Auswirkungen der SchlieĂ&#x;ung von Kohlekraftwerken auf den deutschen Strommarkt Analyse im Auftrag des BDI und des DIHK, Januar 2019 08/01/2019 Š 2018 Aurora Energy Research GmbH. Alle Rechte vorbehalten.
Zusammenfassung
Kurzzusammenfassung: Kontext und Szenario-Rahmen ▪
Im Kontext der Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung“ analysiert Aurora Energy Research in dieser Kurzstudie die Auswirkungen von Kohle-Schließungsmaßnahmen auf den deutschen Strommarkt
▪
Hierzu betrachten wir zwei Szenariowelten:
▪
−
Ein politisches Zielszenario, dessen Annahmen Auroras Central Scenario, Stand Oktober 2018, (also der aus Sicht Auroras wahrscheinlichsten Entwicklung der Welt) mit Umsetzung des 65%-EE-Ziels in 2030 entsprechen
−
Ein Risikoszenario, in dem sich die Steinkohle- und Erdgaspreise gegenläufig entwickeln (15% niedrigerer Steinkohle- und 40% höherer Erdgaspreis). Ein möglicher Treiber für eine solche Entwicklung wäre eine politisch geförderte Umstellung der Energiewirtschaft Chinas von Kohle auf Erdgas. Zusätzlich wird das 65%-EE-Ziel für 2030 nicht umgesetzt; der subventionierte EE-Ausbau folgt den EEG 2017-Pfaden plus Sonderausschreibungen gemäß Koalitionsvertrag.
In beiden Welten vergleichen wir zwei Szenarien: −
−
„ohne Kohlemaßnahme (KM)“, in dem wir die ökonomisch getriebene Entwicklung des Systems simulieren „mit Kohlemaßnahme (KM)“, in dem bis 2023 10 GW Kohlekraftwerke stillgelegt werden und bis 2030 weitere Schließungen durchgeführt werden, sodass im politischen Zielszenario die 2030-Ziele für den Stromsektor (180-186 Mio. tCO2) erreicht werden
Entwicklung der Kohlekapazitäten im politischen Zielszenario mit KM, GW -10 GW 43 40
-12 GW 28
30 20
16
10
0
Quelle: Aurora Energy Research
38
2018
2020
2023
2030 2
Zusammenfassung
Kurzzusammenfassung: zentrale Ergebnisse Faktoren
A B C
D
Strompreiseffekt
CO2-Emissionen
Systemkosten
Die vorzeitige Schließung von Kohlekraftwerken führt zu einem Anstieg der Strompreise am Großmarkt. Der Effekt ist sensitiv hinsichtlich der Entwicklung der Brennstoffpreise. Der Preisanstieg in 2030 lässt sich wie folgt quantifizieren: ▪
Politisches Zielszenario:
+ 4 EUR/MWh
▪
Risikoszenario:
+ 14 EUR/MWh
Die Kohlemaßnahmen führen zu Emissionseinsparungen, allerdings werden auch Emissionen über den Strombinnenmarkt ins Ausland verschoben. Einsparungen (und prozentuale Verlagerung ins Ausland) in 2030 betragen: ▪
Politisches Zielszenario:
- 35 Mio. tCO2 pro Jahr (-41%)
▪
Risikoszenario:
- 84 Mio. tCO2 pro Jahr (-44%)
Bei der Umsetzung einer Kohlemaßnahme steigen Strompreise und Kosten zur Sicherung der Versorgungssicherheit. Durch die höheren Strompreise sinkt der Subventionsbedarf von EE-Anlagen. Insgesamt steigen die Systemkosten in 2030 um: ▪
Politisches Zielszenario:
1,4 Mrd. EUR pro Jahr
▪
Risikoszenario:
6,7 Mrd. EUR pro Jahr
Versorgungssicherheit In 2030 liegt die am Strommarkt verfügbare regelbare Leistung unter der prognostizierten
Quelle: Aurora Energy Research
Lastspitze, sodass auf Importe zur Deckung der Lastspitze zurückgegriffen werden muss. Eine Kohlemaßnahme würde die Leistung weiter verringern. Die Kapazität für die zusätzliche Absicherung in 2030 beträgt: ▪
Politisches Zielszenario:
Δ 8 GW
▪
Risikoszenario:
Δ 18 GW
3
Szenarien
Wir analysieren zwei Szenarien: das politische Zielszenario und das Risikoszenario Aurora Central Verschiebung im Verhältnis von Erdgas- und Steinkohlepreisen, bspw. durch Maßnahmen in China Treiber
Politisches Zielszenario
EE-Ausbau
Rohstoffpreise (real 2017)
65%-EE-Ziel in 2030 inkl. Sonderausschreibungen:
Risikoszenario EEG 2017-Pfad inkl. Sonderausschreibungen:
▪
2023: 282 TWh
▪
2023: 258 TWh
▪
2030: 384 TWh
▪
2030: 308 TWh
Steinkohle
▪
2023: 7,9 EUR/MWh
▪
2023: 6,6 EUR/ MWh
▪
2030: 8,2 EUR/MWh
▪
2030: 6,9 EUR/ MWh
Gas
▪
2023: 22 EUR/MWh
▪
2023: 31 EUR/MWh
▪
2030: 27 EUR/MWh
▪
2030: 38 EUR/MWh
CO2
▪
2023: 19 EUR/tCO2
▪
2030: 32 EUR/ tCO2
Beide Szenarien werden mit und ohne Kohlemaßnahme simuliert: ▪
Ohne Kohlemaßnahme folgt die Entwicklung des Systems ökonomisch getriebenen Investitionsentscheidungen
▪
Mit Kohlemaßnahme werden bis 2023 10 GW Kohlekraftwerke stillgelegt; bis 2030 folgen weitere Schließungen, sodass im politischen Zielszenario die 2030-Ziele für den Stromsektor von 180186 Mio. tCO2 erreicht werden
Angaben zum Energiegehalt von Brennstoffen beziehen sich auf den Brennwert. Quelle: Aurora Energy Research
4
Strompreise
A
Kohlekraftwerksschließungen führen 2030 zu 4 bis 14 EUR/MWh höheren Großhandelsstrompreisen Großhandelsstrompreis (day-ahead), EUR/MWh (real 2017)
Historisch Politisches Zielszenario ohne KM Politisches Zielszenario mit KM Risikoszenario ohne KM Risikoszenario mit KM
+14 69
70 +8
65
+4
60
56
+2
55 50
45
45
52
47 47
▪
Auch ohne regulatorische Schließungen von Kohlekraftwerken steigt der Strompreis leicht, da durch den Atomausstieg Gaskraftwerke häufiger den Preis setzen und Gasund CO2-Preise langfristig steigen
▪
Im politischen Zielszenario steigt durch die Schließung von 10 GW Kohlekraftwerken bis 2023 der Strompreis um 2 EUR/MWh; bei einem niedrigeren Steinkohle-, einem höheren Erdgaspreis und weniger EE-Ausbau könnte der Effekt auf 8 EUR/MWh steigen
▪
Weitere Schließungen bis 2030 führen zu 4 EUR/MWh höheren Großhandelsstrompreisen im politischen Zielszenario; im Risikoszenario könnte der Effekt mit 14 EUR/MWh deutlich höher ausfallen
55
48
40 35 30 25 20 15 10 5 0
2010
2015
2018 2023
Quellen: EPEX SPOT, Aurora Energy Research
2030
5
Strompreise: Sonderfall stromintensive Industrie
Führt die KM zu einer Anpassung des CO2-Emissionsfaktors sind ihre Auswirkungen auf die stromintensive Industrie noch größer Politisches Zielszenario Strompreis und CO2-Komponente, EUR/MWh (real 2017) CO2-Komponente im Strompreis1 Strompreis ohne CO2-Komponente
80 69
70 60 50
Effekt der KM auf nicht CO2+X strompreiskompensierte 40 Unternehmen Effekt der KM auf beispielhaftes voll CO2+X strompreiskompensiertes Unternehmen
30
44 34 4
12
+2 47
45
11
12
+8 56
+4 52
48
47 16
19
0
19
55
24
15
+19 +11
+7 20
+14
13
+3
49
43
30
32
33
36
2017
2018
ohne KM
mit KM
ohne KM
mit KM
ohne KM
mit KM
ohne KM
mit KM
0,76
0,76
0,64
0,58
0,60
0,49
0,80
0,66
0,75
0,60
10
CO2-Emissionsfaktor2, tCO2/MWh (elektrisch)
Risikoszenario
2023
36
29
2030
32
31
2023
2030
1) Berechnet als das Produkt des CO2-Emissionsfaktors und des CO2-Preises. 2) 2017 und 2018 richten sich nach der für 2013-2020 festgelegten Emissionsintensität für Mittel- und Westeuropa; Folgejahre richten sich nach der Emissionsintensität in Deutschland in den jeweiligen Jahren (Ergebnis der Modellierung). Quelle: Aurora Energy Research
6
Kohlekapazitäten
Im Risikoszenario bleiben mehr Kohlekraftwerke im Markt, sodass der Umfang der Kohlemaßnahme größer ausfällt Kohlekraftwerkskapazitäten, GW -4 GW
Politisches Zielszenario
43
-9 GW
-7 GW
38
40
35
35
Risikoszenario
37
-12 GW 28
30
-19 GW 35
28
28
25 20
16
15
16
10 5 0
2018
2020
ohne KM
mit KM
2023 ▪ Angekündigte Stilllegungen: 4 GW ▪ Inbetriebnahme von Datteln 4 in 2021 angenommen
ohne KM
mit KM
ohne KM
2030
mit KM
2023
ohne KM
mit KM
2030
▪ 4 GW Kohlekraftwerke schließen bis 2023 auch ohne regulatorische Intervention aus ökonomischen Gründen; 11 GW bis 2030
▪
Durch das höhere Preisniveau im Risikoszenario bleiben ohne Intervention fast alle Kohlekraftwerke am Markt
▪ Mit KM sinkt die Leistung auf insgesamt 28 GW in 2023 bzw. 16 GW in 2030
▪
Dadurch vergrößert sich der Netto-Effekt der Kohlemaßnahme auf 9 GW in 2023 und 19 GW in 2030
Abweichungen bei Summen durch Rundungen möglich. Quelle: Aurora Energy Research
7
Versorgungssicherheit
2023: Die Kohlemaßnahme verknappt die regelbare Leistung; Importe müssten die Spitzenlast decken Regelbare Leistung am Strommarkt und Beiträge von Erneuerbaren und Interkonnektoren in 2023, GW (netto) Politisches Zielszenario
100
91
90 70
6 5
60
4
80
50
Risikoszenario 89
87 2 5
6 5
4 26
29
40
Übliche Spitzenlast: 82-84 GW 82
2
6 5
5
4
2
6 5
5
2
5
4
22
24
30 20
35
28
10 0
Ohne KM
Kohle Erdgas Biomasse1
Öl Sonstige Wasser1
KM
37
28
Ohne KM
Pumpspeicher2 Nachfrageflexibilitäten3 Wind auf See
KM
Wind an Land Solar Interkonnektoren
Im Risikoszenario werden durch das höhere Gaspreisniveau mehr Gaskraftwerke aus ökonomischen Gründen stillgelegt, was sich negativ auf die Versorgungssicherheit auswirkt Ansatz: Auch fluktuierende EE und Interkonnektoren leisten Beiträge zur Versorgungssicherheit; diese werden hier konservativ mit folgenden Anteilen an der installierten Leistung quantifiziert: • Wind auf See: 5,4% • Wind an Land: 3,5% • Solar: 0,1% • Interkonnektoren: 10%
1) Bei durchschnittlicher Auslastung. 2) Nur Pumpspeicher in Deutschland. Zusätzlich sind 3 GW an Pumpspeicherleistung im benachbarten Ausland (AT, LUX) direkt an das deutsche Netz angeschlossen. 3) 2 GW. Quelle: Aurora Energy Research
8
Versorgungssicherheit
2030: Es erfolgt weniger Zubau als Kraftwerke stillgelegt werden; Importe sind zur Deckung der Spitzenlast notwendig Regelbare Leistung am Strommarkt und Beiträge von Erneuerbaren und Interkonnektoren in 2030, GW (netto) Politisches Zielszenario Risikoszenario Übliche Spitzenlast: 86-89 GW 100 94 90 90 Auch langfristig führt das höhere 83 6 Gaspreisniveau im Risikoszenario 76 80 2 6 5 dazu, dass weniger Gas-KW am 2 70 6 5 6 Markt bleiben. 2 3 6 6 5 2 3 60 Ohne KM wird dieser Effekt 6 5 3 6 durch mehr Kohlekapazitäten 50 28 3 überkompensiert. 30 40 35 Ansatz: Auch fluktuierende EE 30 30 und Interkonnektoren leisten 20 Beiträge zur 35 28 Versorgungssicherheit; diese 10 16 16 werden hier konservativ mit 0 folgenden Anteilen an der Ohne KM KM Ohne KM KM installierten Leistung quantifiziert: Kohle Erdgas Biomasse1
Öl Sonstige Wasser1
Pumpspeicher2 Nachfrageflexibilitäten3 Wind auf See
Wind an Land Solar Interkonnektoren
• Wind auf See: 5,4% • Wind an Land: 3,5% • Solar: 0,1% • Interkonnektoren: 10%
1) Bei durchschnittlicher Auslastung. 2) Nur Pumpspeicher in Deutschland. Zusätzlich sind 3 GW an Pumpspeicherleistung im benachbarten Ausland (AT, LUX) direkt an das deutsche Netz angeschlossen. 3) 2 GW. Quelle: Aurora Energy Research
9
Erzeugungsmix
Die sinkende Kohleverstromung wird durch Gaskraftwerke und niedrigere Exporte bzw. höhere Importe ausgeglichen Kernenergie
Netto-Erzeugungsmix, TWh 700 600 500 400
579
229
233
300 200
212
100 0 -100
72 -50 20181
Gas
Sonstige
Politisches Zielszenario
573
29 81
Kohle
76
582
282
282
30 92
30 108
199
127
-21
165 -3
ohne KM
KM
31
205 64 -30 2020
2023 ▪
Die EE-Erzeugung steigt durch weiteren Zubau
▪
Kohle- und Nuklearverstromung werden zum Teil durch GasVerstromung ersetzt
599
384
582
28 116
582 38
258
384
258
30 77
28 136
229
-56
82 -31
-13
ohne KM
KM
ohne KM
2030
▪
Durch den Abschluss des Atomausstiegs steigt die Gasverstromung
▪
Mit der Kohlemaßnahme sinken Exporte; dennoch bleibt Deutschland NettoExporteur
▪
Netto-Importe
Risikoszenario
599
582
EE
Für den Prognosezeitraum wird die Fortführung der KWK-Förderung unterstellt
599
599 46
308 308
30 84
28 108
171
186
28 119 97
-32
2023
KM
ohne KM
KM
2030
▪
Die Schließungsmaßnahme hätte bei einer „ungünstigen“ Rohstoffpreisentwicklung und weniger EE-Ausbau größere Auswirkungen
▪
Bereits mittelfristig entstehen signifikante Netto-Importe durch den niedrigeren EE-Ausbau in diesem Szenario
1) Vorläufige Angaben, z.T. geschätzt. Quelle: AGEB, Aurora Energy Research
10
Emissionen
In 2030 ist der Effekt der KM im Risikoszenario prozentual doppelt so groß wie im politischen Zielszenario CO2-Emissionen des deutschen Stromsektors nach Brennstoff,1 Mio. t CO2
Kohle
Politisches Zielszenario
350 300 250
-6% 311 49 40
200
292
284
51 37
42
150 100
223
20182
218
47
55
203
190
2020
ohne KM
KM
▪
Durch Stilllegungen und EE-Ausbau sinken die Emissionen des Stromsektors bis 2020
▪
▪
37
53
57
119
221
165
274 55 190
42
56 45
177
89
76
ohne KM
2023
256 39
50
159
52
183
44
50 0
53
-84 (-31%)
310
-35 (-16%)
259
Sonstige
Risikoszenario -54 (-17%)
-25 (-9%)
53
Erdgas
KM
ohne KM
2030
Der Atomausstieg wirkt sich negativ auf die Emissionen aus, sodass diese mittelfristig nur leicht zurückgehen EE-Ausbau und CO2-Preise treiben die Emissionsreduktionen in 2030
2023
KM
ohne KM
KM
2030
▪
Im Risikoszenario wird mehr Kohle und weniger Gas verstromt
▪
Mit Ausnahme der Beobachtung in 2023 mit KM verursacht dies höhere Emissionen ggü. dem politischen Zielszenario
1) Strom & Wärme. 2) Eigene Schätzung auf Grundlage von Erzeugungsdaten der AGEB. Quelle: Aurora Energy Research
11
Emissionen
B
2023: 41-53% der in DE eingesparten Emissionen fallen durch Verschiebung von Erzeugung ins Ausland zusätzlich an Auswirkung der KM auf die Emissionen in 2023,1 Mio. t CO2 pro Jahr Kohle
Gas
Sonstige
Ausland
Einsparungen im Strombinnenmarkt
Politisches Zielszenario
Risikoszenario
0
0
-10
-30
-10
-25 10
-20 6
-15
0
-41%
Emissionsreduktionen in Deutschland
-31
-40 -50 -60
▪
Emissionsreduktionen in Deutschland
-20 -54
-30
29
-40 -50
Kohle
Gas
Sonstige Ausland Einsparung im Binnenmarkt
Durch Emissionsverschiebungen ins Ausland reduziert sich die Klimaschutzwirkung der Kohlemaßnahme um 41%
-60
▪
-25
-56 Kohle
2 Gas
-53%
0 Sonstige Ausland Einsparung im Binnenmarkt
Bei einer „ungünstigen“ Rohstoffpreisentwicklung ist die Wirkung der Schließungsmaßnahme größer, allerdings werden auch absolut und relativ mehr Emissionen ins Ausland verschoben
1) Es wird angenommen, dass die durch die KM unter Einbeziehung des Stromaustauschsaldos im europäischen Strombinnenmarkt frei werdenden Zertifikate stillgelegt werden, sodass die Maßnahme keine Auswirkungen auf die CO2-Preise hat. Quelle: Aurora Energy Research
12
Emissionen
B
2030: 41-44% der in DE eingesparten Emissionen fallen durch Verschiebung von Erzeugung ins Ausland zusätzlich an Auswirkung der KM auf die Emissionen in 2030,1 Mio. t CO2 pro Jahr Kohle
Gas
Sonstige
Ausland
Einsparungen im Strombinnenmarkt
Politisches Zielszenario
Risikoszenario
0
0
-10
-10
-35
-20
14
-30 -40 -50
6
-21
1
-20 -41%
-42 Emissionsreduktionen in Deutschland
-60 -70
-30 -40
-90
-100
-100
▪
Wie in 2023 werden 41% der vermiedenen Emissionen ins Ausland verlagert
37
-70
-90 Sonstige Ausland Einsparung im Binnenmarkt
-47
-60 -80
Gas
-84
-50
-80
Kohle
Emissionsreduktionen in Deutschland
▪
-89 Kohle
3 Gas
-44%
1 Sonstige Ausland Einsparung im Binnenmarkt
Die Bedeutung von Kohle in Nachbarländern nimmt bis 2030 ab, sodass die Verlagerung ins Ausland im Verhältnis zu 2023 sinkt
1) Es wird angenommen, dass die durch die KM im europäischen Strombinnenmarkt frei werdenden Zertifikate stillgelegt werden, sodass die Maßnahme keine Auswirkungen auf die CO2-Preise hat. Quelle: Aurora Energy Research
13
Systemkosten
Wir quantifizieren drei wesentliche Aspekte der Systemkosten einer Kohlemaßnahme Quantifizierte Systemkostenkomponenten
Stromkosten
▪
Stellt den Anstieg der Kosten für die Stromerzeugung dar
▪
Der Posten ergibt sich aus der Summe des stündlichen Produkts aus Strompreisen und Stromnachfrage
▪
EE-Förderung führt zum Zubau, wenn sie mindestens die Differenz zwischen den Stromgestehungskosten und den am Markt erzielbaren Einnahmen ausgleichen; durch höhere Strompreise verringert sich diese Differenz, sodass der Subventionsbedarf sinkt
▪
Es wird angenommen, dass die EEG-Umlage dieser vereinfachten Berechnung des Förderbedarfs folgt
▪
Die Lastspitze im Energy-only-Markt kann durch regelbare, aber auch durch fluktuierende EEAnlagen sowie Importe gedeckt werden
▪
Zur Absicherung kann darüber hinaus politisch gewünscht sein, dass die Spitzenlast allein durch inländische regelbare Kapazitäten gedeckt werden kann
▪
Durch die KM entsteht dabei eine zusätzliche Lücke: die Kosten dieser zusätzlichen Absicherung ergeben sich aus den CAPEX-Annuitäten sowie den fixen laufenden Kosten der Gasturbinen1, die zur Schließung dieser Lücke erforderlich wären
▪
Im modellierten Durchschnittsjahr erfolgt kein Abruf der zusätzlichen Absicherung
EEG-Umlage
Zusätzliche Absicherung
Andere mögliche Systemkostenbestandteile, die zwischen den Szenarien variieren können, wie z.B. Netzausbaukosten, Kosten kurzfristiger Prognosefehler oder Entschädigungszahlungen an Kraftwerksbetreiber, bleiben in dieser Berechnung unberücksichtigt. 1) Die Absicherung könnte alternativ durch eine Reserve aus stillgelegten Kohlekraftwerken erfolgen, was u. E. zu leicht höheren Kosten führen würde. Quelle: Aurora Energy Research
14
Systemkosten
C
Die Systemkosten werden primär durch den Anstieg der Strompreise getrieben Politisches Zielszenario
Systemkosteneffekt der KM, Mrd. EUR (real 2017) pro Jahr
Risikoszenario
10
6,7 0,6
8 3,6 0,3
6 4 Stromkosten EEG-Umlage 2 Kapazitäten zur zusätzlichen Absicherung1 0
0,9 0,1 1,2 -0,5
5,1
-1,2
-1,8
-2,3
2023
2030
2023
2030
-2 EE-Förderbedarf ohne KM,2 Mrd. EUR (real 2017) pro Jahr
25 20
8,4
1,4 0,3 2,3
21,3
20,3 14,7
15
10,4
10 5 0
2023
2030
2023
2030
1) Es werden folgende Annahmen getroffen: CAPEX 360.000 EUR/MW, fixe laufende Kosten 10.000 EUR/MW pro Jahr, Lebensdauer der Kraftwerke von 25 Jahren; Kapitalkosten 5% real. 2) Die Berechnung berücksichtigt den Subventionsbedarf von Solar-, Wind an Land- sowie Wind auf See-Anlagen und Biomasse. Quelle: Aurora Energy Research
15
Systemkosten
D
Eine KM würde die am Markt verfügbare Kapazität zur Deckung der Spitzenlast um 8 bzw. 18 GW reduzieren Spitzenlast
Installierte Leistung und Versorgungsbeiträge im Vergleich zur Spitzenlast in 2030, GW Politisches Zielszenario Risikoszenario
Interkonnektoren (10% der inst. Leistung) EE inkl. Wasserkraft Pumpspeicher und Nachfrageflexibilität
100 95
Regelbare thermische Leistung 7 GW
15 GW
2 GW
20 GW
90
Kapazität zur zusätzlichen Absicherung1
▪
Regelbare thermische Leistung, Nachfrageflexibilität und Pumpspeicherleistung liegen in Summe in 2030 unter der Spitzenlast
▪
In den meisten Jahren kann die Spitzenlast trotzdem durch Importe gedeckt werden
▪
Als zusätzliche Absicherung kann es jedoch politisch gewünscht sein, die Spitzenlast durch heimische regelbare Leistung decken zu können
▪
Die Lücke vergrößert sich bei einer KM, sodass mehr Kapazitäten für die zusätzliche Absicherung nötig sind
▪
Die Annuitäten zur Finanzierung dieser Kapazität (36 kEUR/MW)2 werden zu den Systemkosten der KM gezählt
85 80 75
Δ -8 GW
Δ -18 GW
70 65
60 0
Ohne KM
KM
Ohne KM
KM
1) Es wird das politische Ziel unterstellt, dass die Deckung der Spitzenlast mit regelbarer thermischer Erzeugung, Pumpspeichern (6 GW) und Nachfrageflexibilität (2 GW) möglich sein soll. 2) Es werden folgende Annahmen getroffen: CAPEX 360.000 EUR/MW, fixe laufende Kosten 10.000 EUR/MW pro Jahr, Lebensdauer der Kraftwerke von 25 Jahren; Kapitalkosten 5% real Quelle: Aurora Energy Research
16
Systemkosten
Im politischen Zielszenario liegen nationale Vermeidungskosten bei 34-40 EUR/t, im Risikoszenario doppelt so hoch Politisches Zielszenario
Risikoszenario
Jährliche CO2-Vermeidungskosten der KM, EUR/tCO2 pro Jahr 160 Deutschland
EU-weit
144
120 80
40 0 Emissionsreduktionen in Deutschland und in der EU, Mio. t CO2 Systemkosten, Mio. EUR
141
59 34 2023 25
15 860
68
79
67
40
2030 35
21
1.416
2023 54
25
3.594
2030 84
47
6.702
▪
Durch die Kohlemaßnahme entstehen Systemkosten; diese variieren nach Jahr und Szenario
▪
CO2-Vermeidungskosten berechnen sich aus dem Verhältnis zwischen den anfallenden Systemkosten und den vermiedenen Emissionen
▪
Die Reduktion der Emissionen kann sich auf – die in Deutschland anfallenden Emissionen beziehen – die EU-weit anfallenden Emissionen beziehen, sodass die Verlagerungen ins Ausland mitberücksichtigt werden
Abweichungen durch Rundungen möglich Quelle: Aurora Energy Research
17
Backup: Szenarioannahmen
Die wesentlichen Annahmen des politischen Zielszenarios entsprechen denen von Aurora Central mit 65%-EE-Pfad Annahmen Installierte Leistung fluktuierender EE, GW
Wind auf See Wind an Land Solar
Stromnachfrage, TWh (inkl. Netzverluste) Interkonnektorenkapazitäten, GW CO2-Preis, EUR/t
Quelle: Aurora Energy Research
Politisches Zielszenario
Risikoszenario
250 207 21
200 150
147 10
100
68
50 0
69 2023
87
132 8 63
99 2030
159 16 69
61
74
2023
2030
582 TWh in 2023 – 599 TWh in 2030
25 GW in 2023 – 33 GW in 2030 19 EUR/t in 2023 – 32 EUR/t in 2030
18
Backup: CO2-Stromkompensation
Eine Kompensation für indirekte CO2-Kosten besteht bis 2020; eine Nachfolgeregelung steht noch aus Beihilfen für indirekte CO2-Kosten des Emissionshandels (Strompreiskompensation) in Deutschland Hintergrund: Erzeuger wälzen CO2-Kosten auf den Strompreis. Insbesondere stromintensive Industrien sind davon betroffen. Gemäß den Leitlinien der Europäischen Kommission können Mitgliedsstaaten nationale Regelungen zur Kompensation solcher indirekter CO2-Kosten erlassen. Anteil der Branchen am Beihilfevolumen2 Ziele: Erhalt der internationalen Wettbewerbsfähigkeit und Vermeidung von Verlagerungseffekten. Zeitraum 2013-2020
Anlagengröße: Pro Anlage ist die erste Gigawattstunde verbrauchten Stroms nicht privilegiert. CO2-Emissionsfaktor1: 0,76 tCO2/MWh
18% 40% 19% 24%
Chemische Industrie Eisen und Stahl Papier Nichteisenmetalle
Über die Verlängerung der Strompreiskompensation nach 2021 ist noch zu entscheiden. Grundsätzlich gibt es zwei unterschiedliche Methodologien zur Festlegung des Emissionsfaktors:
Zeitraum ab 2021
1.
Durchschnittlicher Emissionsfaktor – Hierbei wird der Emissionsfaktor als Durchschnitt des Strommixes berechnet: die gesamten Emissionen werden durch die gesamte Strommenge geteilt.
2.
Marginaler Emissionsfaktor – Der Emissionsfaktor wird als gewichteter Durchschnitt der am Großmarkt den Preis setzenden Erzeugungstechnologien berechnet.
Sachgerecht ist die Verwendung der zweiten Methode, da diese eine genauere Abbildung der CO2-Preiskomponente des Börsenstroms ermöglicht. Zudem würde die Abwanderung heimischer Industrie die Emissionen dem marginalen Emissionsfaktor entsprechend verändern. Daher setzen wir den marginalen Emissionsfaktor an. Kontext zu Eine Kohlemaßnahme würde die Emissionsintensität des in Deutschland erzeugten Stroms senken und könnte möglichen somit zu einer niedrigeren Strompreiskompensation für stromintensive Industrien führen. Damit fiele der KohleStrompreiseffekt der Maßnahme für diese Unternehmen stärker aus als für nicht kompensierte Unternehmen. maßnahmen 1) Für die Abrechnungsjahre 2013-2020 und berechnet als die CO2-Intensität für Mittel- und Westeuropa. 2) Abrechnungsjahr 2016. Quellen: DEHSt, Aurora Energy Research
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Auswirkungen der Schließung von Kohlekraftwerken auf den deutschen Strommarkt
Raffaele Sgarlato (raffaele.sgarlato@auroraer.com) Kimberly Liu (kimberly.liu@auroraer.com)
Hanns Koenig (hanns.koenig@auroraer.com)
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