Auswirkungen der Schließung von Kohlekraftwerken auf den deutschen Strommarkt

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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