Grundsatzfragen

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Zusammenfassung

Über das Wie der Energiewende wird gestritten - über das Ob nicht mehr. Wir arbeiten daran, die erfolgversprechendsten Wege für das Generationenprojektes zu skizzieren.

Die Frage der Zukunft der Energieversorgung gehörte über mehr als eine Generation zu den (wenigen) Fundamentalkonflikten erst der westdeutschen und dann der gesamtdeutschen Bundesrepublik Deutschland. Insbesondere die Nutzung der Kernenergie spaltete das Land über Jahrzehnte. Seit den Beschlüssen des Bundestages zur Energiewende vom Juni 2011 existiert in Deutschland ein energiepolitischer Grundkonsens, der große Teile der Gesellschaft und alle im Bundestag vertretenen Parteien vereint. So sind sowohl der Ausstieg aus der Kernenergie bis zum Jahr 2022 als auch konkrete Ziele für den Ausbau der Erneuerbaren Energien im Strombereich gesetzlich und weitgehend einvernehmlich festgeschrieben. Das Energiekonzept der aktuellen Bundesregierung setzt sich weitere Ziele, insbesondere auf den Feldern Energieeffizienz und Energieeinsparung.

Deutschland verfolgt das Generationenprojekt einer zukunftsfähigen, einer nachhaltigen Energieversorgung ohne die Risiken weiterer Atomkatastrophen oder eines unkontrollierten Klimawandels. Über Energiepolitik gestritten wird weiterhin und heftig, jedoch nicht mehr über das Ob der Energiewende, sondern nur noch über das Wie. Dieser Streit ist lohnend. Es ist der Streit um den besten Weg zum Ziel, bei dem es immer wieder darum geht, aus widerstreitenden Einzelinteressen, das Interesse der Gesamtgesellschaft heraus zu destillieren. Für diese Generation und die ihr folgenden. 

Kernergebnisse

  1. Dem Umbau der Braunkohlenwirtschaft kommt bei der Energiewende eine Schlüsselrolle zu.

    Denn Braunkohle ist der klimaschädlichste Energieträger, 46 Prozent der CO₂-Emissionen des Stromsektors gehen auf die Braunkohle zurück – das ist mehr als der CO₂-Ausstoß des gesamten Straßenverkehrs. Die Klimaschutzziele Deutschlands lassen sich ohne eine deutliche Reduktion der Braunkohlenutzung nicht erreichen.

  2. Die Braunkohlenindustrie war in der Vergangenheit ein bedeutender Wirtschaftsfaktor, hat heute aber nur noch regionalwirtschaftliche Relevanz.

    Während die Braunkohlenindustrie im 20. Jahrhundert für die Energieversorgung in West- und Ostdeutschland zentral war, spielt sie für die deutsche Volkswirtschaft heute eine untergeordnete Rolle. Für die drei Förderreviere im Rheinland, in Mitteldeutschland und in der Lausitz ist sie jedoch von hoher regionalwirtschaftlicher Bedeutung, die über die Zahl der insgesamt rund 19.000 aktiv Beschäftigten hinausgeht.

  3. Braunkohlekraftwerke stehen derzeit unter starkem ökonomischen Druck.

    Aufgrund der niedrigen Börsenstrompreise können neuere Braunkohlekraftwerke zwar die Betriebskosten des Kraftwerks und der angeschlossenen Tagebaue decken, jedoch nicht mehr die Kapitalkosten der Investition. Für ältere Braunkohlekraftwerksblöcke lohnen sich größere Erhaltungs- oder Erweiterungsinvestitionen in den liefernden Tagebauen nicht mehr. Sobald bei diesen Tagebauen fixe Betriebskosten in größerem Umfang reduziert werden können, ist eine Stilllegung wirtschaftlicher als der Weiterbetrieb.

  4. Der Braunkohlenbergbau ist durch ein hohes Maß an langfristig angelegter Regulierung und Planungsprozesse gekennzeichnet.

    Ökologische und energiewirtschaftliche Anpassungen müssen deshalb frühzeitig und über einen Prozess vorausschauender Strukturveränderungen gestaltet werden.

  1. The German Energiewende is here to stay. Started in the 1990s, it is a long-term energy and climate strategy reaching as far forward as 2050.

    It enjoys broad public support and is driven by four main political objectives: combatting climate change, avoiding nuclear risks, improving energy security, and guaranteeing competitiveness and growth.

  2. Wind energy and solar PV are the backbone of the German Energiewende and flexibility is the new paradigm of the power sector.

    Wind and solar energy are now cost-competitive with conventional energy sources for new investments. These technologies, however, impact power systems, making increased system flexibility crucial. Fossil power plants currently deliver the needed flexibility; increasingly other options (demand side management, storage,… ) will become more important.

  3. The Energiewende requires a structural change in the German energy sector, bringing new challenges and opportunities.

    Given the transformative nature of the Energiewende, investment, growth, and employment are shifting towards new low-carbon sectors. Renewable energy and energy efficiency are providing several hundred thousand jobs, while jobs in the nuclear and coal sectors are declining. A broad consensus on the phasing out of coal is needed to accompany this restructuring process.

  4. The transformation of the power systems toward renewable energy is not only taking place in Germany but worldwide.

    In 2014, for the third year running, worldwide investment in new renewable capacity exceeded investment in fossil-fuel power. Many other countries in Europe and beyond have set ambitious renewable energy targets. The challenges faced by Germany are therefore a preview of what is likely to occur in several other countries in the medium to long-term.

Aus Studie Understanding the Energiewende
  1. Die Anfangsinvestitionen des EEG tragen ab 2023 ihre Früchte: Von da an sinkt die EEG-Umlage trotz steigender Anteile Erneuerbarer Energien.

    Der wesentliche Grund ist, dass ab 2023 nach und nach die Erneuerbaren-Anlagen mit hohen Vergütungsansprüchen aus den Anfangsjahren des EEG aus der EEG-Vergütung fallen, und neue Erneuerbare Energien-Anlagen deutlich günstiger Strom produzieren.

  2. Bei einem weiterhin ehrgeizigen Erneuerbaren-Ausbau steigen die Stromkosten für die Verbraucher bis 2023 noch um 1-2 ct/kWh an, sinken dann aber kontinuierlich um 2-4 ct/kWh bis 2035.

    Die Summe aus EEG-Umlage und Börsenstrompreis wird inflationsbereinigt von heute etwa 10 Cent pro Kilowattstunde auf 11 bis 12 Cent im Jahr 2023 steigen und dann bis 2035 wieder auf 8 bis 10 Cent absinken.

  3. Im Jahr 2035 wird der Strom nicht mehr kosten als heute – aber zu 60 Prozent aus Erneuerbaren Energien stammen.

    In den kommenden 20 Jahren sollen die Erneuerbaren Energien ihren Anteil am Stromverbrauch laut den gesetzlich festgelegten Zielen von heute 28 Prozent auf 55 bis 60 Prozent steigern. Die Stromkosten sind dabei 2035 auf einem ähnlichen Niveau wie heute.

  4. Zentrale Treiber für die künftige EEG-Umlage sind der Börsenstrompreis, der Stromverbrauch und die Ausnahmeregelungen für Industrie und Eigenverbraucher.

    Da Erneuerbare-Energien-Anlagen kostengünstige Erzeugungsoptionen geworden sind, sind inzwischen nicht mehr die Kosten und Mengen der Erneuerbaren, sondern andere Strommarktfaktoren wesentlich für die Höhe der EEG-Umlage.

  1. Initial EEG investments will begin to pay out in 2023: From then on, the EEG surcharge will fall despite increasing shares of renewable energy.

    The main reason is that starting in 2023, EEG funding for renewable plants from the early years with high feed-in tariffs starts to expire, and new renewable energy plants produce electricity at a considerably lower cost.

  2. If the expansion of renewables continues at its ambitious pace, electricity costs will rice by 1-2 ct/kWh until 2023, but then fall by 2-4 ct/kWh by 2035.

    The sum of the EEG surcharge and wholesale electricity price, after being adjusted for inflation, will climb from around 10 cent per kWh today to 11 to 12 cents in 2023 and then sink to 8 to 10 cents by 2035.

  3. In 2035, electricity will cost the same as today, but 60 per cent will stem from renewable sources.

    According to the current law, the share of renewables in electricity use is to rise from today’s 28 per cent to 55-60 per cent in 2035. Yet, the electricity cost in 2035 will be on the same level as today.

  4. Main factors driving the EEG surcharge in the future will be the wholesale power price, the level of power demand, exemptions for industry and the amount of self-consumption.

    Since renewable energy plants have now become affordable alternatives for energy production, these drivers – not the costs and volumes of renewables – are essential for the EEG surcharge level.

Aus Studie Projected EEG Costs up to 2035
  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. Erneuerbare Energien liegen erstmals an Platz 1 der deutschen Stromerzeugung.

    Erneuerbare Energien legten 2014 nochmals leicht zu und decken inzwischen 27,3 Prozent des inländischen Stromverbrauchs. Sie haben dauerhaft die Braunkohle von Platz 1 im Strommix verdrängt.

  2. Der Stromverbrauch ist 2014 mit etwa 4% Rückgang drastisch gesunken – während gleichzeitig die Wirtschaft um etwa 1,4% wuchs.

    Damit setzt sich der seit 2007 beobachtete fallende Verbrauchstrend weiter fort, bei gleichzeitig wachsendem Bruttoinlandsprodukt. Die Entkopplung von Wirtschaftswachstum und Stromverbrauch scheint in den letzten Jahren insofern zu gelingen.

  3. Steinkohle und Erdgas sind die Verlierer im Strommix.

    Nachdem bereits die Gaskraftwerke auf das Niveau der KWK-Stromerzeugung reduziert wurden, werden als nächstes nun im Zuge der Energiewende alte Steinkohlekraftwerke verdrängt. Braunkohlekraftwerke produzieren hingegen weiterhin auf hohem Niveau.

  4. Die Treibhausgasemissionen sind 2014 deutlich gesunken.

    Sie haben aktuell das zweitniedrigste Niveau seit 1990 erreicht. Ursachen hierfür waren der milde Winter Anfang 2014 sowie die deutlich gesunkene Kohleverstromung.

  1. Erneuerbare Energien liegen 2014 erstmals auf Platz eins der deutschen Stromerzeugung.

    Erneuerbare Energien legten 2014 nochmals leicht zu und decken inzwischen 27,3 Prozent des inländischen Stromverbrauchs. Sie haben dauerhaft die Braunkohle von Platz eins im Strommix verdrängt.

  2. Der Stromverbrauch ist 2014 mit 2,5 Prozent Rückgang gesunken – während gleichzeitig die Wirtschaft um etwa 1,6 Prozent wuchs.

    Damit setzt sich der seit 2007 beobachtete fallende Verbrauchstrend weiter fort, bei gleichzeitig wachsendem Bruttoinlandsprodukt. Die Entkopplung von Wirtschaftswachstum und Stromverbrauch scheint in den letzten Jahren insofern zu gelingen.
     

  3. Steinkohle und Erdgas sind die Verlierer im Strommix.

    Nachdem bereits die Gaskraftwerke auf das Niveau der KWK-Stromerzeugung reduziert wurden, werden als Nächstes nun im Zuge der Energiewende alte Steinkohlekraftwerke verdrängt. Braunkohlekraftwerke produzieren hingegen weiterhin auf hohem Niveau.

  4. Die Treibhausgasemissionen sind 2014 deutlich gesunken.

    Sie haben aktuell das zweitniedrigste Niveau seit 1990 erreicht. Ursachen hierfür waren der milde Winter Anfang 2014 sowie die deutlich gesunkene Kohleverstromung.

  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. Ohne weitere Maßnahmen wird Deutschlands Klimaschutzziel für 2020 drastisch verfehlt.

    Der Ausstoß von Treibhausgasen wird im Business-as-Usual-Szenario bis 2020 gegenüber 1990 nicht um 35 Prozent zurückgehen, wie bisher von der Bundesregierung angenommen, sondern lediglich um 30 bis 31 Prozent. Es bleibt eine Lücke von rund 120 Millionen Tonnen CO2e im Jahr 2020 zum Ziel. 

  2. Die wesentlichen Ursachen für höhere Emissionen: Niedrige CO2- und Ölpreise, höheres Wachstum.

    Wirtschafts- und Bevölkerungswachstum fallen bis 2020 stärker aus als prognostiziert, demgegenüber sind die Preise für CO2, Diesel, Benzin und Heizöl deutlich niedriger als erwartet. Die Folge: In allen Sektoren sind die Emissionen 2020 höher als bislang offiziell prognostiziert, da mehr Kohle verstromt wird, mehr Pkw und Lkw auf den Straßen fahren, die Industrie stärker wächst und in Gebäuden weiterhin mit Ölheizungen geheizt wird. 

  3. Ein deutliches Verfehlen des 2020-Klimaschutzziels würde dem internationalen Ansehen Deutschlands erheblich schaden.

    Seit der Kanzlerschaft von Helmut Kohl forciert Deutschland international den Klimaschutz – zuletzt im Juli 2017 auf dem G20-Gipfel in Hamburg. Ein deutli-ches Verfehlen des Minus-40-Prozent-Ziels würde daher nicht nur dem Klima schaden, sondern auch die deutsche Vorreiterrolle international grundlegend in Frage stellen. 

  4. Um noch so nah wie möglich an das Klimaschutzziel 2020 zu kommen, ist ein unmittelbar im Koalitionsvertrag verankertes Sofortprogramm „Klimaschutz 2020“ unumgänglich.

    Dieses müsste von der künftigen Regierung zügig beschlossen und schon im ersten Halbjahr 2018 um-gesetzt werden, um noch bis 2020 Wirkung entfalten zu können. 

  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.

  1. Die gegenwärtigen Ausnahmeregelungen im EEG müssen grundlegend reformiert werden, da sonst eine sich selbst verstärkende EEG-Umlagen-Erhöhung droht.

    Das derzeitige Modell benachteiligt kleine und mittelständische Unternehmen, führt zum Outsourcing von Beschäftigung und reizt ineffiziente Eigenstromkraftwerke an. 

  2. Eine europarechtskonforme Reform begrenzt die Ausnahmen auf Industrien, die energie- und exportintensiv sind – und führt keine unternehmensbezogene Kriterien ein.

    Privilegiert wären dann die 15 Sektoren, die derzeit unter die EU-Emissionshandels-Strompreiskompensation fallen, u.a. Chemie, Eisen, Stahl, Aluminium, Kupfer, Papier.

  3. Auch privilegierte Industrien und Eigenstromerzeuger sollten sich mit reduzierten Sätzen an der EEG-Finanzierung beteiligen.

    Denn energieintensive Industrien profitieren von den durch die Erneuerbaren Energien gesenkten
    Strompreisen, Eigenstromerzeuger von der Existenz des Gesamtsystems.

  4. Eine solche Reform der EEG-Ausnahmeregelungen gleicht Energie-, Industrie- und Verbraucherinteressen aus und senkt die EEG-Umlage um 20% von 6,24 auf 5 ct/kWh.

    Privilegierte Industrien zahlen dann einen reduzierten Umlagesatz von 10% (ca. 0,5 Cent), Eigenstromerzeuger erhalten einen Freibetrag von 3,5Cent (EEG-Beitrag ca. 1,5 Cent).


  1. Beim Schritt von 25 % auf 50 % Erneuerbare Energien werden systemdienliche Auslegung und Betrieb der EE-Anlagen zentral, da sonst die Gesamtsystemkosten deutlich steigen.

    Systemdienliche Auslegung und systemdienlicher Betrieb von Wind- und Solaranlagen werden jedoch von der derzeitigen EEGFinanzierungsform, der gleitenden Marktprämie, kaum angereizt.
     

  2. Der Energy-only-Marktpreis wird EE-Anlagen nie ausreichend refinanzieren, muss jedoch als zentrale Steuerungsgröße des Gesamtsystems bei den EE-Anlagenbetreibern unverzerrt ankommen.

    Die gleitende Marktprämie des geltenden EEG verzerrt aber das Preissignal des Spotmarkts, mit der Folge vermehrt auftretender negativer Börsenpreise und entsprechend steigender EEG-Umlage.
       

  3. Im EEG 2016 sollte daher die Finanzierung von EE-Anlagen auf die Zahlung von Kapazitätsprämien für systemdienliche Kapazität umgestellt werden.

    Diese Umstellung bedeutet zwar, dass EE-Anlagenbetreiber das Strompreis-Risiko übernehmen müssen, gleichzeitig reduziert es jedoch ihr Wetterrisiko. Ein Risikobandbreitenmechanismus kann zudem das Strompreis-Risiko begrenzen.

  4. Der Übergang zu Ausschreibungen für systemdienliche Kapazitäten sollte schrittweise erfolgen und durch Sonderregeln für kleine Projekte aus dem Bereich der Bürgerenergie ergänzt werden.

    Die für das EEG 2016 vorgesehenen Ausschreibungen werden nicht für alle Technologien und Anlagenklassen in kurzer Frist möglich sein. In diesen Segmenten sollte mit festgesetzten Kapazitätsprämien begonnen werden.

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