Auswirkungen einer Verschärfung der europäischen Klimaziele auf den deutschen Strommarkt
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Auswirkungen einer Verschärfung der europäischen Klimaziele auf den deutschen Strommarkt Auftraggeber: Gesellschaft zur Förderung des Energiewirtschaftlichen Instituts an der Universität zu Köln e. V. Autoren: Max Gierkink, Michael Wiedmann, Konstantin Gruber und Martin Hintermayer Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (EWI) gGmbH | 17.03.2021
Der europäische Rat hat sich im Dezember 2020 darauf verständigt, das Klimaziel
der Europäischen Union für das Jahr 2030 von aktuell 40% auf 55% zu verschärfen.
Treibhausgasemissionen in der EU** ▪ Am 11. Dezember 2020 hat sich der Europäische Rat für eine Verschärfung des
5.720 Klimaziels der Europäischen Union von -40% auf -55% im Vergleich zu 1990
5.186 ausgesprochen. Statt 3.432 Millionen Tonnen CO2-Äquivalenten (Mio. t CO2- Äq)
Mio. t CO2-Äq.
4.576
50%
sollen im Jahre 2030 nur noch maximal 2.574 Mio. t CO2-Äq ausgestoßen werden.*
3.432
55% ▪ Das EU Emissionsbudget verteilt sich auf das Emission Trading System (EU ETS) und
60% 2.574
die Effort Sharing Regulation (ESR). Während im EU ETS das Emissionsbudget der
61%
57% energieintensiven Industrie und der Energiewirtschaft reguliert wird, werden in der
50%
45% 40% ESR die Sektoren Verkehr, Gebäude, Industrie und Landwirtschaft reguliert.
39% 43%
▪ Für das 40% Ziel ist die Aufteilung der Emissionsreduktion zwischen EU ETS und ESR
1990 2005 2020 2030 2030
festgelegt. Eine Aufteilung im Hinblick auf das neue 55% Ziel steht noch aus.
EU ETS ESR 40% Ziel 55% Ziel
▪ Für die modellbasierten Analysen wird angenommen, dass die Verschärfung des EU-Klimaziels zu einer überproportionalen
Zielverschärfung im Bereich der ESR führen wird. Diese Annahme berücksichtigt das mögliche Carbon-Leakage-Risiko im Bereich des
EU ETS. Das verbleibende Emissionsbudget im EU ETS liegt im Jahr 2030 annahmegemäß bei 1.111 Mio. t CO2-Äq.
▪ Die Preisentwicklung der Emissionszertifikate für das 40% und 55% Ziel wird mit Hilfe eines EU ETS Fundamentalmodells berechnet. Auf
Basis der CO2-Zertifikatepreise werden anschließend die Auswirkungen der Klimazielverschärfung auf den deutschen Strommarkt
(Kraftwerkspark, Stromerzeugung, Großhandelsstrompreise und sektorales Klimaziel 2030) untersucht.
* Das angenommene Emissionsbudget bezieht sich auf die 27 EU-Mitgliedstaaten sowie das Vereinigte Königreich, Norwegen, Island und Liechtenstein (EU 31).
** Daten basierend auf ICIS (2019). Aufteilung zwischen EU ETS und ESR für das 55 % Ziel in 2030 gemäß Annahme.
© EWI 2021 Auswirkungen einer Verschärfung der europäischen Klimaziele auf den EU-Emissionshandel und den deutschen Strommarkt 2Szenariendesign und zentrale Annahmen © EWI 2021 Auswirkungen einer Verschärfung der europäischen Klimaziele auf den EU-Emissionshandel und den deutschen Strommarkt 3
Eine Verschärfung des europäischen Klimaziels auf 55% könnte die Preise im EU ETS
mittelfristig um über 10 Euro pro Tonne CO2-Äq erhöhen.
EU ETS Zertifikatspreise ▪ Auf Basis eines EU ETS-Fundamentalmodells (vgl. Bocklet & Hintermayer, 2020)
100
werden für zwei Szenarien mögliche CO2-Preisentwicklungen berechnet:
80 − Im Szenario ohne Klimazielverschärfung (OK40) wird eine Minderung der
€/t CO2-Äq.
Emissionen im EU ETS um 43% (im Vergleich zu 2005) im Jahr 2030 unterstellt.
60
Dies entspricht einem jährlichen, linearen Reduktionsfaktor von 2,2%.
40
− Im Szenario mit Klimazielverschärfung (MK55) wird der Reduktionsfaktor im
20 EU ETS ab 2022 auf 3,2% erhöht. So wird die Ausgabemenge im Jahr 2030 auf
1.111 Mio. t CO₂-Äq reduziert und Klimaneutralität in 2050 sichergestellt.
0
2019* 2023 2025 2028 2030 2033 2035 2038 ▪ Um das reale Marktverhalten von Firmen widerzuspiegeln werden diese mit einem
MK55 25 42 48 56 61 71 78 85
Planungshorizont von 10 Jahren abgebildet und Hedging-Restriktionen zur Risiko-
OK40 25 35 38 45 49 57 63 73
minimierung berücksichtigt. Die Firmen folgen einem Gewinnmaximierungskalkül.
▪ Das Modell bildet außerdem die Angebotsseite des EU ETS ab. So folgt die ausgegebene Menge an Zertifikaten dem linearen
Reduktionsfaktor und insbesondere die Marktstabilitätsreserve und der Löschungsmechanismus werden berücksichtigt.
▪ Annahmegemäß existiert spätestens im Jahr 2050 eine Technologie, die verbliebene Emissionen für 135 €/t CO2-Äq vermeiden kann.
▪ Die EU ETS Preise von ca. 37 €/t CO2-Äq im März 2021 deuten bereits auf eine Anpassung auf den Preispfad des MK55 Szenarios hin.
Emittenten beschaffen in Erwartung steigender Preise bereits jetzt Zertifikate.
* Historische Daten basierend auf Sandbag (2021).
© EWI 2021 Auswirkungen einer Verschärfung der europäischen Klimaziele auf den EU-Emissionshandel und den deutschen Strommarkt 4Szenarienübergreifende Annahmen für die Modellierung
Installierte Leistung Volllaststunden
GW h/a
200 5.000
150 4.000
3.000
100
2.000
50 1.000
0 0
2019 2023 2025 2028 2030 2033 2035 2038 2019 2023 2025 2028 2030 2033 2035 2038
Photovoltaik 45 88 101 124 130 147 158 174 Photovoltaik 970 964 960 954 950 946 944 940
Wind Onshore 53 73 78 83 87 92 96 101 Wind Onshore 1.808 1.885 1.937 2.014 2.065 2.129 2.171 2.236
Wind Offshore 6 16 19 23 25 31 35 41 Wind Offshore 3.677 3.796 3.876 3.995 4.075 4.111 4.127 4.139
Quellen: Eigene Berechnung basierend auf EEG (2021) und WindSeeG (2020) Quellen: Eigene Berechnung basierend auf NEP 2030 (2019) und Agora (2018)
Nettostromnachfrage inkl. Leitungsverluste Brennstoffpreise
TWh/a €/MWh
800 25
20
700
15
600 10
5
500
0
2019 2023 2025 2028 2030 2033 2035 2038
400
2019 2023 2025 2028 2030 2033 2035 2038 Erdgas 14 17 18 19 20 20 21 21
Stromnachfrage 552 629 649 679 699 719 732 751 Steinkohle 8 8 6 6 6 7 7 7
Quelle: Eigene Berechnung basierend auf dena (2018) und BNetzA (2020) Quellen: Historische Werte aus EEX (2020) und MarketWatch (2020), Future Preise für 2023 aus CME
(2021a) und CME (2021b), Preise ab 2025 aus IEA (2020) - Delayed Recovery Szenario
© EWI 2021 Auswirkungen einer Verschärfung der europäischen Klimaziele auf den EU-Emissionshandel und den deutschen Strommarkt 5Die vorliegende EWI-Analyse geht - im Vergleich zum Erneuerbare-Energien-Gesetz
(EEG) 2021- von einer höheren Stromnachfrage im Jahr 2030 aus
Installierte EE-Leistung im Szenarienvergleich ▪ Das EEG 2021 geht von einer Bruttostromnachfrage von 580 TWh
GW im Jahr 2030 (2019: 577 TWh*) aus. Basierend auf dem 65% Ziel
140
130 der Bundesregierung (65% Anteil erneuerbarer Energien an der
124
Bruttostromnachfrage) resultiert ein plangemäßer Ausbau der
120
erneuerbaren Stromerzeugungskapazitäten in den Bereichen
101
100 Windenergie und Photovoltaik auf 191 GW bis im Jahr 2030.
88 87 100
83 95 ▪ Die vorliegende Analyse geht auf Basis der dena Leitstudie von
78
80 73 einer Bruttostromnachfrage von 716 TWh** im Jahr 2030 aus.
78
71 Zentrale Treiber für den Nachfrageanstieg sind die
60 68 68
60
64 Marktdurchdringung der Elektromobilität und elektrischer
Wärmepumpen sowie die Produktion von grünem Wasserstoff.
40
23 25 ▪ Um im Falle der höheren Bruttostromnachfrage das 65%-Ziel zu
16 19
20 erreichen, wird bis 2030 ein zusätzlicher Ausbau der Windenergie
18 20
13 15 und Photovoltaik von 51 GW auf 242 GW angenommen.
0
2023 2025 2028 2030 ▪ Ab 2030 wird ein durchschnittlicher jährlicher Nettozubau der
Wind Offshore (EWI) Wind Onshore (EWI) Photovoltaik (EWI) Windenergie und Photovoltaik von etwa 9 GW angenommen.
Wind Offshore (EEG) Wind Onshore (EEG) Photovoltaik (EEG) ▪ Der Zubau von Wasserkraft und Biomasseanlagen folgt dem
* Vgl. BMWi (2021) Klimaschutzprogramm 2030.
** Die Summe aus der Nettostromnachfrage inkl. Leitungsverlusten (699 TWh), dem Kraftwerkseigenverbrauch und Pumpspeicherverlusten ergibt die Bruttostromnachfrage von 716 TWh.
© EWI 2021 Auswirkungen einer Verschärfung der europäischen Klimaziele auf den EU-Emissionshandel und den deutschen Strommarkt 6Auswirkungen einer Verschärfung der europäischen Klimaziele auf den deutschen Strommarkt © EWI 2021 Auswirkungen einer Verschärfung der europäischen Klimaziele auf den EU-Emissionshandel und den deutschen Strommarkt 7
Der Zubau von Gas-und-Dampf-Kombikraftwerken und flexiblen Backup-Kapazitäten
kompensiert zum Teil die Stilllegung von Kernenergie- und Kohlekraftwerken
Konventioneller Kraftwerkspark im Szenario OK40 ▪ Der Ausstieg aus der Braun- und Steinkohleverstromung in
GW Deutschland erfolgt gemäß dem Kohleausstiegsgesetz bis zum
100
90
Jahr 2038. Der Kernenergieausstieg erfolgt plangemäß bis 2022.
9 80 79 80
▪ Die Stilllegung von Kraftwerken wird durch den Zubau von
80 77 78 80
76 Backup-Kapazitäten** zur Sicherung der Spitzenlast ausgeglichen.
21 12 15 21
Bis 2038 steigt der Bedarf an Backup-Kapazitäten auf 34 GW.
27 30 32 34
60
15
▪ Die Kapazität von Gaskraftwerken steigt entsprechend den
12 8
19
8 1 Modellierungsergebnissen auf 31 GW im Jahr 2038. Es erfolgt ein
4
15 15 14 9 8 6 Austausch von älteren Kraftwerken durch effiziente Gas-und-
40 9
Dampf-Kombikraftwerke (GuD-Kraftwerke). Dabei wird auch die
24
mögliche Umrüstung von Kohlekraftwerken berücksichtigt.
27 28 29 30 31
20 26 26
▪ Durch den Zubau von Windenergieanlagen und Interkonnektoren
10
liefern diese einen steigenden Beitrag zur gesicherten Leistung.
8 8 8 8 8 8 8 8
0
2019* 2023 2025 2028 2030 2033 2035 2038
Andere Kernenergie Gas Braunkohle Steinkohle Backup**
* Historische Daten basierend auf Fraunhofer ISE (2020a), BNetzA (2019a) und BNetzA (2019b).
** Bei den Backup-Kapazitäten im Jahr 2019 handelt es sich um Kraftwerke der Netzreserve, der Kapazitätsreserve und der Sicherheitsbereitschaft sowie vorläufig stillgelegte Kraftwerke. Backup-Kapazitäten können
zukünftig durch eine Vielzahl von Technologien bereitgestellt werden. Dazu zählen u.a. offene Gasturbinen (mittelfristig auch wasserstofftauglich, allerdings hier nicht explizit modelliert), abschaltbare und
steuerbare Lasten, Batterie- und Pumpspeicher. Mittelfristig können hierfür außerdem stillegelegte Kohle- und Gaskraftwerke dienen.
Update 18.03.2021: In der ursprünglichen Fassung waren geringere Werte für den Bedarf an Backup-Kapazitäten angegeben.
© EWI 2021 Auswirkungen einer Verschärfung der europäischen Klimaziele auf den EU-Emissionshandel und den deutschen Strommarkt 8Eine Verschärfung des EU-Klimaziels im Jahr 2030 von 40% auf 55% könnte
zu einem stärkeren Zubau von effizienten GuD-Kraftwerken führen
Konventioneller Kraftwerkspark im Szenario MK55 Delta gegenüber OK40 ▪ Steigende Preise für Emissionszertifikate
GW erhöhen die Wettbewerbsfähigkeit von
100 Gaskraftwerken ggü. den verbleibenden
90
9
Kohlekraftwerken. In der Folge resultiert
78 80 80 79 80
80 76 77 entsprechend den Modellergebnissen ein
21 10 13 17 21 stärkerer Zubau von GuD-Kraftwerken auf
25 28 31
60 15 12 8 35 GW im Jahr 2038.
19 8 4 1
15 15 14 9 9 8 6 ▪ Der Zubau von GuD-Kraftwerken
40
substituiert zum Teil den Ausbau von
24
27 29 31 33 34 34 35 Backup-Kapazitäten** im Szenario OK40.
20
10 Steigerung ▪ Die installierte Leistung konventioneller
8 8 8 8 8 8 8 8
0 Kraftwerke unterscheidet sich nur
geringfügig zwischen den Szenarien.
Minderung
-20
2019* 2023 2025 2028 2030 2033 2035 2038 2023 2025 2028 2030 2033 2035 2038
Andere Kernenergie Gas Braunkohle Steinkohle Backup
* Historische Daten basierend auf Fraunhofer ISE (2020a), BNetzA (2019a) und BNetzA (2019b).
** GuD-Kraftwerke erreichen im Vergleich zu Backup-Technologien wie offenen Gasturbinen aufgrund der Abwärmenutzung des Gasturbinenkraftwerkes in einem nachgelagerten Dampfprozess höhere Wirkungsgrade.
Update 18.03.2021: In der ursprünglichen Fassung waren geringere Werte für den Bedarf an Backup-Kapazitäten angegeben.
© EWI 2021 Auswirkungen einer Verschärfung der europäischen Klimaziele auf den EU-Emissionshandel und den deutschen Strommarkt 9Die steigende Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien kompensiert den
Rückgang der Erzeugung durch Kohle- und Kernkraftwerke
Stromerzeugung** und Importsaldo im Szenario OK40 ▪ Die konventionelle Erzeugung durch Stein- und
TWh/a Braunkohlekraftwerke sinkt bis zum Jahr 2038 entsprechend des
751
750 719 732 Stilllegungspfades. Die Erzeugung in Kernenergiekraftwerken
699
649 679 wird gemäß dem Ausstiegsjahr 2022 beendet.
630 9
7
552 4
15 ▪ Der Rückgang wird primär durch eine zunehmende
550 Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien kompensiert. Der EE-
243
351 388 441 469 522 557 608 Anteil an der Bruttostromnachfrage liegt bei ca. 65% im Jahr
2030 und bei ca. 80% im Jahr 2038.
350
52 ▪ Gaskraftwerke werden aufgrund von steigenden Preisen für
108 38 43 29 18 5 Emissionszertifikate zunehmend konkurrenzfähig gegenüber
1
76 43 8
150
71 55 52 30 Kohlekraftwerken. In der Folge könnte ein Anstieg der
89
126 119 125 130 138 134 131 Gasverstromung auf bis zu 138 TWh im Jahr 2033 resultieren.
71
25 25 25 25 25 25 25 25 ▪ Bis zum Jahr 2030 steigen die Stromimporte deutlich an, sodass
-37 -10 -9 -13
-50 sich Deutschland vom Nettoexporteur zum Nettoimporteur
2019* 2023 2025 2028 2030 2033 2035 2038
wandelt. Ab 2033 ändert sich dieses Verhältnis abermals −
Andere Kernenergie Gas Deutschland wird wieder zum Nettoexporteur.
Braunkohle Steinkohle Erneuerbare Energien
Importsaldo
* Historische Daten basierend auf BNetzA (2020).
** Nettostromerzeugung inkl. Pumpspeicher- und Leitungsverlusten.
© EWI 2021 Auswirkungen einer Verschärfung der europäischen Klimaziele auf den EU-Emissionshandel und den deutschen Strommarkt 10Eine Verschärfung des EU-Klimaziels im Jahr 2030 führt marktgetrieben zu einem
stärkeren und schnelleren Rückgang der Kohleverstromung
Stromerzeugung** und Importsaldo im Szenario MK55 Delta gegenüber OK40 ▪ Im Szenario MK55 verringern steigende
TWh/a Preise für Emissionszertifikate die
751 Wettbewerbsfähigkeit der
750 719 732
679 699 Kohlekraftwerke gegenüber
630 649 4
4
Gaskraftwerken weiter. Die Verstromung
552 20 3
von Gas nimmt deutlich zu und könnte bis
550
auf 172 TWh im Jahr 2033 steigen. In den
243 442 470 524 558 609
388
352 Folgejahren führt die Zunahme der EE-
350 Erzeugung zu einem Rückgang der
52
Gasverstromung auf 141 TWh bis 2038.
26 28 8 4
108 15
61 54 42 8
32 3 ▪ Der marktgetriebene Ausstieg aus der
150 89
149 152 161 168 172 162 141 Steigerung Steinkohleverstromung erfolgt im
71 Szenario MK55 bereits bis zum Jahr 2030.
25 25 25 25 25 25 25 25
-37 -12 -16 -20
-50 ▪ Speziell nach 2030 kommt es ebenfalls zu
Minderung
einem stärkeren und schnelleren
2019* 2023 2025 2028 2030 2033 2035 2038 2023 2025 2028 2030 2033 2035 2038
Rückgang der Braunkohleverstromung.
Andere Kernenergie Gas Braunkohle Steinkohle Erneuerbare Energien Importsaldo
* Historische Daten basierend auf BNetzA (2020).
** Nettostromerzeugung inkl. Pumpspeicher- und Leitungsverlusten.
© EWI 2021 Auswirkungen einer Verschärfung der europäischen Klimaziele auf den EU-Emissionshandel und den deutschen Strommarkt 11Steigende Preise für Emissionszertifikate führen zu einer steigenden Auslastung von
Gaskraftwerken, während die Vollaststunden von Kohlekraftwerken zurückgehen
Grenzkosten
„klassische“ Merit Order Erneuerbare Energien ▪ Die „klassische“ Merit Order wird vor allem durch steigende
Kernenergie
p0 Preise für Emissionszertifikate in beiden Szenarien zunehmend
Braunkohlekraftwerke
Steinkohlekraftwerke aufgebrochen. Im Szenario OK40 schieben sich Gaskraftwerke bis
Gaskraftwerke zum Jahr 2030 trotz steigender Erdgaspreise teilweise vor Braun-
Ölkraftwerke
und Steinkohlekraftwerke. Im Szenario MK55 wird dieser Effekt
Leistung
noch verstärkt: GuD-Kraftwerke wandern an die Spitze der
OK40 konventionellen Merit Order und auch weniger effiziente GuD-
Merit Order 2030 Auslastung
Kraftwerke positionieren sich vor Steinkohle- und einem Teil der
h/a 8.000
Braunkohlekraftwerke.
p0 6.000
4.000
2.000 ▪ Die Auslastung von Gaskraftwerken steigt in beiden Szenarien bis
0 2023 deutlich an, während die der Kohlekraftwerke zurückgeht.
2019* 2023 2025 2028 2030 2033 2035 2038
Bei steigenden CO2-Preisen sinken die durchschnittlichen
MK55 Volllaststunden von Braunkohlekraftwerken bis zum Jahr 2030
Merit Order 2030 Auslastung unter 4.000, während Steinkohlekraftwerke bis 2033 komplett
h/a 8.000
aus dem Markt gedrängt werden. Die durchschnittliche
p0 6.000
Auslastung von Kohlekraftwerken steigt zwar zwischenzeitlich
4.000
2.000
(u.a. aufgrund steigender Gaspreise, sinkender Steinkohlepreise
0 und Stilllegungen ineffizienter Kraftwerksblöcke),
2019* 2023 2025 2028 2030 2033 2035 2038
nichtsdestotrotz zeigt sich ein deutlicher Abwärtstrend.
* Historische Daten basierend auf Fraunhofer ISE (2020a), BNetzA (2019a), BNetzA (2019b) und BNetzA (2020).
© EWI 2021 Auswirkungen einer Verschärfung der europäischen Klimaziele auf den EU-Emissionshandel und den deutschen Strommarkt 12Eine Verschärfung des EU-Klimaziels im Jahr 2030 könnte die Großhandelspreise um
bis zu 5 €/MWh auf 63 €/MWh im Jahr 2038 erhöhen
Großhandelsstrompreise im Szenarienvergleich ▪ Der durchschnittliche Großhandelsstrompreis könnte von
€/MWh 38 €/MWh im Jahr 2019 auf bis zu 63 €/MWh im Jahr 2038
80 ansteigen.
▪ Aufgrund von steigenden CO2- und Gaspreisen kommt es
70
63 63 szenarienübergreifend zu steigenden Grenzkosten
61
59
60 56 konventioneller Kraftwerke und damit zu erhöhten
53
50 59 preissetzenden Geboten in der Merit Order.
56 58
50 54
52
38 48 ▪ Der aus der Verschärfung des EU-Klimaziels resultierende
40 46
Preisunterschied für CO2-Zertifikate ist der zentrale Treiber für
38 den Unterschied von bis zu 5 €/MWh zwischen den Szenarien.
30
▪ Der Anstieg der EE-Erzeugung kompensiert den Preisanstieg durch
20
ansteigende CO2-Zertifikate- und Gaspreise nur teilweise.
10
0
2019* 2023 2025 2028 2030 2033 2035 2038
Ohne Klimazielverschärfung (OK40) Mit Klimazielverschärfung (MK55)
* Historische Daten basierend auf ENTSO-E (2020).
© EWI 2021 Auswirkungen einer Verschärfung der europäischen Klimaziele auf den EU-Emissionshandel und den deutschen Strommarkt 13Das sektorale Klimaschutzziel des Energiesektors von 175 Mio. t CO2-Äq im Jahr
2030 würde im Falle einer Verschärfung des EU-Klimaziels deutlich unterschritten
Treibhausgasemissionen im deutschen Energiesektor im Szenarienvergleich ▪ Der Rückgang der Erzeugung durch Stein-
Mio. t CO₂-Äq. und Braunkohlekraftwerke führt in beiden
300
Szenarien zu einem deutlichen Rückgang
der Treibhausgasemissionen.
254
250 ▪ Eine Verschärfung des EU-Klimaziels
Sektorales Klimaziel könnte zu einem Rückgang der Emissionen
200 (175 Mio. t CO₂-Äq.) im deutschen Energiesektor von bis zu
173
156 10% oder 17 Mio. t CO₂-Äq führen.
150
▪ Der beschleunigte Rückgang der
107 102 Kohleverstromung im MK55-Szenario wird
100
teilweise durch einen Anstieg der
50 Gasverstromung kompensiert.
▪ Im Jahr 2038 führt der Anstieg der
0 Gasverstromung zusammen mit erhöhten
OK40 MK55 OK40 MK55
Stromexporten im Szenario MK55 zu nur
2019* 2030 2038 leicht geringeren Treibhausgasemissionen
Sonstige Emissionen** Gas und sonstige Energieträger Braunkohle Steinkohle gegenüber dem Szenario OK40.
* Historische Daten auf Basis von UNFCC (2019), UBA (2019a), UBA (2019b), UBA (2020a), UBA (2020b).
** Sonstige Emissionen erfasst Emissionen aus Mineralölraffinerien, aus der Herstellung von Brennstoffen, aus Pipelinetransport sowie diffuse Emissionen aus festen Brennstoffen, Öl und Erdgas.
© EWI 2021 Auswirkungen einer Verschärfung der europäischen Klimaziele auf den EU-Emissionshandel und den deutschen Strommarkt 14Zusammenfassung
• Der europäische Rat hat sich im Dezember 2020 darauf verständigt, das Klimaziel der Europäischen Union zu verschärfen. Statt der
bisher geplanten 40 Prozent soll nun ein Minus von 55 Prozent für das Jahr 2030 gegenüber dem Jahr 1990 erreicht werden.
• Eine Verschärfung des europäischen Klimaziels könnte die Preise im EU ETS mittelfristig um über 10 €/t CO2-Äq erhöhen. Die Preise
für Emissionszertifikate steigen bis 2038 in der Folge auf etwa 85 €/t CO2-Äq.
• Die steigenden Preise für Emissionszertifikate erhöhen die Wettbewerbsfähigkeit von Gaskraftwerken gegenüber den verbleibenden
Kohlekraftwerken. In der Folge kommt es marktgetrieben zu einem stärkeren und schnelleren Rückgang der Kohleverstromung.
− Der marktgetriebene Ausstieg aus der Steinkohleverstromung könnte größtenteils bis zum Jahr 2030 erfolgen, die verbleibende
Erzeugung sinkt auf 4 TWh (2019: 52 TWh).
− Nach 2030 spielt auch die Braunkohleverstromung nur noch eine untergeordnete Rolle. Bis zum Jahr 2030 könnte die Erzeugung
auf 32 TWh und bis zum Jahr 2035 auf 8 TWh absinken (2019: 108 TWh).
− Die Gasverstromung könnte auf bis zu 172 TWh im Jahr 2033 ansteigen (2019: 89 TWh). Ein zentraler Treiber der Entwicklung ist
der modellendogene Zubau von effizienten Gas-und-Dampf-Kombikraftwerken.
− Der Rückgang der Kohleverstromung wird neben Gaskraftwerken durch einen (in der Analyse angenommen) ambitionierten
Ausbau der Windenergie und Photovoltaik auf 242 GW (2019: 104 GW) im Jahr 2030 kompensiert.
• Eine Verschärfung des EU-Klimaziels könnte die Großhandelspreise um bis zu 5 €/MWh auf 63 €/MWh im Jahr 2038 erhöhen.
• Das sektorale Klimaziel des Energiesektors von 175 Mio. t CO2-Äq im Jahr 2030 würde mit 156 Mio. t CO2-Äq unterschritten.
© EWI 2021 Auswirkungen einer Verschärfung der europäischen Klimaziele auf den EU-Emissionshandel und den deutschen Strommarkt 15Literatur Agora Energiewende (Agora, 2018): Stromnetze für 65 Prozent Erneuerbare bis 2030. Bocklet J. und Hintermayer M. (Bocklet & Hintermayer 2021): How does the EU ETS reform impact allowance prices? - The role of myopia, hedging requirements and the Hotelling rule. Bundesnetzagentur (BNetzA, 2019a): Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur – Stand: 11.11.2019. Bundesnetzagentur (BNetzA, 2019b): Veröffentlichung Zu- und Rückbau – Stand: 11.11.2019. Bundesnetzagentur / SMARD.de (BNetzA, 2020): Strommarktdaten. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi, 2021): Strommarkt der Zukunft - Unser Strommarkt für die Energiewende. CME Group (CME, 2021a): Trading - Coal CIF ARA Futures (abgerufen am 14. Januar 2021). CME Group (CME, 2021b): Trading – Dutch TTF Natural Gas Futures (abgerufen am 12. Januar 2021). European Energy Exchange (EEX 2020): EEX Gas Spot Settlement Price History 2019. European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E, 2020): ENTSO-E Transparency Platform. Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG, 2021): Gesetzesentwurf zum Erneuerbare-Energien-Gesetz 2021. Fraunhofer ISE (Fraunhofer ISE, 2020b): Energy Charts – Monatliche Stromerzeugung in Deutschland , Mai 2020. Independent Commodity Intelligence Services (ICIS, 2019): What a 55% 2030 emission reduction target means for the EU ETS, Juli 2019. International Energy Agency (IEA 2020): World Energy Outlook 2020, Oktober 2020. MarketWatch (MarketWatch, 2020): Coal (API2) CIF ARA (ARGUS-McCloskey). NEP 2030 (2019): Netzentwicklungsplan Strom 2030, Version 2019, Zweiter Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber. Sandbag (2021): Carbon Price Viewer – EUA Price. Umweltbundesamt (UBA, 2019a): Berichterstattung unter der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen und dem Kyoto-Protokoll 2019, Mai 2019. Umweltbundesamt (UBA, 2019b): Entwicklung der spezifischen Kohlendioxid-Emissionen des deutschen Strommix in den Jahren 1990 – 2018, April 2019. Umweltbundesamt (UBA, 2020a): Entwicklung der Kohlendioxid-Emissionen der fossilen Stromerzeugung nach eingesetzten Energieträgern in Millionen Tonnen, Januar 2020. Umweltbundesamt (UBA, 2020b): Entwicklung der Treibhausgasemissionen in Deutschland. Dessau-Roßlau, März 2020. United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCC, 2019): Common Reporting Format for the provision of inventory information by Annex I Parties to the UNFCCC. Wind-auf-See-Gesetz (WindSeeG, 2020): Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See - (Windenergie-auf-See-Gesetz - WindSeeG). © EWI 2021 Auswirkungen einer Verschärfung der europäischen Klimaziele auf den EU-Emissionshandel und den deutschen Strommarkt 16
Auswirkungen einer Verschärfung der europäischen Klimaziele auf den EU-Emissionshandel und den deutschen Strommarkt KONTAKT Max Gierkink Max.Gierkink@ewi.uni-koeln.de +49 (0)221 277 29 306 Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (EWI) gGmbH
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