Studie Energiewirtschaftliches Gesamtkonzept 2030 Erweiterte ...

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Studie Energiewirtschaftliches Gesamtkonzept 2030 Erweiterte ...

Energiewirtschaftliches Institut

an der Universität zu Köln

Studie

Energiewirtschaftliches Gesamtkonzept 2030

Erweiterte Szenariendokumentation

20.6.2007

Albertus-Magnus-Platz

D – 50923 Köln

Telefon: ++49 (0)221 470 22 58

Telefax: ++49 (0)221 44 65 37

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


Seite -2- EWI/EEFA

Ziel der Studie

Der Verband der Elektrizitätswirtschaft (VDEW) hat gemeinsam mit den Verbänden BDI, DEBRIV,

GVSt, VDN, VGB PowerTech und VRE die Erarbeitung einer StudieEnergiewirtschaftliches

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 soll auf Basis von Szenarienrechnungen der energiewirtschaftlichen Entwicklung

Deutschlands bis 2030 eingebettet in den europäischen Markt die Auswirkungen unterschiedlicher

Energiepolitiken systematisch untersuchen.

Nachfolgend werden Konzeption, Annahmen und wesentliche Ergebnisse der Szenarien dokumentiert.


Seite -3- EWI/EEFA

INHALT

1 KONZEPTION DER SZENARIEN ................................................................................................................................4

2 SZENARIENANNAHMEN..............................................................................................................................................6

2.1 GESAMTWIRTSCHAFTLICHE RAHMENBEDINGUNGEN..................................................................................................6

2.2 BRENNSTOFFPREISE....................................................................................................................................................7

2.3 KLIMASCHUTZPOLITIK................................................................................................................................................9

2.4 ERNEUERBARE ENERGIEN.........................................................................................................................................12

2.5 KRAFT-WÄRME-KOPPLUNG .....................................................................................................................................14

2.6 KERNENERGIEPOLITIK ..............................................................................................................................................14

2.7 TECHNISCH-ÖKONOMISCHE PARAMETER DER STROMERZEUGUNG ...........................................................................14

2.8 STROMNETZE............................................................................................................................................................16

3 SZENARIENERGEBNISSE ..........................................................................................................................................17

3.1 PREISE FÜR CO2-ZERTIFIKATE.................................................................................................................................17

3.2 STROMERZEUGUNG...................................................................................................................................................18

3.3 STROMPREISE ...........................................................................................................................................................31

3.4 ENERGIEEFFIZIENZ AUF DER NACHFRAGESEITE........................................................................................................35

3.5 ENERGIEMIX UND IMPORTABHÄNGIGKEIT ................................................................................................................49

3.6 ENTWICKLUNG DER TREIBHAUSGASMISSIONEN........................................................................................................51

3.7 SEKTORALE PRODUKTIONS- UND BESCHÄFTIGUNGSEFFEKTE...................................................................................52


Seite -4- EWI/EEFA

1 Konzeption der Szenarien

Es werden vier energiewirtschaftliche Politikszenarien bis 2030 untersucht, die durch unterschiedliche

Vorgaben hinsichtlich der Ausgestaltung der Klimapolitik (Emissionsminderungsziele, Zertifikatszuteilung,

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

Kernenergiepolitik sowie unterschiedliche Annahmen zur Steigerung der Energieeffizienz auf der

Nachfrageseite 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, Wirtschaftlichkeit

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.

• 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.


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Um der Unsicherheit hinsichtlich der zukünftigen Energiepreisentwicklung Rechnung zu tragen, werden

die vier Politikszenarien jeweils unter Zugrundelegung zweier Brennstoffpreispfade 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.

Tabelle 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 13% 13%

15%

2020 20% Marktergebnis

25%

2030 26% Marktergebnis

35%

KWK

Fortschreibung NAP II nach 2012 100% Auktionierung nach 2012

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

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

Auslaufende Förderung


Seite -6- EWI/EEFA

2 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.

2.1 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 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.

1 Einzelheiten vgl. Statistisches Bundesamt (Hrsg.) (2003), Bevölkerung Deutschlands bis 2050, Ergebnisse der 10.

koordinierten Bevölkerungsvorausberechnung, Stuttgart: Metzler und Poeschel.


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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.

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.

2.2 Brennstoffpreise

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

beobachteten Rohölpreise (2006 zeitweise über 70 $/bbl) werden als außergewöhnlich 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.


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Abbildung 1: Rohölpreis, $(2005)/bbl, Hochpreis- und Niedrigpreispfad

Quelle: 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 Kraftwerkseinsatzentscheidung relevant. Der fixe Anteil wird im Kraftwerksmodell den

fixen Betriebskosten zugeschrieben.

Abbildung 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


Seite -9- EWI/EEFA

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.

Tabelle 2: 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 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.

2.3 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).

2.3.1 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 Minderungsverpflichtungen 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;


Seite -10- EWI/EEFA

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 Treibhausgasemissionen

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

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 europaweiten 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.


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- Das Makrobudget bildet den Ausgangspunkt des Emissionshandels, davon zu unterscheiden

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 Handelsperioden die Summe der verbrauchten

Rechte exakt dem bei Aufstellung des Allokationsplanes prognostizierten Makrobudget

entspricht.

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

oder Standortverlagerungen auch Auswirkungen auf die nicht am Handel 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.

2.3.2 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

450 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 Kraftwerksmodernisierung

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.

2.3.3 Flexible Mechanismen

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

Erfüllung nationaler Emissionsminderungsverpflichtungen die Flexiblen Mechanismen i) Internationaler


Seite -12- EWI/EEFA

Emissionshandel, ii) Gemeinsame Umsetzung zwischen Ländern mit Emissionszielen (Joint

Implementation) und iii) den Mechanismus für Projekte 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.

2.4 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

30% und bis 2030 35% erreicht werden. Um diese Ziele für Deutschland zu erreichen werden höhere

Fördersätze unterstellt als derzeit gemäß EEG vorgesehen (Abb.3).


Seite -13- EWI/EEFA

Abbildung 3: Index Degression der Vergütungssätze Neuanlagen: Wind Onshore und Offshore –

Szenarien I, III und derzeitiges EEG

Index (2005 = 100)

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%

Quelle: EWI

Abbildung 4: Index Degression der Vergütungssätze Neuanlagen: Biomasse und Fotovoltaik –

Szenarien I, III und derzeitiges EEG

Index (2005 = 100)

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%

Quelle: EWI


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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 Grünstromzertifikate.

2.5 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.

2.6 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.

2.7 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 Braunkohleund

Steinkohlekraftwerke von 43% bzw. 45% (typische Jahresmittel). Bis 2020 können durch neuartige

Werkstoffe auf Nickelbasis sowie zusätzliche Anlagenoptimierung Wirkungsgrade von 47-51%

(Braunkohle) bzw. 51-52% (Steinkohle) erreicht werden. Bei Erdgas-GuD-Prozessen sind durch höhere


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Gasturbineneintrittstemperaturen und höhere Kompressionsverhältnisse Wirkungsgradsteigerungen bis

zu 63% in 2030 erreichbar.

Tabelle 3: Wirkungsgrade in der Stromerzeugung

Quelle: EWI

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

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

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

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

Tabelle 4: Kostenparameter der Kondensationsstromerzeugung

Quelle: EWI

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 (€/kWa) 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

* einschließlich Brennstoffkosten

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

Größenklasse differenziert. Es werden neun KWK-Referenzfälle der Wärmenachfrage im Bereich der

Fernwärme, Industrie und Objektversorgung unterschieden.


Seite -16- EWI/EEFA

Tabelle 5: Wärmeseitige Definition der KWK-Referenzfälle

Quelle: EWI

Art des

Wärmeversorgungsgebietes

Fernwärme

Industrie

Objektversorgungen

Höchstlast

Wärme

(MW th)

Benutzungsstunden

Wärme (h)

Jährlicher

Wärmebedarf

(GWh)

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

Die Abbildung der Kraft-Wärme-Kopplung berücksichtigt Gutschriften für vermiedene Netznutzung,

welche 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 für eingespeisten Strom bestimmt sich aus der früheren VVII+ samt Ergänzungen.

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%).

2.8 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 Windstrom benötigte zusätzliche Leitungen werden zeitgerecht errichtet.


Seite -17- EWI/EEFA

3 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

3.1 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

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. 5).

Abbildung 5: Reale CO2-Preise in Szenarien, Preisbasis 2005, Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)

EURO( 2005) /tC O 2

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

2010 2015 2020 2025 2030

EURO(2005)/tCO2

50

40

30

20

10

0

Szenari

oI Szenario

II Szenario

IIa Szenario

III

201 201 202 202 203

0

15

5

18

0

22

5

28

0

35

15 16 21 26 32

15 16 19 24 27

12 15 24 29 34


Seite -18- EWI/EEFA

Die CO2-Preise liegen in Szenario II etwas tiefer als in Szenario I. Grund ist die vermehrte CO2-freie

Stromerzeugung aus Kernenergie, die bei unveränderten Minderungszielen den CO2-Preis etwas

entlastet. In Szenario II liegen die CO2-Preise etwas höher als in Szenario IIa, da die kostenfreie CO2-

Zuteilung in Szenario II Energieträger mit höherer CO2-Intensität (gegenüber Szenario IIa mit

Auktionierung) begünstigt, wodurch sich die CO2-Grenzvermeidungskosten 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 Energien 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.

3.2 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 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.


Seite -19- EWI/EEFA

Abbildung 6: Nettostromerzeugung und CO2-Emissionen der Stromerzeugung in den Szenarien

2020 (oben), 2030 (unten); Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)

TWh

650

600

550

500

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

-50

TWh

650

600

550

500

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

-50

Hochpreis

Jahr 2020

2005 I II II a III I II II a III

Hochpreis

Jahr 2030

Niedrigpreis

2005 I II II a III I II II a III

Niedrigpreis

350

325

300

275

250

225

200

175

150

125

100

75

50

25

0

-25

Mio. t CO 2

350

325

300

275

250

225

200

175

150

125

100

75

50

25

0

-25

Mio. t CO 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

* Dargestellt wird der Anteil wärmegeführter KWK-Anlagen, TWh für 2005 geschätzt. Darstellung nach FW 308 erfolgt in Tabelle 11.

Quelle: EWI


Seite -20- EWI/EEFA

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 verbleibende, 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 = Einspeisevergütungen 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 das politische Ausbauziel (mindestens

20% bis 2020) zu erreichen, wären höhere Vergütungssätze 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. Hier werden

unter den getroffenen Annahmen technische Grenzen der Integrierbarkeit fluktuierender

Erzeugung erreicht: Aus Gründen der Netzstabilität – insbesondere der Erfordernis der Bereitstellung

negativer Minutenreserve – muss in diesem Szenario knapp jede fünfte MWh Windstromerzeugung

abgeschaltet werden, sofern nicht zusätzliche Flexibilitäten im Elektrizitätssystem

in Form von (z.B. Druckluft-) Stromspeichertechnologien, verschiebbaren Lasten oder

grenzüberschreitendem Stromaustausch im europäischen Markt verfügbar sein werden. In

diesem Zusammenhang sind weitergehende Untersuchungen erforderlich.

- Insbesondere in den Niedrigpreisvarianten der Szenarien nimmt der Anteil des Erdgases an

der Stromerzeugung deutlich zu. Dieser Zuwachs beruht zum einen auf Gas-GuD-Konden-


Seite -21- EWI/EEFA

sationskraftwerken, 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 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. 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 eine Braunkohlenförderkapazität 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.

- 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 Stromerzeugung aus Kernenergie. Diese


Seite -22- EWI/EEFA

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 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.


Seite -23- EWI/EEFA

Tabelle 6: Szenario I – Nettostromerzeugung, Nettokapazitäten, Volllaststunden und CO2-Emissionen.

Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)

Szenario I - Oberere Gaspreisvariante

Szenario I - Untere Gaspreisvariante

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Nettostromerzeugung in TWh

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 141.6 143.8 170.6 178.7 177.2 169.0 142.6 166.9 156.9 115.9 82.8

davon KWK (2) n.v. 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 123.1 108.8 80.5 53.6 31.1 20.5 84.8 59.0 52.6 23.3 5.8

davon KWK (2) n.v. 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 96.6 104.1 142.4 153.7 169.2 113.2 119.2 175.1 261.4 313.0

davon KWK (2) n.v. 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

Nettokapazitäten in GW

563.3 584.4 582.4 580.9 556.0 556.8 569.5 564.8 574.4 570.0 566.6

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 19.5 23.1 25.8 29.4 28.5 19.5 23.1 22.3 19.0 17.1

davon KWK (2) n.v. 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 22.9 22.1 17.4 11.5 8.7 22.3 22.1 19.3 11.7 9.0

davon KWK (2) n.v. 1.7 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 20.9 23.5 28.3 34.2 42.2 21.8 23.9 32.5 49.5 62.7

davon KWK (2) n.v. 7.2 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 132.1 133.6 141.4 143.1 145.2 149.1 133.7 141.5 145.5 150.0 159.5

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 6941 7374 7371 6904 6102 6083 7322 7242 7039 6092 4850

Steinkohle 4526 5335 3746 3416 3482 3467 3797 2667 2721 1985 644

Erdgas 3196 2816 3137 3969 4001 3532 4655 4683 5203 5163 4818

Mineralöl 2058 2212 2246 2274 2210 2248 2147 2273 2241 2282 2179

Insgesamt 3953 4002 3846 3833 3668 3171 4018 3882 3898 3641 2887

CO2-Emissionen der Stromerzeugung in Mio t

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 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

2) Stromerzeugung aus wärmegeführten KWK-Anlagen, Daten für 2005 nicht verfügbar

(KWK-Stromerzeugung gemäß FW 308 wird in Tabelle 11 ausgewiesen)

3) Incl. Anlagen < 1MW

Werte für 2005 teilweise geschätzt Quelle: EWI


Seite -24- EWI/EEFA

Tabelle 7: Szenario II – Nettostromerzeugung, Nettokapazitäten, Volllaststunden und CO2-

Emissionen. Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)

Szenario II - Oberere Gaspreisvariante Szenario II - Untere Gaspreisvariante

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Nettostromerzeugung in TWh

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 141.6 141.8 162.7 138.2 143.5 131.9 139.0 131.2 114.5 77.7 60.4

davon KWK (2) n.v. 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 91.3 66.0 49.1 28.4 20.0 83.9 60.0 46.9 21.8 12.4

davon KWK (2) n.v. 21.8 13.5 12.8 12.2 10.6 9.6 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 90.2 92.9 123.9 126.9 139.2 98.5 109.6 132.0 188.2 205.9

davon KWK (2) n.v. 11.1 6.7 27.0 25.5 32.6 51.8 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

Nettokapazitäten in GW

563.3 584.6 598.8 588.2 576.8 582.9 575.2 569.3 573.2 568.5 562.8

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 19.5 22.8 22.1 22.9 21.9 19.4 18.2 17.3 13.8 12.1

davon KWK (2) n.v. 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 22.4 25.2 14.3 10.3 8.1 22.2 21.1 16.4 10.1 7.9

davon KWK (2) n.v. 1.7 2.2 2.2 2.1 2.0 0.6 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 17.7 20.9 25.2 30.6 38.4 17.6 21.7 25.9 40.6 48.2

davon KWK (2) n.v. 6.6 6.7 9.8 9.6 11.2 10.1 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 132.1 131.6 144.1 139.5 142.0 147.5 131.2 136.1 137.7 143.1 146.3

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 6941 7265 7114 6291 6411 6196 7171 7230 6611 5630 4976

Steinkohle 4526 4658 2779 3638 3140 3019 4047 2847 2863 2257 1564

Erdgas 3196 2459 2102 3320 2789 2707 4528 4678 4753 4393 3944

Mineralöl 2058 2142 2166 2167 2053 2096 2214 2146 2091 2208 2123

Insgesamt 3953 3898 3720 3883 3883 4038 4041 3994 3973 3891 3892

CO2-Emissionen der Stromerzeugung in Mio t

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 73.1 43.9 33.9 15.8 9.0

Erdgas 25.6 12.4 11.2 17.4 14.1 14.7 26.5 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 311.2 261.9 233.0 198.1 178.3 162.3 252.7 210.4 183.9 142.2 121.1

1) Für 2015 und 2020 monatsscharfe Auflösung der Produktion der Kernkraftwerke

2) Stromerzeugung aus wärmegeführten KWK-Anlagen, Daten für 2005 nicht verfügbar

(KWK-Stromerzeugung gemäß FW 308 wird in Tabelle 11 ausgewiesen)

3) Incl. Anlagen < 1MW

Werte für 2005 teilweise geschätzt Quelle: EWI


Seite -25- EWI/EEFA

Tabelle 8: Szenario IIa – Nettostromerzeugung, Nettokapazitäten, Volllaststunden und CO2-

Emissionen. Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)

Szenario IIa - Oberere Gaspreisvariante Szenario IIa - Untere Gaspreisvariante

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Nettostromerzeugung in TWh

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 141.6 142.5 106.5 95.7 70.1 59.2 141.6 107.8 93.6 66.4 53.3

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 99.2 97.4 78.0 46.4 34.4 90.6 79.7 57.3 36.7 24.4

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 91.6 101.6 129.0 155.1 179.3 98.3 108.6 131.1 169.3 199.0

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

Nettokapazitäten in GW

563.3 586.8 575.4 583.9 585.7 590.7 584.2 566.0 563.0 554.9 563.0

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 19.5 14.8 14.1 10.9 9.1 19.5 14.8 14.1 10.9 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 22.4 23.4 21.2 13.8 9.1 22.3 23.5 18.9 13.8 9.1

davon KWK (2) n.a. 1.4 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 17.8 21.5 25.8 35.1 45.7 17.7 21.5 25.8 36.2 47.3

davon KWK (2) n.a. 6.2 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 132.1 131.7 135.2 139.3 143.3 147.7 131.5 135.1 136.9 139.9 145.5

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 6941 7304 7141 6814 6476 6560 7281 7285 6665 6094 5875

Steinkohle 4526 4840 4318 3871 3690 4128 4066 3404 3041 2721 2900

Erdgas 3196 2723 2813 3655 3403 3307 4654 4697 4876 4483 4107

Mineralöl 2058 2106 2127 2169 2096 2120 2170 2201 2113 2133 2060

Insgesamt 3953 3945 3944 3992 4007 4242 4062 4063 4009 3982 4123

CO2-Emissionen der Stromerzeugung in Mio t

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

2) Stromerzeugung aus wärmegeführten KWK-Anlagen, Daten für 2005 nicht verfügbar

(KWK-Stromerzeugung gemäß FW 308 wird in Tabelle 11 ausgewiesen)

3) Incl. Anlagen < 1MW

Werte für 2005 teilweise geschätzt Quelle: EWI


Seite -26- EWI/EEFA

Tabelle 9: Szenario III – Nettostromerzeugung, Nettokapazitäten, Volllaststunden und

CO2-Emissionen. Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)

Szenario III - Oberere Gaspreisvariante Szenario III - Untere Gaspreisvariante

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Nettostromerzeugung in TWh

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 141.6 144.4 113.4 94.7 70.1 63.5 144.0 114.3 98.7 49.1 31.8

davon KWK (2) n.v. 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 123.1 102.2 109.8 77.7 45.2 33.8 85.7 89.5 55.0 13.3 2.4

davon KWK (2) n.v. 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 90.9 108.3 154.7 216.5 219.3 109.8 126.2 179.5 265.4 275.3

davon KWK (2) n.v. 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

Nettokapazitäten in GW

563.3 579.0 580.0 560.0 549.2 528.5 581.2 572.0 547.1 539.8 535.3

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 19.5 15.1 14.3 11.0 9.1 19.5 15.0 14.3 11.0 9.0

davon KWK (2) n.v. 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 22.4 25.6 22.8 14.0 9.0 22.3 25.6 22.5 14.0 9.0

davon KWK (2) n.v. 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 20.1 22.6 30.0 43.0 50.6 19.1 23.1 30.8 48.7 56.3

davon KWK (2) n.v. 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 132.1 135.5 145.6 150.6 156.6 161.3 135.3 145.6 150.7 158.5 166.0

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 6941 7395 7467 6657 6524 7095 7402 7606 6912 4468 3518

Steinkohle 4526 4542 4270 3409 3234 3794 3843 3501 2429 977 601

Erdgas 3196 2945 2876 3800 3990 3458 4338 4261 4971 5016 4417

Mineralöl 2058 2116 2183 2226 2153 2150 2152 2197 2172 2214 2123

Insgesamt 3953 3924 3869 3784 3674 3268 3998 3946 3823 3352 2684

CO2-Emissionen der Stromerzeugung in Mio t

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

2) Stromerzeugung aus wärmegeführten KWK-Anlagen, Daten für 2005 nicht verfügbar

(KWK-Stromerzeugung gemäß FW 308 wird in Tabelle 11 ausgewiesen)

3) Incl. Anlagen < 1MW

Werte für 2005 teilweise geschätzt Quelle: EWI


Seite -27- EWI/EEFA

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 Niedrigpreisfall der Szenarien dieselben. Die Anteile am

Bruttostromverbrauch unterscheiden sich im Hoch- und Niedrigpreisfall infolge der Preisabhängigkeit

des Stromverbrauchs geringfügig (Tab. 10).

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.


Seite -28- EWI/EEFA

Tabelle 10: Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und EE-Anteil am Bruttostromverbrauch

Szenario I

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Wind Onshore 27 39

TWh

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) 610 625 628 626 620 616

Bruttostromverbrauch (Hochpreis) 610 622 627 617 610 606

EE-Anteil (Niedrigpreis) 10% 14% 17% 20% 23% 26%

EE-Anteil (Hochpreis) 10% 14% 17% 20% 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) 610 622 619 612 604 600

Bruttostromverbrauch (Hochpreis) 610 622 623 608 594 591

EE-Anteil (Niedrigpreis) 10% 13% 16% 18% 20% 21%

EE-Anteil (Hochpreis) 10% 13% 16% 18% 20% 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) 610 623 620 597 588 581

Bruttostromverbrauch (Hochpreis) 610 623 624 596 581 570

EE-Anteil (Niedrigpreis) 10% 13% 16% 19% 21% 22%

EE-Anteil (Hochpreis) 10% 13% 16% 19% 21% 22%

Szenario III

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Wind Onshore 27 39

TWh

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 4 4

Gesamt 63 89 117 145 172 195

Bruttostromverbrauch (Niedrigpreis) 610 617 606 580 564 553

Bruttostromverbrauch (Hochpreis) 610 620 609 572 555 547

EE-Anteil (Niedrigpreis) 10% 14% 19% 25% 31% 35%

EE-Anteil (Hochpreis) 10% 14% 19% 25% 31% 36%

Quelle: EWI


Seite -29- EWI/EEFA

Stromerzeugung aus Kraft-Wärme-Kopplung

In obigen Tabellen 6-9 zum Stromerzeugungsmix wurde die gekoppelte Stromerzeugung aus wärmegeführten2

KWK-Anlagen ausgewiesen. In Ergänzung hierzu wird nachfolgend die gesamte (nach

FW 308) gekoppelte Stromerzeugung differenziert nach Anwendungsfällen Fernwärme, Industrie und

Objektversorgung dargestellt (Tabelle 11).

Die KWK-Stromerzeugung beruht auf konventionellen Heizkraftwerken, Blockheizkraftwerken, 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 stark steigende CO2-

Preis, der den Anteil von Erdgas an der Stromerzeugung steigen lässt und Energieumwandlung mit

hohen Brennstoffausnutzungsgraden begünstigt. Der Zuwachs der KWK-Stromerzeugung fällt in

Szenarien mit niedrigen Gaspreisen höher aus, da erdgasbefeuerte KWK-Anlagen höhere Stromkennziffern

aufweisen als kohlegefeuerte Anlagen.

Die höchste KWK-Stromerzeugung wird in Szenario I erreicht. Demgegenüber wird die KWK-Stromerzeugung

in Szenario III durch Wärmeverbrauchsrückgang infolge forcierter Wärmeisolierung von

Gebäuden gedämpft. Die in Szenario I unterstellte Fortschreibung des KWK-Mod-G setzt vorübergehend

neue Impulse zur Anlagenmodernisierung. 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 wird

die KWK-Quote aufgrund des forcierten Aus- und Aufbaus von Wärmenetzen unter Nutzung

regenerativer Energien im Zusammenwirken mit dem Anstieg der Stromkennziffer fossiler KWK-

Anlagen zeitweise übererfüllt. Die Szenarien II und IIa beschreiben marktgetriebene Entwicklungen der

KWK-Stromerzeugung.

2 Bei wärmegeführten KWK-Anlagen erfolgt die Regelung der Anlage in Abhängigkeit von der Wärmeseite und somit im

Wesentlichen Strompreis unabhängig. Hierunter fallen insbesondere Anlagen mit geringer Stromkennziffer und

Gegendruckanlagen ohne Wärmespeicher.

Stromerzeugung nach FW 308 weist diejenige Stromerzeugung aller KWK-Anlagen aus (wärmegeführte und stromgeführte),

die zeitgleich mit gekoppelter Wärmeerzeugung einher geht. Siehe www.agfw.de Richtlinie 2002.


Seite -30- EWI/EEFA

Tabelle 11: 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, IER 3

3 Wert für 2005 aus: Blesl, Markus (2007): „KWK-Anlagenbestand: Potenziale für weitere Modernisierungen“,

EuroHeat&Power, 36 Jg, Heft 4


Seite -31- EWI/EEFA

3.3 Strompreise

3.3.1 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 (Abb. 7 links) höher als in den Niedrigpreis-Varianten

mit 45-52 €(2005)/MWh (Abb. 7 rechts).

Abbildung 7: Reale Stromgroßhandelspreise (base) (Preisbasis 2005) Hochpreis (links), Niedrigpreis

(rechts)

Quelle: EWI

In nominalen Preisen ergeben sich in allen Szenarien - unter Annahme einer Inflationsrate von 1,9 % -

langfristig ansteigende Großhandelspreise (Abb. 8).

Abbildung 8: Stromgroßhandelspreise (base), nominal, Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)

Quelle: EWI


Seite -32- EWI/EEFA

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

Jahre erwarteten Kraftwerkszugänge und die damit verbundene Angebotsausweitung. 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

Erzeugerpreise niedriger als in Szenario IIa mit Auktionierung. Der Grund hierfür ist, dass die

kostenfreie Zuteilung wie ein Investitionskostenabschlag wirkt und dadurch für die 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).

3.3.2 Endverbraucherpreise

Die Strompreise für Endverbraucher berücksichtigen neben den Großhandelspreisen Netzentgelte, EEGund

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

die resultierenden Strombezugspreise für Haushalte und Industrie dar.

3.3.2.1 Haushaltsstrompreise

Die realen (inflationsbereinigten) Haushaltsstrompreise verändern sich in den Szenarien bis zum Jahr

2030 relativ wenig. 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 9). 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).


Seite -33- EWI/EEFA

Abbildung 9: Reale Haushaltsstrompreise (Preisbasis 2005), Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)

€(2005) / MWh

Quelle: EWI

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

€(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 10). 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 10: Haushaltsstrompreise, nominal, Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)

€/MWh

350

300

250

200

150

100

50

Quelle: EWI

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

€/MWh

350

300

250

200

150

100

50

0

2005 2010 2015 2020 2025 2030

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


Seite -34- EWI/EEFA

3.3.2.2 Industriestrompreise

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

die Haushaltsstrompreise. 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%

(Abb. 11).

Abbildung 11: Reale Industriestrompreise (Preisbasis 2005), Mittelspannung

Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)

€(2005) / MWh

140

120

100

80

60

40

20

0

2005 2010 2015 2020 2025 2030

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

€(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) (Abb.12).


Seite -35- EWI/EEFA

Abbildung 12: Industriestrompreise, nominal, Mittelspannung Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)

€/MWh

220

200

180

160

140

120

100

80

Quelle: EWI

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

3.4 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 Gebäudeund

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 Gebäudeund

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

€/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


Seite -36- EWI/EEFA

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 Niveau von 1,4 Mrd. €

zu halten, dürfte die Modernisierungsrate von rund 1 % des Gesamtbestandes auch über das Jahr 2006

Abbildung 13: Spezifischer Energieverbrauch Raumwärme (in kWh/qm) - Einfamilienhäuser

250

200

150

100

50

0

250

Basis-Szenario I Hochpreis-Szenario III

2004 2010 2015 2020 2025 2030

Er dgas Heizöl Insgesamt

200

150

100

50

0

2004 2010 2015 2020 2025 2030

Er dgas Heizöl Insgesamt

hinaus aufrechterhalten werden, so dass im Jahr 2030 rund 25 % des gesamten Wohnungsbestandes

energetisch dem Niveau von Neubauten angenähert werden könnte. Die energetische Sanierung des

Altbaustandes wie auch die stetige Zunahme energetisch optimierter Neubauten induzieren eine deutliche

Verringerung des spezifischen Energieverbrauchs im Bereich der Wohnraumbeheizung. Zusätzlich

unterstützt wird dieser Effekt durch steigende Energiepreise und zwar sowohl im Hinblick auf die

Modernisierungsgeschwindigkeit 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 15).


Seite -37- EWI/EEFA

Diese Effizienzsteigerungen tangieren grundsätzlich die zukünftigen Marktpotentiale aller Energieträger.

Allerdings können diese generellen Verbrauchsrückgänge durch Marktanteilsverschiebungen

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 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


Seite -38- EWI/EEFA

Tabelle 12: 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


Seite -39- EWI/EEFA

Subsitutionswettbewerbs 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 (vgl. Tabelle 12).

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. Denn gewerblich genutzte Immobilien haben eine

wesentlich geringere Lebensdauer als Wohngebäude, 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.

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 (vgl. Tabelle 13), während Heizöl und

Festbrennstoffe mit absoluten Verbrauchsrückgängen konfrontiert sind.


Seite -40- EWI/EEFA

Tabelle 13: Endenergieverbrauch des Gewerbes, des Handels und der Dienstleistungen

Endenergieverbrauch des GHD-Sektors in PJ

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

Endenergieverbrauch des GHD-Sektors in PJ

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

Endenergieverbrauch des GHD-Sektors in PJ

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

Endenergieverbrauch des GHD Sektors in PJ

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


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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. 4

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.

4 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.


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Tabelle 14: Endenergieverbrauch des übrigen Bergbaus und des Verarbeitenden Gewerbes

Endenergieverbrauch der Industrie in PJ

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

Endenergieverbrauch der Industrie in PJ

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

Endenergieverbrauch der Industrie in PJ

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

Endenergieverbrauch der Industrie in PJ

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

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 (vgl. Tabelle 14). Besonders ausgeprägt ist der


Seite -43- EWI/EEFA

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 14: Spezifischer Energieverbrauch neu zugelassener Pkw, in Litern/100km

9,00

8,00

7,00

6,00

5,00

4,00

Otto Diesel

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Quelle: Kraftfahrtbundesamt


Seite -44- EWI/EEFA

Zwar konnte die Effizienz der Energienutzung in den letzten Jahren stetig verbessert werden (vgl.

Abbildung 14), 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 diese Effizienzeffekt noch dadurch, dass die Nachfrage nach Kompaktfahrzeugen der unteren

Mitteklasse in den letzten Jahren überproportional zugenommen hat, wohingegen die Zulassungen in

hubraumstärkeren Fahrzeugklassen, einmal abgesehen von Geländefahrzeugen (+8) und den sog. SUV

(„Sport Utilitie Vehicles“) (+21 %) rückläufig waren. 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.


Seite -45- EWI/EEFA

Tabelle 15: 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

Endenergieverbrauch des Verkehrs in PJ

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

Der Transport von Personen und Gütern ist bislang eine Domäne der Mineralölprodukte (vgl. Tabelle

15). 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 16 zusammengefasste Endenergieverbrauch.


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Tabelle 16: Endenergieverbrauch insgesamt

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 insgesam 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 insgesam 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 insgesam 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

Für die Diskussion um 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 Bruttowertschöpfungen5 darstellbar ist. Eine Addition der für

technologische Effizienzkennziffern eher geeigneten physischen Produktionen verbietet sich aufgrund

der unterschiedlichen Dimensionen. Deshalb kann die in Tabelle 17 dargestellte Effizienzentwicklung

5 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


Seite -47- EWI/EEFA

Tabelle 17: Endenergieeffizienz

2000 2005 2010 2020 2030 2005 2010 2020 2030

BIP real/Endenergie in €/GJ

Endenergieeffizienz

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

Szenar io IIa- Hochpr eis 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

Szenar io IIa- Niedr igpr eis 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

Primärenergieeffizienz

2000 2005 2010 2020 2030 2005 2010 2020 2030

BIP real/Primärenergie in €/GJ

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

Szenar io IIa- Hochpr eis 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

Szenar io IIa- Niedr igpr eis 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

Stromintensität

2000 2005 2010 2020 2030 2005 2010 2020 2030

Stromverbrauch /BIP real in kWh/1000 €

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

Szenar io IIa- Hochpr eis 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

Szenar io IIa- Niedr igpr eis 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

CO 2-Intensität

2000 2005 2010 2020 2030 2005 2010 2020 2030

CO2-Emissionen/BIP real in kg/1000 €

Veränderungsraten gegenüber 2000 in %

Veränderungsraten gegenüber 2000 in %

Veränderungsraten gegenüber 2000 in %

Veränderungsraten gegenüber 2000 in %

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

Szenar io IIa- Hochpr eis 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

Szenar io IIa- Niedr igpr eis 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

keine echte Gliederungszahl und nicht auf eins normiert, da die Kosten des Energieeinsatzes nicht in der Bruttowertschöpfung


Seite -48- EWI/EEFA

- gemessen als Endenergieverbrauch insgesamt am preisbereinigten Bruttoinlandsprodukt - nur

eingeschränkt als Indikator für die Erhöhung der Energieproduktivität verwendet werden.

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 energieintensiven 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 Verarbeitenden Gewerbes, im Verkehr oder bei der Beheizung der Gebäude

und Wohnungen könnten bei einer forcierten Modernisierungsstrategie zum Teil erhebliche

Effizienzsteigerungen realisiert werden. Würde man beispielsweise sämtliche Gebäude und Wohnungen

auf einen für Neubauten üblichen Wärmestandard bringen, 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 Altbausanierung, 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

(dem Nenner) enthalten sind. Grundsätzlich könnte diese Kennziffer daher auch über 100 % liegen.


Seite -49- EWI/EEFA

dominiert. Insoweit kann in diesen Bereichen eine doppelte Dividende der Energieverbrauchssenkung

und der geringeren Abhängigkeit von Öl und Gas erzielt werden.

3.5 Energiemix und Importabhängigkeit

Grundlegende Änderungen der gesetzlichen Rahmenbedingungen, die stärker als bislang auf die

Steigerung der Energieeffizienz abzielen 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.

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 Primärenergieverbrauch entspricht deshalb ebenso wenig einer auf

Versorgungssicherheit bedachten langfristigen Orientierung der Energieversorgung wie die

Diskriminierung wettbewerbsfähiger 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 Ausstiegsbeschluss nur noch bis 2023 zur

Stromerzeugung genutzt wird, liegt der Primärenergieverbrauch um bis zu 2000 PJ unter den Niveaus in

den Szenarien mit unbeschränkter Nutzung dieser Technik (Szenarien I und III gegenüber Szenarien II


Seite -50- EWI/EEFA

und II a, vgl. Tabelle 18). 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 18: Entwicklung des Primärenergieverbrauchs nach Szenarien

Primärenergieverbrauch in PJ

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 1 - Hochpreis

Szenario 1 - Niedrigpreis

Steinkohle 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

Naturgase 3250 3012 2962 3070 3060 3009 3403 3358 3703 4097 4347

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

Außenhandelssaldo Strom -31 17 29 62 83 77 -6 1 3 -5 -41

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

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

PEV 14286 13217 12598 11783 10958 10556 13365 12774 12154 11401 11034

Primärenergieverbrauch in PJ

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 2 - Hochpreis Szenario 2 - Niedrigpreis

Steinkohle 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

Naturgase 3250 3007 2856 2932 2821 2768 3281 3225 3267 3446 3508

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

Außenhandelssaldo Strom -31 14 13 -33 -63 -78 -14 -18 -23 -53 -59

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

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

PEV 14286 13491 13021 12493 11964 11818 13461 12997 12666 12201 11931

Primärenergieverbrauch in PJ

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 2a - Hochpreis Szenario 2a - Niedrigpreis

Steinkohle 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

Naturgase 3250 3092 3006 3011 2977 2862 3216 3282 3338 3435 3393

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

Außenhandelssaldo Strom -31 -14 -14 -18 -41 -47 -14 -14 -18 -43 -50

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

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

PEV 14286 13503 12917 12241 11787 11344 13330 12955 12486 11793 11431

Primärenergieverbrauch in PJ

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 3 - Hochpreis Szenario 3 - Niedrigpreis

Steinkohle 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

Naturgase 3250 3096 2983 3113 3326 3121 3266 3261 3504 3740 3647

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

Außenhandelssaldo Strom -31 27 64 89 63 -6 27 41 21 43 44

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

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

PEV 14286 13288 12291 11189 10164 9567 13176 12306 11250 10216 9667


Seite -51- EWI/EEFA

3.6 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

Tabelle 19: Entwicklung der energiebedingten CO2-Emissionen

Energiebedingte CO 2-Emissionen in Mio. t

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 1 - Hochpreis

Szenario 1 - Niedrigpreis

Steinkohle 180 168 143 107 88 80 139 113 86 60 42

Braunkohle 179 160 171 169 153 138 154 162 148 105 74

Mineralöle 342 327 317 309 298 291 336 331 324 314 308

Naturgase 185 170 168 174 174 173 191 188 207 229 243

CO2-Emissionen 887 825 799 759 714 682 820 794 765 708 667

Energiebedingte CO 2-Emissionen in Mio. t

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 2 - Hochpreis Szenario 2 - Niedrigpreis

Steinkohle 180 159 136 88 69 61 133 96 80 58 48

Braunkohle 179 160 170 168 156 145 152 158 140 104 84

Mineralöle 342 331 322 315 305 298 336 333 328 318 312

Naturgase 185 170 162 166 161 159 185 182 185 196 201

CO2-Emissionen 887 819 790 738 691 663 806 770 733 677 645

Energiebedingte CO 2-Emissionen in Mio. t

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 2a - Hochpreis Szenario 2a - Niedrigpreis

Steinkohle 180 157 165 119 81 67 131 135 102 65 53

Braunkohle 179 161 121 108 81 67 152 114 102 68 54

Mineralöle 342 328 317 308 298 292 332 326 320 309 302

Naturgase 185 175 170 171 170 164 181 186 189 196 194

CO2-Emissionen 887 820 773 706 630 590 796 761 712 638 603

Energiebedingte CO 2-Emissionen in Mio. t

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 3 - Hochpreis Szenario 3 - Niedrigpreis

Steinkohle 180 161 155 110 68 59 136 127 80 47 33

Braunkohle 179 161 120 102 75 68 155 114 95 48 31

Mineralöle 342 326 311 296 279 267 329 319 305 288 278

Naturgase 185 175 169 176 189 179 184 184 198 213 208

CO2-Emissionen 887 823 755 684 611 573 804 744 678 595 550

energiespezifische Bilanz der CO2-Emissionen erstellt werden. In Szenario I und II wurde bekanntlich

angenommen, dass Deutschland seine Treibhausgasemissionen bis 2030 um 30 % verringert. Bezogen

auf das Ausgangsniveau im Basisjahr von 1 230 Mio. t müssen die Emissionen also innerhalb von 40

Jahren auf 861 Mio. t reduziert werden. Da von den übrigen Treibhausgasen allein schon aufgrund deren

inzwischen erreichten Niveaus nur noch geringe zusätzliche Minderungsbeiträge zu erwarten sind,

entfällt der größte Teil der absoluten Minderungsanforderungen auf CO2. Die energiebedingten CO2-

Emissionen müssen bis 2030 folglich auf ein Niveau von 683 bis 606 Mio. t reduziert werden (vgl.


Seite -52- EWI/EEFA

Tabelle 19), wobei der größte Beitrag von der Steinkohle erbracht wird. Der Minderungsbeitrag

schwankt in Abhängigkeit vom Energiepreispfad und Zuteilungsmechanismus, allein der Übergang auf

die Auktionierung erhöht den Minderungsbeitrag aus den energiebedingten CO2-Emissionen im

Hochpreisszenario um mehr als 70 Mio. t. Neben strukturellen Veränderungen im Kraftwerkspark sind

dafür vor allem die Produktionskürzungen in den kohlenstoffintensiven, im internationalen Wettbewerb

operierenden Unternehmen verantwortlich.

3.7 Sektorale und makroökonomische Effekte

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 Wettbewerbern aus Staaten, die nicht am

Emissionshandel teilnehmen. Für die konkreten Wirkungen ist zu berücksichtigen, dass

Effizienzverbesserungen im Bereich der industriellen Grundstoffproduktion 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 -

allerdings 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. Mittelund

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 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.


Seite -53- EWI/EEFA

Tabelle 20: Beschäftigungseffekte von Energiepreisentwicklung und Klimaschutzpolitik

Beschäftigungseffekte, Abweichungen gegenüber SZII Niedrigpreise

2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

Szenario 1 - Hochpreis Szenario 1 - Niedrigpreis

Energiewirtsc 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

Energiewirtsc 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

Energiewirtsc 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

Energiewirtsc -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

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 20);

• der Verlust sämtliche Sektoren betrifft, bei hohen Energiepreisen der Beschäftigungsabbau 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 gesamtwirtschaftlichen

Wachstumsdynamik nieder. Während in den Szenarien mit weitgehender Marktorientierung der

Klimaschutzpolitik (Szenario II) jahresdurchschnittliche Wachstumsraten 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 Klimaschutzpolitik ausgeht. (vgl. Tabelle 21).


Seite -54- EWI/EEFA

Tabelle 21: Wachstumseffekte der Klimaschutzpolitik

Bruttoinlandsprodukt, real

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2015 2020 2025 2030

BIP real, Mrd. € durchschnittliche Veränderung des BIP in %

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


Seite -55- EWI/EEFA

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1 Übersicht Politikszenarien _________________________________________________________ 5

Tabelle 2: Steinkohlepreise und Vollkosten der Braunkohleförderung, €(2005)/tSKE ____________________ 9

Tabelle 3: Wirkungsgrade in der Stromerzeugung ______________________________________________ 15

Tabelle 4: Kostenparameter der Kondensationsstromerzeugung ___________________________________ 15

Tabelle 5: Wärmeseitige Definition der KWK-Referenzfälle_______________________________________ 16

Tabelle 6: Szenario I – Nettostromerzeugung, Nettokapazitäten, Volllaststunden und CO2-Emissionen.

Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts) ______________________________________________ 23

Tabelle 7: Szenario II – Nettostromerzeugung, Nettokapazitäten, Volllaststunden und CO2-Emissionen.

Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts) ______________________________________________ 24

Tabelle 8: Szenario IIa – Nettostromerzeugung, Nettokapazitäten, Volllaststunden und CO2-Emissionen.

Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts) ______________________________________________ 25

Tabelle 9: Szenario III – Nettostromerzeugung, Nettokapazitäten, Volllaststunden und CO2-Emissionen.

Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts) ______________________________________________ 26

Tabelle 10: Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und EE-Anteil am Bruttostromverbrauch_________ 28

Tabelle 11: Stromerzeugung aus Kraft-Wärme-Kopplung (Abgrenzung nach FW 308)___________________ 30

Tabelle 12 Endenergieverbrauch der Haushalte ________________________________________________ 38

Tabelle 13 Endenergieverbrauch des Gewerbes, des Handels und der Dienstleistungen__________ ______ 40

Tabelle 14 Endenergieverbrauch des übrigen Bergbaus und des Verarbeitenden Gewerbes ______________ 42

Tabelle 15 Endenergieverbrauch des Verkehrs _________________________________________________ 45

Tabelle 16 Endenergieverbrauch insgesamt ___________________________________________________ 46

Tabelle 17 Endenergieeffizienz______________________________________________________________ 47

Tabelle 18 Entwicklung des Primärenergieverbrauchs nach Szenarien ______________________________ 50

Tabelle 19 Entwicklung der energiebedingten CO2-Emissionen ____________________________________ 51

Tabelle 20 Beschäftigungseffekte von Energiepreisentwicklung und Klimaschutzpolitik _________________ 53

Tabelle 21 Wachstumseffekte der Klimaschutzpolitik ______________________________________ 54


Seite -56- EWI/EEFA

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Rohölpreis, $(2005)/bbl, Hochpreis- und Niedrigpreispfad ______________________________ 8

Abbildung 2: Gaspreise frei Kraftwerk, €2005/MWh, Niedrig- und Hochpreis, Mittel- und Spitzenlast_________ 8

Abbildung 3: Index Degression der Vergütungssätze Neuanlagen: Wind Onshore und Offshore – Szenarien I, III

und derzeitiges EEG ___________________________________________________________ 13

Abbildung 4: Index Degression der Vergütungssätze Neuanlagen: Biomasse und Fotovoltaik – Szenarien I, III

und derzeitiges EEG ___________________________________________________________ 13

Abbildung 5: Reale CO2-Preise in Szenarien, Preisbasis 2005, Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts) _____ 17

Abbildung 6: Nettostromerzeugung und CO2-Emissionen der Stromerzeugung in den Szenarien 2020 (oben),

2030 (unten); Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)_________________________________ 19

Abbildung 7: Reale Stromgroßhandelspreise (base) (Preisbasis 2005) Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)31

Abbildung 8: Stromgroßhandelspreise (base), nominal, Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)___________ 31

Abbildung 9: Reale Haushaltsstrompreise (Preisbasis 2005), Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts) ______ 33

Abbildung 10: Haushaltsstrompreise, nominal, Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts) __________________ 33

Abbildung 11: Reale Industriestrompreise (Preisbasis 2005), Mittelspannung Hochpreis (links), Niedrigpreis

(rechts)______________________________________________________________________ 34

Abbildung 12: Industriestrompreise, nominal, Mittelspannung Hochpreis (links), Niedrigpreis (rechts)_______ 35

Abbildung 13: Spezifischer Energieverbrauch Raumwärme (in kWh/qm) ______________________________ 36

Abbildung 14:Spezifischer Energieverbrauch neu zugelassener Pkw, in Liter/100km 43

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