoffgewinnung.


Abscheidungsgrade

Post-Combustion- und Pre-Combustion-Verfahren erlauben CO2-Abscheidungsgrade von 85-

95%. Mittels Oxy-Fuel-Verfahren ist eine nahezu vollständige CO2-Abscheidung möglich,

die sich jedoch auf rd. 90% reduziert, wenn zusätzlich weitere Schadstoffe aus dem Abgas

herausgefiltert werden (IPCC 2005). Den Szenarien-Berechnungen liegt daher für alle CCS-

Technologien ein effektiver Abscheidungsgrad von 90 % zugrunde.

Investitionskosten

Die CO2-Abscheidung verursacht durch zusätzlich benötigte Anlagekomponenten gegenüber

konventioneller Technologie ohne CCS eine Steigerung der Kapazitätskosten. Die

Abschätzungen unterliegen einer hohen Unsicherheit. Die getroffenen Annahmen orientieren

sich an denen anderer Studien 17 und sind für das Jahr 2025 der folgenden Tabelle zu

entnehmen.

Tabelle 9.4: Investitionskosten CCS

2025 % Steigerung der

Kapazitätskosten

PRE-COMBUSTI