Klimaschutz

Klimaschutz
Klimaschutz
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Zusammenfassung

Ein gesellschaftlicher Konsens über die Zukunft der Kohleverstromung ist unabdingbar, um die Energiewende zum Erfolg zu führen und die Klimaschutzziele 2020 und 2030 zu erreichen.

Bis zum Jahr 2014 ist der Anteil der Erneuerbaren Energien an der deutschen Stromversorgung auf mehr als 25 Prozent gewachsen. Zur gleichen Zeit allerdings emittierte das deutsche Stromsystem mehr Kohlendioxid als in früheren Jahren. So stieg der deutsche Treibhausgasausstoß in den Jahren 2012 und 2013 als Folge von niedrigen Preisen für Emissionszertifikate und infolgedessen niedrigen Produktionskosten für die Stromerzeugung aus Braunkohle.

Der Effekt basiert auf einfachen ökonomischen Prinzipien: Die Stromproduktion aus Stein- und besonders aus Braunkohle ist gekennzeichnet durch deutlich niedrigere Grenzkosten (im wesentlichen Kosten für Brennstoffe und Emissionsrechte) als die Verstromung von Gas. Diese Situation hat sich in den vergangenen Jahren sogar noch verschärft, weil auf dem Weltmarkt sinkende Steinkohlepreise verzeichnet wurden und die Preise für Emissionszertifikate gleichzeitig dauerhaft niedrig lagen. Zusätzlich haben stetig sinkende Börsenstrompreise dazu geführt, dass Deutschland immer mehr Strom exportieren konnte. Dadurch sind die Deutschland zurechenbaren Treibhausgasemissionen ebenfalls angestiegen.

Damit das deutsche Klimaschutzziel – eine Treibhausgasverminderung von minus 40 Prozent gegenüber 1990 – noch erreicht werden kann, ist eine Strategie zur schrittweisen Reduktion der Stromerzeugung auf Basis von Steinkohle und Braunkohle unabdingbar. Immer mehr Experten gehen dabei inzwischen davon aus, dass dazu ergänzende Maßnahmen zum Europäischen Emissionszertifikatehandel nötig sind. Diese müssten vor allem die Kohlendioxidemissionen von Braun- und Steinkohlekraftwerken adressieren.

Die langfristige Perspektive stellt hierbei eine besondere Herausforderung dar: Mit Blick auf das EU-weite Minderungsziel von minus 40 Prozent bis 2030 werden die Treibhausgasemissionen in Deutschland um etwa 55 Prozent bis 2030 reduziert werden müssen. Das impliziert einen beherzten Wechsel hin zur Gasverstromung und zu Erneuerbaren Energien.

Die Rolle von Agora Energiewende besteht darin, auf die Implikationen des so genannten „Energiewendeparadox“ hinzuweisen und zu einem gesellschaftlichen Konsens über den langfristigen Ausstieg aus der Kohleverstromung in sozialverträglicher Weise beizutragen.

Kernergebnisse

  1. Gas ist der Gewinner 2016 und bringt den Kohleausstieg auf leisen Pfoten.

    Im Jahr 2015 hat die Stromproduktion aus Windenergie um 50 Prozent zugelegt, Erneuerbare Energien erzeugten 2015 mehr Strom als jemals ein anderer Energieträger in Deutschland. Sie decken inzwischen fast ein Drittel (32,5 Prozent) des inländischen Stromverbrauchs und dominieren das Stromsystem.

  2. Der Kohlestromexport erreicht ein Allzeithoch.

    Trotz der stark gestiegenen Stromproduktion aus Erneuerbaren Energien blieb die Stromproduktion aus Stein- und Braunkohle weitgehend konstant. Sie ging aber zunehmend in den Export, dieser erreichte mit physikalischen Stromflüssen von per Saldo 50 Terawattstunden ein Allzeithoch. Gemessen an den Handelsflüssen werden saldiert sogar mehr als 60 Terawattstunden netto exportiert, das sind 50 Prozent mehr als im Vorjahr oder etwa zehn Prozent der Stromproduktion.

  3. Die klimaschädlichen Treibhausgasemissionen steigen weiter.

    Die CO₂-Emissionen des deutschen Kraftwerksparks lagen 2015 aufgrund der konstanten Kohleverstromung in etwa auf Vorjahresniveau, die gesamten energiebedingten Treibhausgasemissionen stiegen witterungsbedingt leicht an. Ohne eine konsistente Dekarbonisierungsstrategie für Strom, Wärme und Verkehr wird Deutschland seine Klimaschutzziele nicht erreichen können.

  4. Energie aller Art ist billig – außer Haushaltsstrom.

    Nicht nur die Preise für Kohle, Öl und Gas sind 2016 deutlich gesunken, sondern auch die Strombörsenpreise. Sie lagen mit 26,6 Euro pro Megawattstunde auf einem 10-Jahres-Tief. Zugleich hat die letzte PV-Auktion gezeigt, wie günstig Solarstrom sein kann: 5,38 Cent pro Kilowattstunde. Doch während Börsenstrom, Erdgas, Heizöl, Benzin und Diesel günstig sind, gilt dies aufgrund der Abgaben und Umlagen nicht für den Haushaltsstrompreis. Er steigt 2017 auf mehr als 30 Cent pro Kilowattstunde.

  1. Renewable energy investments are more capital intensive than investments in fossil-fired power generation.

    They are also much more sensitive to political and regulatory risks. This is highly relevant when addressing Europe’s 2030 renewables framework consisting of a binding EU target without binding Member States targets.

  2. The costs of capital for renewables vary widely between Member States.

    Perceived ex-ante risks translate into country specific premiums on the costs for renewable energy investments that have nothing to do with technology risks or weather conditions.

  3. Equalising costs of capital throughout the EU would save taxpayers at least 34 billion Euros to meet the 2030 renewables target.

    It would also allow for broader sharing of the social, economic and health benefits of renewable energy investments, and would particularly benefit EU Member States with lower than average per capita GDP.

  4. The revised EU Renewable Energy Directive should address differences in cost of capital by establishing an EU Renewable Energy Cost Reduction Facility.

     This could empower Member States that choose to use the facility to develop their renewable energy sources at costs currently enjoyed for renewable investments in Germany or France.

  5. An EU Renewable Energy Cost Reduction Facility would support decarbonisation and help facilitate the common energy market.

    This would be done by broadening the support for renewable energy investments amongst Member States and facilitating the further convergence of national renewable energy frameworks.

  1. Der Rahmen für einen Kohleausstieg

    Eckpunkt 1: Zeitnahe Einberufung eines „Runden Tischs Nationaler Kohlekonsens“

    Eckpunkt 2: Schrittweiser, gesetzlich geregelter Ausstieg aus der Kohleverstromung bis zum Jahr 2040

  2. Der Kohleausstieg im Kraftwerkspark

    Eckpunkt 3: Kein Neubau von Stein- und Braunkohlekraftwerken

    Eckpunkt 4: Festlegung eines kosteneffizienten Abschaltplans der Bestands-Kohlekraftwerke auf Basis von Restlaufzeiten mit Flexibilitätsoption in den Braunkohlerevieren

    Eckpunkt 5: Verzicht der nationalen Politik auf zusätzliche Klimaschutzregelungen für Kohlekraftwerke über den vorgeschlagenen Abschaltplan hinaus

  3. Der Kohleausstieg in den Braunkohleregionen

    Eckpunkt 6: Kein Aufschluss weiterer Braunkohletagebaue und Verzicht auf Einleitung neuer Umsiedlungsprozesse

    Eckpunkt 7: Finanzierung der Folgelasten von Braunkohletagebauen über eine Abgabe auf die künftig noch geförderte Braunkohle

    Eckpunkt 8: Aktive Gestaltung und dauerhafte finanzielle Absicherung des ausstiegsbedingten Strukturwandels über einen Strukturwandelfonds

  4. Der Kohleausstieg in Wirtschaft und Gesellschaft

    Eckpunkt 9: Gewährleistung der gewohnt hohen Versorgungssicherheit über den gesamten Transformationszeitraum

    Eckpunkt 10: Stärkung des europäischen Emissionshandels und zeitnahe Stilllegung der im Zuge des Ausstiegs aus der Kohleverstromung frei werdenden CO?-Zertifikate

    Eckpunkt 11: Sicherung des Wirtschaftsstandorts Deutschland und der energieintensiven Industrie während der Transformationsphase

  1. Der Rahmen für einen Kohleausstieg

    Eckpunkt 1: Zeitnahe Einberufung eines „Runden Tischs Nationaler Kohlekonsens“

    Eckpunkt 2: Schrittweiser, gesetzlich geregelter Ausstieg aus der Kohleverstromung bis zum Jahr 2040

  2. Der Kohleausstieg im Kraftwerkspark

    Eckpunkt 3: Kein Neubau von Stein- und Braunkohlekraftwerken

    Eckpunkt 4: Festlegung eines kosteneffizienten Abschaltplans der Bestands-Kohlekraftwerke auf Basis von Restlaufzeiten mit Flexibilitätsoption in den Braunkohlerevieren

    Eckpunkt 5: Verzicht der nationalen Politik auf zusätzliche Klimaschutzregelungen für Kohlekraftwerke über den vorgeschlagenen Abschaltplan hinaus

  3. Der Kohleausstieg in den Braunkohleregionen

    Eckpunkt 6: Kein Aufschluss weiterer Braunkohletagebaue und Verzicht auf Einleitung neuer Umsiedlungsprozesse

    Eckpunkt 7: Finanzierung der Folgelasten von Braunkohletagebauen über eine Abgabe auf die künftig noch geförderte Braunkohle

    Eckpunkt 8: Aktive Gestaltung und dauerhafte finanzielle Absicherung des ausstiegsbedingten Strukturwandels über einen Strukturwandelfonds

  4. Der Kohleausstieg in Wirtschaft und Gesellschaft

    Eckpunkt 9: Gewährleistung der gewohnt hohen Versorgungssicherheit über den gesamten Transformationszeitraum

    Eckpunkt 10: Stärkung des europäischen Emissionshandels und zeitnahe Stilllegung der im Zuge des Ausstiegs aus der Kohleverstromung frei werdenden CO?-Zertifikate

    Eckpunkt 11: Sicherung des Wirtschaftsstandorts Deutschland und der energieintensiven Industrie während der Transformationsphase

  1. The Foundation

    Principle 1: Convening a ‘Round Table for a National Consensus on Coal’

    Principle 2: Incremental, legally binding phase-out of coal power by 2040

  2. The Coal Phase-Out in Germany’s Power Plant Fleet

    Principle 3: No new construction of coal-fired power plants

    Principle 4: Determine a cost-efficient decommissioning plan for existing coal power plants based on remaining plant lifespans, including flexibility options in lignite mining regions

    Principle 5: No additional national climate policy regulations for coal-fired power plants beyond the phase-out plan

  3. The Coal Phase-Out in Lignite Mining Regions

    Principle 6: No additional lignite mines and no further relocation processes of affected communities

    Principle 7: The follow-up costs of lignite mining should be financed with a special levy on lignite

    Principle 8: Creation of ‘Structural Change Fund’ to ensure a sound financial basis for structural change in affected regions

  4. Economic and Social Aspects of the Coal Phase-Out

    Principle 9: Ensuring security of supply over the entire transformation period

    Principle 10: Strengthening EU Emissions Trading and the prompt retirement of CO? certificates set free by the coal phase-out

    Principle 11: Ensuring the economic competitiveness of energy-intensive companies and the Germany economy as a whole during the transformation process

  1. Deutschlands Klimaschutzziele für 2030, 2040 und 2050 bedeuten, dass etwa die Hälfte der deutschen Braunkohlevorräte unter der Erde bleibt.

    Die von Bundestag und Bundesregierung mehrfach einvernehmlich vereinbarten deutschen Klimaschutzziele bringen einen schrittweisen Ausstieg aus der Kohleverstromung bis etwa zum Jahr 2040 mit sich. Im Ergebnis wird dann nur etwa die Hälfte der bereits genehmigten Braunkohlevorräte verbraucht.

  2. Die regionale Braunkohleplanung in den Revieren ist mit den deutschen Klimaschutzzielen derzeit nicht in Einklang zu bringen.

    Der geplante Aufschluss neuer Tagebauabschnitte in der Lausitz und Mitteldeutschland sowie die vorgesehene Braunkohleleitentscheidung in Nordrhein-Westfalen zielen auf Braunkohleabbaumengen ab, die mit den Klimaschutzzielen nicht vereinbar sind. Sie würden nur dann einen Sinn ergeben, wenn erwartet wird, dass die Bundespolitik von ihren Klimaschutzzielen abrückt.

  3. Ein „Runder Tisch Nationaler Kohlekonsens“ aus Bund, Ländern und betroffenen Akteuren sollte zügig die Bedingungen des Kohleausstiegs vereinbaren.

    Die betroffenen Regionen mit ihren Unternehmen und Beschäftigten haben ein Anrecht auf Planungssicherheit und Verlässlichkeit. Dies ist aufgrund der genannten Widersprüche aktuell nicht gegeben und kann nur durch einen Kohlekonsens zwischen Bund, Ländern und betroffenen Akteuren herbeigeführt werden.

  4. Der Strukturwandel in den Braunkohleregionen sollte aktiv gestaltet werden und vom Bund mit einem Braunkohlefonds in Höhe von 250 Millionen Euro pro Jahr gefördert werden.

    Mit dem Ende der Braunkohlenutzung fallen in der Lausitz, im Rheinischen Revier und in Mitteldeutschland Wertschöpfung und Beschäftigung weg. Die betroffenen Regionen dürfen mit dem Strukturwandel nicht allein gelassen werden. Ziel muss es sein, in einer konzertierten Aktion von Bund, Ländern, Regionen, betroffenen Unternehmen und gesellschaftlichen Initiativen über die nächsten 25 Jahre neue Wertschöpfung und Arbeitsplätze zu schaffen.

  1. Gas replaced coal, and hence European power sector emissions fell drastically by 4.5 %.

    European coal generation fell by 94 TWh and gas generation increased by 101 TWh, resulting in 48 Mt less CO2 emitted. Half of this happened in the UK, but also Italy, Netherlands, Germany and Greece saw switching from coal to gas. However, gas generation was far from reaching a record – it is still 168 TWh below the 2010 level, showing that more coal-gas switching is possible without new infrastructure.

  2. Renewables increased only slightly from 29.2 % to 29.6 % of the electricity mix, mainly due to bad solar and wind conditions. Radical price falls give hope for future growth.

    Solar and wind conditions were generally below average in 2016, compared to well above average in 2015. However, with new capacity installed, overall generation still saw small increases. As to prices, 2016 saw record low renewables auction results with only 49,9 Euros/MWh for wind offshore and 53,8 Euros/MWh for solar, both in Denmark.

  3. Electricity consumption rises slightly by 0.5 %, with European GDP rising by 1.7 %.

    Only two countries saw falls in electricity consumption in 2016, most had modest increases. Investment going into energy efficiency is apparently sufficient to prevent electricity consumption from rising but not enough for electricity consumption to begin structurally falling.

  4. The structural oversupply of the EU-ETS has passed the landmark of 3 billion tonnes of CO2, as 2016 added another 255 million tonnes CO2.

    The reason is that ETS emissions are structurally below the cap – mocking the concept of a “cap-and-trade” system. To play a meaningful role in EU climate policy, the EU ETS needs to be fundamentally repaired.

  5. The outlook for 2017 is for further big falls in fossil generation – but whether this is coal or gas is uncertain.

    2016 gave a glimpse of the rapid falls in emissions that are possible with decreased coal production. But a coherent European policy approach to continually increasing renewables and to a just transition in the context of a coal phase-out is needed to ensure that the CO2 reductions of 2016 are continued into the future.

  1. As of 2015, renewable energies are Europe’s dominant power source, with a 29 percent share of the power mix.

    Nuclear power comes in second with 27 percent, coal (hard coal and lignite) amount to 26 percent. Among RES, wind power increased significantly by more than 50 terawatt hours to 307 terawatt hours in total. Hydropower produced much less due to less precipitation.

  2. Three key trends in European power production have emerged in 2010-2015: gas and nuclear power are losing ground, renewables are on the rise while coal is in 2015 back on 2010 levels.

    From 2010 to 2015, gas demand fell by more than a third, while renewables increased by 35.9 percent. Nuclear power production decreased slightly (-6.3 percent) and, following a slight decrease in 2014, coal (hard coal and lignite) returned to the 2010 level in 2015.

  3. CO2 emissions in the European power sector increased in 2015 by 2 percent. They could be lower by some 100 million tonnes if the decline in fossil power production since 2010 had been coal instead of gas.

    The average price of a tonne of CO2 in 2015 was 7.60 euros, which leads to coal-fired power plants having lower marginal costs than gas-fired power plants. Coal therefore outcompetes gas throughout Europe, which has resulted, for example, in the high coal power exports in 2015 from Germany to its neighbours.

  4. Outlook: Four major developments will probably characterise 2016: more RES, less coal, less consumption and lower CO2 prices.

    Additional capacity in mainly the onshore and offshore wind energy sector will increase RES production by another 50 terawatt hours. The carbon floor price in the UK, yielding a CO2 price signal of some 30 euros per tonne, will push out coal in the UK in favour of gas. Further efficiency developments and the relatively mild winter will lower power consumption. The demand for CO2 allowances will therefore decrease, leading to lower CO2 ETS prices in 2016 than in 2015.

  1. As of 2015, renewable energies are Europe’s dominant power source, with a 29 percent share of the power mix.

    Nuclear power comes in second with 27 percent, coal (hard coal and lignite) amount to 26 percent. Among RES, wind power increased significantly by more than 50 terawatt hours to 307 terawatt hours in total. Hydropower produced much less due to less precipitation.

  2. Three key trends in European power production have emerged in 2010-2015: gas and nuclear power are losing ground, renewables are on the rise while coal is in 2015 back on 2010 levels.

    From 2010 to 2015, gas demand fell by more than a third, while renewables increased by 35.9 percent. Nuclear power production decreased slightly (-6.3 percent) and, following a slight decrease in 2014, coal (hard coal and lignite) returned to the 2010 level in 2015.

  3. CO2 emissions in the European power sector increased in 2015 by 2 percent. They could be lower by some 100 million tonnes if the decline in fossil power production since 2010 had been coal instead of gas.

    The average price of a tonne of CO2 in 2015 was 7.60 euros, which leads to coal-fired power plants having lower marginal costs than gas-fired power plants. Coal therefore outcompetes gas throughout Europe, which has resulted, for example, in the high coal power exports in 2015 from Germany to its neighbours.

  4. Outlook: Four major developments will probably characterise 2016: more RES, less coal, less consumption and lower CO2 prices.

    Additional capacity in mainly the onshore and offshore wind energy sector will increase RES production by another 50 terawatt hours. The carbon floor price in the UK, yielding a CO2 price signal of some 30 euros per tonne, will push out coal in the UK in favour of gas. Further efficiency developments and the relatively mild winter will lower power consumption. The demand for CO2 allowances will therefore decrease, leading to lower CO2 ETS prices in 2016 than in 2015.

  1. Der Wärmesektor braucht den Ölausstieg: Der klimagerechte und kosteneffiziente Gebäudewärmemix im Jahr 2030 enthält rund 40 Prozent Gas, 25 Prozent Wärmepumpen und 20 Prozent Wärmenetze – aber fast kein Öl.

    Während Gas in seiner Bedeutung damit ungefähr dem heutigen Niveau entspricht, sollten aus Klimaschutzsicht die Ölheizungen bis 2030 weitestgehend durch Umweltwärme (Wärmepumpen) ersetzt werden. Wärmenetze sind ebenfalls zentral; bis zum Jahr 2030 vor allem in Verbindung mit Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen und zunehmend stärker mit Solarthermie, Tiefengeothermie, industrieller Abwärme und Großwärmepumpen.

  2. Effizienz entscheidet: Der klimagerechte Gebäudewärmeverbrauch im Jahr 2030 ist um ein Viertel kleiner als 2015.

    Energieeffizienz ist die tragende Säule der Dekarbonisierung, sie macht Klimaschutz kostengünstig. Hierfür ist eine Sanierungsrate von zwei Prozent pro Jahr verbunden mit einer großen Sanierungstiefe nötig. Die Trendentwicklung bei der energetischen Gebäudesanierung ist aber völlig unzureichend, um dieses Ziel zu erreichen.

  3. Die Wärmepumpenlücke: In Trendszenarien werden bis 2030 rund zwei Millionen Wärmepumpen installiert – gebraucht werden aber bis dahin fünf bis sechs Millionen.

    Um dies zu erreichen, sollten Wärmepumpen nicht nur in Neubauten, sondern auch in Altbauten frühzeitig installiert werden, zum Beispiel als bivalente Wärmepumpensysteme mit fossilen Spitzenlastkesseln. Werden die Wärmepumpen flexibel gesteuert und ersetzt man bis 2030 die alten Nachtspeicherheizungen durch effiziente Heizungen, führen die fünf bis sechs Millionen Wärmepumpen kaum zu einer Steigerung der Spitzenlast, die durch thermische Kraftwerke gedeckt werden muss.

  4. Erneuerbarer Strom für die Wärmepumpen: Für 2030 brauchen wir ein Erneuerbare-Energien-Ziel von mindestens 60 Prozent am Bruttostromverbrauch.

    Um das 2030-Klimaziel zu erreichen, muss der zusätzliche Stromverbrauch, der aus dem Wärme- und Verkehrssektor kommt, CO2-frei gedeckt werden. Die im EEG 2017 beschlossenen Erneuerbare-Energien-Ausbau-Mengen reichen hierfür aber nicht aus.

Aus Studie Wärmewende 2030
  1. Ohne eine schnell wirkende Reform ist der Emissionshandel als Instrument der europäischen Klimapolitik tot.

    Derzeit hat der EU-Emissionshandel einen strukturellen Überschuss von 2,5 Milliarden Zertifikaten, der bis 2020 auf 3,8 Milliarden noch weiter anwächst und ohne Reform auch 2030 noch bei 3,4 Milliarden Zertifikaten liegen wird. Erfolgt keine strukturelle Reform, bleibt der CO2-Preis damit dauerhaft unter 5 Euro/t CO2.

  2. Bei den 2015 anstehenden Entscheidungen in der EU über die Marktstabilitätsreserve ist die Ausgestaltung entscheidend.

    Die vorgeschlagene Weiterentwicklung des Emissionshandelssystems in Richtung eines flexiblen Marktmengen-Mechanismus (Preis-Mengen-Steuerung statt reine ex-ante-Mengensteuerung) birgt die Chance, das Emissionshandelssystem zu retten.

  3. Mindestens bis 2020 ist eine Ergänzung des Emissionshandels durch nationale Instrumente notwendig.

    Selbst wenn die Marktstabilitätsreserve in einer ehrgeizigen Ausgestaltung beschlossen wird, wird sie bis 2020 nur geringe CO2-Preiseffekte entfalten. Daher ist zur Erreichung des deutschen Klimaschutzziels 2020 analog zum britischen Carbon Support Mechanism eine ergänzende nationale Maßnahme nötig, um das deutsche Klimaschutzziel von -40 Prozent Treibhausgasemissionen bis 2020 zu erreichen.

  4. Ein Review-Mechanismus der Marktstabilitätsreserve mit Blick auf unvorhergesehene Entwicklungen ist dringend erforderlich.

    Während die EU-Kommission bei der Berechnung der Marktstabilitätsreserve von kontinuierlichem Wachstum und steigendem Stromverbrauch ausging, ist dies derzeit nicht absehbar. Auch andere Trends könnten sich anders entwickeln als erwartet.

  1. Without a fast-acting reform, emissions trading as a tool for European climate policy is dead.

    Currently, EU emissions trading has a structural surplus of 2.5 billion certificates, which will grow to 3.8 billion by 2020 and without reform will reach 3.4 billion by 2030. Without structural reform, the CO2 price will remain permanently under 5 euros per tonne.

  2. Of crucial importance will be the design of the market stability reserve (MSR), on which the EU will decide in 2015.

    The proposed development toward a flexible market-quantity mechanism for the emissions trading system (price-quantity control as opposed to pure ex-ante quantity control) offers an opportunity to save the system.

  3. Expanding emissions trading through national instruments is necessary, latest by 2020.

    Even if an ambitious design for the MSR is chosen, it will have only limited effects on CO2 by 2020. Therefore, an additional national measure, similar to the British Carbon Support Mechanism, will be needed in order to reach Germany’s climate protection target of a 40 percent reduction in greenhouse gases by 2020 over 1990.

  4. A review mechanism is urgently needed for the MSR, which takes into consideration potential unforeseen developments.

    While the EU Commission assumed continuous growth and rising electricity usage in their calculations for the MSR, this is currently not expected. Other trends could also evolve contrary to expectations.

  1. Die KWK soll ihre Effizienzvorteile in die Energiewende einbringen – in einem fairen Wettbewerb mit anderen Technologien.

    KWK ist eine von mehreren Optionen, die zu Klimaschutz, Versorgungssicherheit und Effizienz im Stromsystem beitragen können. Sie muss sich diesem Wettbewerb stellen. Die KWK-Förderung muss deshalb in ein Energiewende-Marktdesign eingebettet werden.

  2. Die KWK-Förderung muss den Klimaschutzeffekt der KWK gezielt belohnen.

    Das Ziel der Energiewende ist der Klimaschutz. Gas-KWK-Anlagen haben einen deutlich höheren Klimaschutzeffekt als Kohle-KWK-Anlagen. Solange die CO2-Preise im Emissionshandel diesen Wert nicht spiegeln, sollte das KWK-G gezielt klimaschonende Gas-KWK unterstützen.

  3. Die KWK-Förderung muss die Flexibilität der Anlagen belohnen.

    Damit das Stromsystem Erneuerbare Energien bestmöglich integrieren kann, braucht es flexible Kraftwerke. Auch die KWK muss deshalb technisch flexibler werden. Darüber hinaus muss die KWK-Förderung Anreize für systemdienliche Betriebsentscheidungen schaffen, indem Zuschläge bei negativen Preisen ausgesetzt werden.

  4. Die Verzerrung von Betriebs- und Investitionsentscheidungen durch die indirekte KWK-Förderung sollte dringend abgebaut werden.

    Die größte KWK-Förderquelle ist nicht die KWK-G-Förderung, sondern die Vermeidung von Abgaben und Umlagen durch Selbstverbrauch. Selbst verbrauchter Strom sollte deshalb nicht auch noch KWK-Förderung erhalten. Auch die implizite Förderung aus den vermiedenen Netzentgelten ist nicht sinnvoll.

  1. Im europäischen Strommarkt bestimmt zunehmend der internationale und nicht länger der nationale Wettbewerb den Strommix.

    Im Rahmen der Strommarktintegration setzen sich europaweit die Kraftwerke durch, die die geringsten variablen Erzeugungskosten aufweisen. Das sind nach den Erneuerbaren Energien die Kernenergie und – aufgrund des niedrigen CO2-Preises – die Braun- und Steinkohle. Das vergleichsweise teure Erdgas kommt immer seltener zum Zug.

  2. Deutschland exportiert so viel Strom ins Ausland wie noch nie, insbesondere aus Kohlekraftwerken.

    Die Exportüberschüsse sind Ergebnis der hohen Auslastung deutscher Kohlekraftwerke, die aufgrund aktuell niedriger Kohle- und CO2-Preise Gaskraftwerke aus dem Markt drängen – im Inland, aber immer stärker auch im Ausland. Die deutschen Kohle-Stromexporte belasten auch die europäische Klimabilanz, da sie europaweit die emissionsärmere Erzeugung aus Erdgas verdrängen.

  3. Die steigenden Stromexporte tragen dazu bei, dass Deutschland sein Klimaschutzziel für 2020 deutlich zu verfehlen droht.

    Alle aktuellen Projektionen laufen darauf hinaus, dass Deutschlands Exportüberschuss ohne zusätzliche nationale Klimaschutzmaßnahmen mittelfristig weiter ansteigt. Ohne ein politisches Gegensteuern würde Deutschland deshalb voraussichtlich auch seine mittelfristigen Klimaschutzziele jenseits des Minus-40-Prozent-Ziels für 2020 nicht einhalten können.

  4. Die geplante Reform des EU-Emissionshandels kommt für 2020 zu spät.

    Die EU-Mitgliedsländer haben sich auf die Einführung einer Marktstabilitätsreserve ab 2019  geeinigt. Für das deutsche Klimaschutzziel für 2020 kommt das zu spät, da bis dahin kein relevanter Anstieg der CO2-Preise zu erwarten ist. Ein nationales Klimaschutzinstrument zur Flankierung des EU-Emissionshandels ist notwendig, wenn das Klimaschutzziel für 2020 erreicht werden soll.

  1. Die Emissionen aus der Stromerzeugung können bis 2020 um 40 Prozent gegenüber 1990 sinken – ohne tiefgreifende energiewirtschaftliche Folgen.

    Dazu müssen die ältesten Braun- und Steinkohlekraftwerke wenige Jahre vor ihrem technischen Lebensende aus dem Markt genommen werden. Die Großhandelspreise steigen bis 2020 um maximal 0,4 Cent je Kilowattstunde gegenüber der Referenz.

  2. Die Stilllegung alter Kohlekraftwerke hierzulande führt auch zu einer Senkung der Treibhausgasemissionen in Europa.

     Derzeit laufen Deutschlands CO?-intensive Kohlekraftwerke zunehmend für den Export und verdrängen auch jenseits der Grenzen klimafreundlichere Kraftwerke. Mit der Schließung alter deutscher Kohlekraftwerke wird diese Fehlentwicklung weitgehend korrigiert.

  3. Deutsche Kraftwerksbetreiber profitieren von der Stilllegung der ältesten Braun- und Steinkohlekraftwerke.

    Stilllegungen mindern die aktuellen Überkapazitäten und verbessern die Erlössituation der verbleibenden Kraftwerke. Deshalb profitieren per Saldo die meisten Kraftwerksbetreiber von den Stilllegungen – insbesondere die der großen Flotten mit Kraftwerken hoher Auslastung.

  4. Der Strukturwandel in der Kohlewirtschaft muss aktiv gestaltet werden.

     Erforderlich ist ein nationaler Kohlekonsens, der Planungssicherheit für die Wirtschaft schafft und sozialpartnerschaftliche Vereinbarungen für Beschäftigte umfasst. Nur so kann es gelingen, den Industriestandort Deutschland zukunftsfest zu machen – und zugleich fit für den Weltmarkt für Energiewendetechnologien.

  1. Without a fast-acting reform, emissions trading as a tool for European climate policy is dead.

    Currently, EU emissions trading has a structural surplus of 2.5 billion certificates, which will grow to 3.8 billion by 2020 and without reform will reach 3.4 billion by 2030. Without structural reform, the CO2 price will remain permanently under 5 euros per tonne.

  2. Of crucial importance will be the design of the market stability reserve (MSR), on which the EU will decide in 2015.

    The proposed development toward a flexible market-quantity mechanism for the emissions trading system (price-quantity control as opposed to pure ex-ante quantity control) offers an opportunity to save the system.

  3. Expanding emissions trading through national instruments is necessary, latest by 2020.

    Even if an ambitious design for the MSR is chosen, it will have only limited effects on CO2 by 2020. Therefore, an additional national measure, similar to the British Carbon Support Mechanism, will be needed in order to reach Germany’s climate protection target of a 40 percent reduction in greenhouse gases by 2020 over 1990.

  4. A review mechanism is urgently needed for the MSR, which takes into consideration potential unforeseen developments.

    While the EU Commission assumed continuous growth and rising electricity usage in their calculations for the MSR, this is currently not expected. Other trends could also evolve contrary to expectations.

  1. Der europäische Emissionshandel macht eine aktive Klimaschutzpolitik im Stromsektor nicht obsolet.

    Selbst wenn man annimmt, dass der CO?-Preis bis 2040 auf 39 Euro ansteigt, liegen die Emissionen des deutschen Stromsektors im Business-as-usual-Szenario konstant um 40 bis 60 Mio. t CO? über einem mit den deutschen Klimazielen für 2030 und 2040 konsistenten CO?-Reduktionspfad. Deshalb ist ein zusätzliches nationales Klimaschutzinstrument dauerhaft unverzichtbar – auch um Planungssicherheit herzustellen.

  2. Zur Einhaltung der deutschen Klimaschutzziele für 2030 und 2040 muss die Stromerzeugung aus Kohlekraftwerken ab sofort deutlich und immer weiter reduziert werden.

    Im kosteneffizienten Zielpfad sinkt die Stromerzeugung von Braun- und Steinkohlekraftwerken von derzeit etwa 260 Terawattstunden auf etwa 100 Terawattstunden im Jahr 2030 und auf weniger als 40 Terawattstunden im Jahr 2040. Ein Großteil der heute betriebenen Kohlekraftwerke erreicht deshalb nicht mehr seine maximale technische Lebensdauer.

  3. Die Absenkung der Kohleverstromung ist energiewirtschaftlich gut verkraftbar, wenn sie stufenweise entlang der geringsten CO?-Vermeidungskosten erfolgt.

    Der mittlere Anstieg der Großhandelspreise beträgt dann etwa 0,3 Cent pro Kilowattstunde, die höheren Erlöse der verbleibenden Kraftwerke kompensieren Energieversorger für entgangene Gewinne aus stillgelegten Anlagen. Der Strukturwandel in den betroffenen Regionen sollte aktiv gestaltet werden.

  4. Die Reduktion der deutschen Kohleverstromung verbessert nicht nur die deutsche, sondern auch die europäische Klimabilanz.

    Denn so kommen emissionsärmere Gaskraftwerke auch jenseits der deutschen Grenzen wieder stärker zum Zug. Damit die dabei freiwerdenden CO?-Zertifikate nicht zu Mehremissionen anderswo in Europa führen, sollte die geplante Markstabilitätsreserve eine Regelung zur Stilllegung überschüssiger CO?-Zertifikate erhalten.

  1. Deutschland sieht sich gegenwärtig einem „Energiewende-Paradox“ ausgesetzt: Trotz eines zunehmenden Anteils erneuerbarer Energiequellen steigen gleichzeitig die Treibhausgasemissionen.

    Da der Rückgang derStromproduktion aus Kernenergie vollständig von einer erhöhten Erzeugung aus Erneuerbaren Energienausgeglichen wird, liegt der Grund für dieses Paradox nicht im Atomausstieg. Vielmehr wird es durch einenBrennstoffwechsel der Kraftwerke von Gas hin zu Kohle verursacht.

  2. Aufgrund der aktuellen Marktbedingungen drängen deutsche Kohlekraftwerke die Gaskraftwerke sowohl innerhalb Deutschlands als auch in den Nachbarländern aus dem Markt.

    Seit 2010 sind die Kohle-und CO2-Preise gesunken,während die Gaspreise gestiegen sind. Dementsprechend sind (neue und alte) Kohlekraftwerke in Deutschlandin der Lage, zu niedrigeren Kosten als Gaskraftwerke in Deutschland und in den benachbarten Strommärktenzu produzieren. Dies hat zu Rekordexportniveaus und steigenden CO2-Emissionen in Deutschland geführt.

  3. Um die klimapolitischen Ziele der Bundesregierung zu erreichen, muss der Anteil der Kohle im deutschen Stromsystem von aktuell 45 Prozent auf 19 Prozent im Jahr 2030 sinken.

    Ein solcher Rückgang in der Erzeugung aus Braunkohle- und Steinkohlekraftwerken um 62 beziehungsweise 80 Prozent in den nächsten 15 Jahren sowie der Anstieg des Anteils von Erdgas auf 22 Prozent sind Voraussetzung für das Erreichen der Ziele der deutschen Bundesregierung für 2030.

  4. Deutschland braucht eine kohärente Transformationsstrategie für seinen Kohlesektor: einen nationalen „Kohle-Konsens“.

    Ein „Kohle-Konsens“ würde Stromproduzenten, Gewerkschaften, Regierung undUmweltgruppen zusammenbringen und Wege finden, um diese Transformation gemeinsam zu gestaltenund zu erreichen.

  1. Im europäischen Strommarkt bestimmt zunehmend der internationale und nicht länger der nationale Wettbewerb den Strommix.

    Im Rahmen der Strommarktintegration setzen sich europaweit die Kraftwerke durch, die die geringsten variablen Erzeugungskosten aufweisen. Das sind nach den Erneuerbaren Energien die Kernenergie und – aufgrund des niedrigen CO2-Preises – die Braun- und Steinkohle. Das vergleichsweise teure Erdgas kommt immer seltener zum Zug.

  2. Deutschland exportiert so viel Strom ins Ausland wie noch nie, insbesondere aus Kohlekraftwerken.

    Die Exportüberschüsse sind Ergebnis der hohen Auslastung deutscher Kohlekraftwerke, die aufgrund aktuell niedriger Kohle- und CO2-Preise Gaskraftwerke aus dem Markt drängen – im Inland, aber immer stärker auch im Ausland. Die deutschen Kohle-Stromexporte belasten auch die europäische Klimabilanz, da sie europaweit die emissionsärmere Erzeugung aus Erdgas verdrängen.

  3. Die steigenden Stromexporte tragen dazu bei, dass Deutschland sein Klimaschutzziel für 2020 deutlich zu verfehlen droht.

    Alle aktuellen Projektionen laufen darauf hinaus, dass Deutschlands Exportüberschuss ohne zusätzliche nationale Klimaschutzmaßnahmen mittelfristig weiter ansteigt. Ohne ein politisches Gegensteuern würde Deutschland deshalb voraussichtlich auch seine mittelfristigen Klimaschutzziele jenseits des Minus-40-Prozent-Ziels für 2020 nicht einhalten können.

  4. Die geplante Reform des EU-Emissionshandels kommt für 2020 zu spät.

    Die EU-Mitgliedsländer haben sich auf die Einführung einer Marktstabilitätsreserve ab 2019  geeinigt. Für das deutsche Klimaschutzziel für 2020 kommt das zu spät, da bis dahin kein relevanter Anstieg der CO2-Preise zu erwarten ist. Ein nationales Klimaschutzinstrument zur Flankierung des EU-Emissionshandels ist notwendig, wenn das Klimaschutzziel für 2020 erreicht werden soll.

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