Auswirkungen eines adjustierten Kohleausstiegs auf die Emissionen im deutschen Stromsektor - Analyse für Europe Beyond Coal 22. November 2022

Auswirkungen eines
adjustierten Kohleausstiegs
auf die Emissionen im
deutschen Stromsektor
Analyse für Europe Beyond Coal
22. November 2022

© Aurora Energy Research Ltd.

Executive Projektbeschreibung und Methode
 ▪ Europe Beyond Coal hat Aurora Energy Research beauftragt, die Auswirkungen eines veränderten
 Kohleausstiegspfades auf den deutschen Strommarkt im Hinblick auf dessen CO2-Emissionen zu analysieren.

Summary Konkret wurden die folgenden Fragestellungen von Aurora adressiert:
 − Welche Auswirkungen haben die Rückholung von Kohlekraftwerken nach EKBG, die veränderte
 Ausstiegszeitleiste im rheinischen Braunkohlerevier sowie die beschlossene Verlängerung der Atomkraftwerke1
 auf Erzeugung und Emissionen im deutschen Strommarkt?

(1/2) − Welche Implikationen bestehen für den Verbrauch von Braunkohle von angeschlossenen Tagebauen der
 betroffenen Braunkohlenkraftwerke? Welche Implikationen ergeben sich für den Verbrauch von Gas?
 − Welche Auswirkung hat eine höhere Stromnachfrage aus anderen Sektoren auf die Erreichung der Ziele im
 deutschen Stromsektor?
 ▪ Zur Beantwortung der Auswirkungen auf den Strommarkt wurde eine Modellierung des europäischen Strommarktes
 durchgeführt. Brennstoffpreise und weitere zentrale Annahmen basieren auf Auroras Central-Szenario. Eine
 fundamentale Modellierung der CO2-Preise, welche sich mit einem veränderten Kohleausstiegspfad vsl. ebenfalls
 ändern würden, wurde nicht vorgenommen. Für die Beantwortung der Frage nach den Auswirkungen einer höheren
 Stromnachfrage wurden die Nachfrage für Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen sowie erhöhte Nachfrage aus
 Haushalten und Industrie aus Auroras Net Zero Szenario verwendet.

 1) Im Folgenden wird der Begriff Atomkraft als äquivalent zu Kernenergie verwendet.

 Quelle: Aurora Energy Research 2

Executive Kernergebnisse
 ▪ Die Emissionen im deutschen Stromsektor steigen über den Betrachtungszeitraum (2022 bis 2038) durch den
 adjustierten Ausstiegspfad um 61 Mio. t CO2 an.

Summary − Dieser Effekt beschränkt sich auf die kurzfristigen Mehremissionen 2022 bis 2024. Die Rückholung der Kohle-
 und Ölkraftwerke zur Vorbeugung und Abschwächung einer potentiellen Gasmangellange sowie die
 Verlängerung der Braunkohlekraftwerke im Rheinland führen zu einem Mehrausstoß von 61 Mio. t CO2.
 − Durch Mehrverstromung von Kohle und Öl in Deutschland werden europaweit 100 TWh weniger Gas
(2/2) verstromt, dem Emissionsanstieg in Deutschland stehen Einsparungen von 26 Mio. t CO2 im restlichen Europa
 zwischen 2022 und 2030 gegenüber. Europaweit steigen die Emissionen um 35 Mio. t CO2 an.
 − Die Emissionen im deutschen Stromsektor1 betragen 2030 in beiden Szenarien 110 Mio. t CO2, was unter dem
 von Aurora umgerechneten Sektorziel für den Stromsektor in 2030 von 118 Mio. t CO2 liegt. Unter Annahme
 einer linearen Reduktion der Ziele im Stromsektor (256 Mio. t CO2 in 2022, 118 Mio. t CO2 in 2030) liegt das
 Szenario mit adjustiertem Ausstieg 164 Mio. t CO2 über einem Emissionsbudget für diesen Zeitraum.
 − Unter den ökonomischen Rahmenbedingungen des Central-Szenarios erwarten wir keine Verstromung der
 Braunkohle nach 2030, da diese unprofitabel wäre. Dies ist vor allem durch die graduelle Normalisierung der
 Gaspreise sowie durch steigende Preise im europäischen Emissionshandel bedingt. Daher hat das Vorziehen
 des Kohleausstieges im rheinischen Revier von 2038 auf 2030 in unserer Modellierung keinen Effekt, es gibt
 keine emissionsmindernde Wirkung.
 ▪ Auch in einem Szenario mit höherer Nachfrage (+25 TWh in 2030) werden die Ziele im deutschen Stromsektor in
 2030 gerade noch erreicht, liegen aber mit 116 Mio. t CO2 nur noch knapp unter dem Zielwert für 2030. Durch die
 höhere Nachfrage findet Mehrproduktion von Stein- und Braunkohlekraftwerken v.a. vor 2028 statt, später durch
 die Normalisierung des Gaspreises v.a. von Gaskraftwerken.
 − Der Nachfrageanstieg verursacht kumulierte Mehremissionen von 25 Mio. t CO2 gegenüber einem Szenario
 mit niedrigerer Nachfrage zwischen 2022 und 2030. Das Szenario liegt um 189 Mio. t CO2 über einem
 Emissionsbudget für den Strommarkt im Zeitraum 2022 bis 2030.
 1) Weicht von Definition der Energiewirtschaft laut Umweltbundesamt ab, aus Kombination der Ziele aus Energiewirtschaft und Industrie ermittelt. Siehe dafür Folie 22.

 Quelle: Aurora Energy Research 3

Agenda

I. Der Kohleausstieg und Änderungen am Ausstiegspfad
II. Auswirkungen eines veränderten Ausstiegspfades
III. Auswirkungen einer erhöhten Stromnachfrage
IV. Kernannahmen zur Modellierung
V. Appendix

 4

I Der Kohleausstieg und Änderungen am Ausstiegspfad

Anhand drei Szenarien hat Aurora die Auswirkungen eines veränderten Kohle-
ausstiegspfades auf die Emissionsziele im Stromsektor ausgewertet

 Szenario 1: Basis-Szenario Szenario 2: Adjustierter Ausstieg Szenario 3: Elektrifizierung

 ▪ Keine Berücksichtigung der Maßnahmen zu ▪ Berücksichtigung der Maßnahmen zu Stein-, ▪ Berücksichtigung der Maßnahmen zu Stein-,
 Stein-, Braunkohle und Atomkapazitäten im Braunkohle und Atomkapazitäten im deutschen Braunkohle und Atomkapazitäten im deutschen
 deutschen Strommarkt Strommarkt Strommarkt und höhere Stromnachfrage

Gemeinsamkeiten

 ▪ Basierend auf Aurora Central-Szenario:
 − EE-Ausbau (in 2030: 155 GW Solar, 25 GW Wind auf See, 83 GW Wind an Land)
 − Brennstoffpreise (v.a. bei CO2-Preisen stellt dies eine auf Grund der Zeitleiste notwendige Vereinfachung dar, welche wir hervorheben werden)
 ▪ Kohleausstiegszeitleiste:
 − Spätester Ausstieg der Kohlekraftwerke nach KVBG1
 − Frühere Stilllegung basierend auf Barwerten möglich
Unterschiede

 ▪ Ohne Verlängerung Atomkraftwerke ▪ Inklusive Verlängerung Atomkraftwerke bis Mitte April 2023
 ▪ Ohne Rückholung Kohlekapazitäten („EKBG“) ▪ Inklusive Rückholung Kohlekapazitäten („EKBG“)
 ▪ Ohne adjustierten BK-Ausstieg im rheinischen ▪ Inklusive adjustiertem BK-Ausstieg im rheinischen Revier
 Revier

 ▪ Stromnachfrage basierend auf Aurora Central ▪ Höhere Stromnachfrage (Basisnachfrage,
 Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen)
1) Bzw. für betroffene Kraftwerke in Szenarien 2 und 3 gemäß EKBG oder adjustiertem Braunkohleausstieg im Rheinland.

Quelle: Aurora Energy Research 5

I Der Kohleausstieg und Änderungen am Ausstiegspfad

Im Basis-Szenario bestimmt der KVBG-Kohleausstiegspfad den
spätmöglichsten Schließungszeitpunkt
Kohleausstiegsgesetz (KVBG) Auswirkungen auf die Modellierung von Aurora

▪ Da Braun- und Steinkohle die emissionsintensivsten Brennstoffe im ▪ Der Ausstiegspfad des KVBG gibt im Basis-Szenario die längst mögliche
 Stromsektor sind, die im großen Maßstab verwendet werden, hat die Laufzeit er Kohlekraftwerke vor
 Bundesregierung mit dem KVBG den Ausstieg aus der Kohle festgelegt ▪ Frühere Schließungen basierend auf Barwerten der Kraftwerke sind jedoch
▪ Das Gesetz sieht vor, dass die letzten Kohlekraftwerke spätestens Ende möglich (s. Folie 11)
 20381 schließen. Zwischenziele sind Die neue Bundesregierung visiert einen ▪ Der Ausstiegspfad nach dem KVBG berücksichtigt noch nicht die
 − 30 GW bis 2022 und Kohleausstieg bis 2030 an. Diese Änderungen durch das EKGB und die adjustierte Zeitleiste im rheinischen
 Ankündigung wurde allerdings noch nicht
 Revier, die in den Szenarien „Adjustierter Ausstieg“ und „Elektrifizierung“
 − 17 GW bis 2030 in Maßnahmen umgesetzt.
 berücksichtigt sind
Installierte Kohlekapazität in Deutschland (offizieller Ausstiegspfad, Stand: 2020)2
GW
 30
 30 27
 26
 25 24 24
 15 21
 20
 20 15
 15 17 17
 14 14 15
 15 13 12 13
 9 9 11
 10 9 8
 15 9 6 6 6
 12 11 9
 5 10 10 8 8 8 8 8
 6 4 6 6 6 0
 0 2 0 0 0
 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038
 Steinkohle Braunkohle
1) Die Bundesregierung sieht Revisionsprozesse in 2026, 2029 und 2032 vor um gegebenenfalls einen schnelleren Kohleausstieg (bis 2035) festzulegen. 2) Kapazitäten beziehen sich auf das jeweilige Jahresende gemäß Infografiken des BMU. Bei allen
weiteren Grafiken beziehen sich die Kapazitäten auf den Jahresanfang.
Quellen: Aurora Energy Research, KVBG, BMUV 6

I Der Kohleausstieg und Änderungen am Ausstiegspfad

Durch das EKBG soll der Gasverbrauch reduziert werden, indem Kohle-
und Ölkapazitäten verlängert bzw. zurück an den Markt geholt werden
 Die Gasversorgung Deutschlands ist bedroht Das EKBG1 sieht kurzfristig erhebliche Eingriffe Mehr als 4,5 von 10 GW der von der Regierung vorgesehenen
 und erfordert eine politische Reaktion in den deutschen Strommarkt vor zusätzlichen Kapazität sind bereits wieder am Markt3

Der russische Einmarsch in der Ukraine hat zu Stein-, Braunkohle- und Ölkraftwerke aus Kraftwerke, die nach dem EKBG wieder hochgefahren werden:
mehreren Stressfaktoren für die Reserven2 werden reaktiviert, sowie
Gasversorgung Deutschlands geführt... geplante Stilllegungen aufgeschoben Kraftwerksname Brennstoff Kapazität Schon
 und -block (MW) hochgefahren?3
▪ … eine starke Erhöhung der Gaspreise ▪ Teilnahme am Großhandelsmarkt bis 31. März
 2024 möglich (für Braunkohlekraftwerke nur bis Jänschwalde E, F Braunkohle 930 
▪ … keine Gasimporte durch die Jamal-
 30. Juni 2023) – unter der Bedingung, dass im Heyden 4 Steinkohle 875 
 Pipeline Rahmen des "Gasnotstandsplans" Alarm- oder
▪ …eine Reduktion der Gaszufuhren durch Bexbach Steinkohle 726 
 Notfallstufe ausgerufen wird
 Nord Stream 1 und schließlich den Bergkamen Steinkohle 717 
 ▪ Erwartete zusätzliche Kapazität von maximal 10
 Lieferstopp Ende August GW, davon 8 GW Kohlekraftwerke und 2 GW Mehrum Steinkohle 690 
 Ölkraftwerke Weiher Steinkohle 656 ✗
Die Bundesregierung versucht auf diese Niederaußem E, F Braunkohle 594 
Stressfaktoren mit verschiedenen Gaskraftwerke sind in ihrer Teilnahme am
Maßnahmen zu reagieren, z.B., … Neurath C Braunkohle 292 
 deutschen Strommarkt eingeschränkt
 Steinkohle,
▪ ... Ausrufung der Alarmstufe des ▪ Die Regierung hat die Möglichkeit, die Sonstige 4,403 Teilweise
 Öl
 "Gasnotfallplans" Erzeugung von Strom aus Gaskraftwerken für
 maximal 9 Monate zu verbieten. Total (MW) 9,883 >4,532
▪ ... Verabschiedung des
 ▪ Selbst bei einem solchen Verbot wäre der Auswirkungen auf die Modellierung der Szenarien Adjustierter
 Gasspeichergesetzes Betrieb von Gas-KWK-Anlagen noch erlaubt, Ausstieg und Elektrifizierung:
▪ ... Ersatzkraftwerksbereitschaftsgesetz wenn es keine Alternative für die
 ▪ Wir gehen davon aus, dass alle Kraftwerke, die technisch dazu
 („EKBG“). Wärmeerzeugung gibt
 in der Lage sind, wieder an den Markt gehen bzw.
 weiterbetrieben werden. Das entspricht bis zu 9,320 MW4, 5.

1) Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz. 2) Inklusive Kraftwerke in der Netzreserve und in der Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft. 3) Stand: 04.11.22. 4) Steinkohle- und Ölkraftwerke sind gemäß EKBG bis Ende März 2024 implementiert, Braunkohlekraftwerke
bis Ende Juni 2023. 5) Hierbei haben wir alle Kraftwerke außer die EnBW Kraftwerke berücksichtigt, da diese nach eigener Aussage technisch nicht in der Lage sind, dauerhaft betrieben zu werden.
Quellen: Aurora Energy Research, Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz 7

I Der Kohleausstieg und Änderungen am Ausstiegspfad

Durch eine Laufzeitverlängerung von Atomkraftwerken und rheinischen
Braunkohlekraftwerken sollen weitere Kapazitäten am Netz bleiben
 Auf Grund der aktuellen Energiekrise wird die Laufzeit der verbliebenen Die Bundesregierung hat einen veränderten Kohleausstiegspfad für die
 Atomkraftwerke um 3.5 Monate verlängert Braunkohlekraftwerke des rheinischen Reviers auf den Weg gebracht
▪ Auf Grund der Energiekrise hat die Regierungskoalition das Atomgesetz ▪ Im rheinischen Revier sollen die Braunkohlekraftwerksblöcke Neurath D und
 geändert und es den drei verbleibenden Atomkraftwerken ermöglicht, bis E mit je 600 MW Leistung nicht, wie im KVBG vorgesehen, bis Ende dieses
 Mitte April 2023 weiter am Großhandelsmarkt aktiv zu sein Jahres abschalten, sondern auf Grund der Energiekrise bis mindestens Ende
 März 2024 weiter am Netz bleiben
▪ Die Atomkraftkapazitäten von 4.1 GW nehmen weiterhin am
 Großhandelsmarkt teil, arbeiten jedoch auf Grund von Brennstoff- und ▪ Im Oktober 2023 wird entschieden ob die Kraftwerksblöcke noch bis Ende
 technischen Einschränkungen auf einem Niveau, das unter ihrem vollen März 2025 weiterbetrieben werden dürfen
 Betriebspotenzial liegt
 ▪ Außerdem hat die Bundesregierung unter Absprache mit RWE beschlossen
▪ Dies wird voraussichtlich nur eine geringe Auswirkung auf den Strompreis den Kohleausstieg in Nordrhein-Westfalen vorzuziehen
 haben, da der zusätzliche Strom der Atomkraftwerke Gas nicht vollständig − Nach dem KVBG sollten die Blöcke Niederaußem K, sowie Neurath F und
 aus dem Markt verdrängen kann G noch bis Ende 2038 am Netz bleiben

Auswirkungen auf die Modellierung der Szenarien Adjustierter Ausstieg und Auswirkungen auf die Modellierung der Szenarien Adjustierter Ausstieg und
Elektrifizierung: Elektrifizierung:
▪ In den modellierten Szenarien wurden die Atomkraftwerke in 2023 mit ▪ Die Blöcke Neurath D und E können in den Szenarien Adjustierter
 halbierter Verfügbarkeit modelliert, sodass insgesamt 5 TWh Strom von den Kohleausstieg und Elektrifizierung bis zum 31. März 2024 am Strommarkt
 verbliebenen Atomkraftwerken produziert werden teilnehmen
▪ Dies entspricht ungefähr der geschätzten verbleibenden Produktion der ▪ Dafür wird der späteste Schließzeitpunkt von Niederaußem K, Neurath F und
 verbliebenen Atomkraftwerke1 Neurath G auf 31. März 2030 vorgezogen
Emsland
Isar 2 Ursprünglich geplant
 Aktualisierter Plan
Neckarwestheim 2
 Dezember ‘22 Mitte April ‘23
1) Die verbliebene Stromerzeugung durch die Verlängerung der Atomkraftwerke wird für 2023 auf 5.4 TWh geschätzt.

Quellen: Aurora Energy Research, Tagesspiegel Background Energie 8

Agenda

I. Der Kohleausstieg und Änderungen am Ausstiegspfad
II. Auswirkungen eines veränderten Ausstiegspfades
III. Auswirkungen einer erhöhten Stromnachfrage
IV. Kernannahmen zur Modellierung
V. Appendix

 9

II Auswirkungen eines veränderten Ausstiegspfades

In einem Szenario mit adjustiertem Kohleausstieg, sind zwischen
2022 und 2024 mehr Kohle- und kurzzeitig Atomkraft im System
Kraftwerkskapazitäten Basis-Szenario – Atomkraft, Steinkohle, Braunkohle1 1▪ In den Jahren 2022 bis 2024
GW ergeben sich folgende Veränd-
 erungen im Kraftwerkspark:
40
 35 − Mehr Atomkraft bis April
35
 4 2023
30 26 25 24 − Mehr Steinkohle- und
25 15 Ölkapazitäten1 ab Oktober
 20
20 11 10 10 16 2 ‘22 bis April ‘24 („EKBG“)
15 7 14
 6 − Mehr Braunkohle-
10 6 9 9 kapazitäten bis Juni 2023
 17 15 15 15 5
 5 13 10 6 6 4 2 durch das „EKBG“
 8 5 0 0 0 0 0
 3 3 3 − Mehr Braunkohle-
 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0
 kapazitäten bis März 2024
 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 durch veränderten
Unterschied Kraftwerkskapazitäten: Adjustierter Ausstieg vs. Basis-Szenario Ausstiegspfad im
GW 1 rheinischen Revier
20
 2▪ Ein vollständiger Kohleausstieg
15 13 wird wegen mangelnder
 4 3
10 7 Profitabilität Ende 2033
 5 6 erreicht2
 5 6
 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
 0 2 3 1 3▪ Da bis 2030 im Basis-Szenario
 keine Braunkohlekraftwerke
-5
 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 mehr aktiv sind1, ergeben sich
 keine Kapazitätsunterschiede
 durch den geänderten
 Atomkraft Steinkohle Braunkohle Kohleaustiegsplan des
1) Ölkapazitäten sind in dieser Grafik zur besseren Visualisierung nicht dargestellt. 2) Dies liegt an endogenen Schließungen basierend auf Barwerten, siehe Folie 11. rheinischen Reviers
Quelle: Aurora Energy Research 10

II Auswirkungen eines veränderten Ausstiegspfades

Bis 2030 kommt es zu einem marktbedingten Braunkohleausstieg, da
lediglich moderne Steinkohlekraftwerke noch profitabel sind
Bruttomarge1 Basis-Szenario, Modernes Steinkohlekraftwerk Bruttomarge1 Basis-Szenario, Modernes Braunkohlekraftwerk Kommentar
Tsd. EUR/MW (real 2021) Tsd. EUR/MW (real 2021)
 ▪ Lediglich moderne Steinkohle-
520 520 kraftwerke sind unter den
 501 gegebenen Rahmen-
 220 bedingungen in 2030 noch
220 220
 geringfügig profitabel
200 200
 ▪ Moderne Braunkohlekraftwerke
180 180 sind ab Ende der 2020er
 401 Profit unprofitabel, da die Brutto-
160 160 margen unter die Fixkosten
140 140 fallen
 188 Profit − Negative Barwerte führen zu
120 120
 einem Ausstieg bis 2030
 100
100 100 ▪ Moderne Steinkohlekraftwerke
 80 80 werden in den frühen 2030er
 58 Verlust Jahren unprofitabel, sodass im
 60 54 60 in allen Szenarien ein
 100 marktlicher Ausstieg aus der
 40 22 Profit 40
 Steinkohle bis 2033 erfolgt
 20 32 32 20 42

 0 0
 2025 2030 2025 2030

 Gewinn Verlust Bruttomarge Fixkosten

Quelle: Aurora Energy Research 11

II Auswirkungen eines veränderten Ausstiegspfades

 Die zusätzliche Erzeugung der verlängerten Atom- und Kohle-
 kraftwerke führt besonders 2023 zu geringeren Nettoimporten
 Stromerzeugung Basis-Szenario Kommentar
 TWh
 800 730 742 755 1▪ Durch die zusätzlichen
 687 702 719
 649 660 673 Atomkraft-, Steinkohle- und
 607 616 626 637
 582 586 591 599 Braunkohlekapazitäten 2022
 600
 und 2023, wird deutlich mehr
 Strom von diesen Technologien
 400 erzeugt. Dafür sinken die
 Nettoimporte in 2023 um
 200 47 TWh.
 2▪ Der Anteil von Kohle an der
 0 Gesamterzeugung liegt ab 2030
 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 nur noch unter 3%
 Unterschied Stromerzeugung: Basis-Szenario vs. Adjustierter Ausstieg 3▪ Da bis 2030 im Basis-Szenario
 TWh 1 2 3 keine Braunkohlekraftwerke
100 mehr aktiv sind, ergeben sich
 keine Unterschiede in der
 50
 31 Stromerzeugung durch eine
 4 7 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
 0 -5 -7 frühere Schließung des
 -47 rheinischen Reviers
 -50
-100
 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

 Atomkraft Gas- und Dampfturbinen Photovoltaik Onshore Wind H2-Spitzenlast Nettoimporte
 Braunkohle H2 Gas- und Dampfturbinen Sonstige Erneuerbare Pumpspeicher Batteriespeicher
 Steinkohle Sonstige thermische Kraftwerke Offshore Wind Spitzenlast DSR

 Quelle: Aurora Energy Research, BMWK 12

II Auswirkungen eines veränderten Ausstiegspfades

Durch stärkere Verstromung von Braun- und Steinkohle steigen
Emissionen im deutschen Stromsektor um 61 Mio. t CO2
Emissionen deutscher Stromsektor1 – Basis-Szenario 118 1▪ Durch stärkere Verstromung
Mio. t CO2 110 von Braun- und Steinkohle
 100 Stromsektorziel1 mit stetigem
 Reduktionspfad zwischen 2022 und 24 steigen
300 282 die Emissionen im deutschen
 265 266 50 ▪ Siehe Folie 22 zum Vergleich
 246 Stromsektor um 61 Mio. t CO2
250 zu Zielen laut UBA
 196 Resultierende Emissionen − Dazu tragen Braunkohle
200 165 0 mit 28 Mio. t, Steinkohle
 141 2 2030 ▪ Ergebnis der Modellierung
150 117 mit 38 Mio. t und Ölkraft-
 110 101 98 werke mit 6 Mio t. CO2 bei
 94 89 87
100 80 78 76 − Minderemissionen i.H.v.
 50 12 Mio. t CO2 entstehen
 für andere thermische,
 0 Spitzenlast- und Gas-KWs
 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038
 2▪ Das Stromsektorziel1 wird 2030
Unterschied Emissionen deutscher Stromsektor1: Adjustierter Ausstieg vs. Basis-Szenario erreicht, allerdings entstehen im
Mio. t CO2 Szenario Adjustierter
 1 Über den Gesamtzeitraum werden in
 Summe 61 Mio. t CO2 mehr ausgestoßen Kohleausstieg zwischen 2022
60 48 und 2030 164 Mio. t CO2
 3 Mehremissionen gegenüber
 40
 einer linearen Reduktion des
 20 5 7 Stromsektorziels2
 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
 0 3▪ Da in unserem Basis-Szenario
-20 keine Verstromung von
 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 Braunkohle nach 2030 mehr
 erfolgt, hat der Kohleausstieg
 Braunkohle Gas- und Dampfturbinen Sonstige Spitzenlast Stromsektorziel1 mit stetigem Reduktionspfad
 im rheinischen Revier bis 2030
 Steinkohle Sonstige thermische Kraftwerke Gasturbinen keine emissionsmindernde
Notiz: Abweichung zwischen Zahlen im Aggregat und Summe aus Einzelzahlen durch Rundung. 1) Siehe Folie 22 für Erläuterung der unterschiedlichen Definitionen. 2) Siehe Folie 18 für einen
Vergleich der Gesamtemissionen von 2022 bis 2030. Wirkung
Quelle: Aurora Energy Research, Umweltbundesamt 13

II Auswirkungen eines veränderten Ausstiegspfades

Je nach Szenario emittieren deutsche Braunkohlekraftwerke
zwischen 2022 und 2030 640 bis 678 Mio. t CO2

 Kumulierte Emissionen 2022 bis 2030

 Kraftwerk Kapazität Tagebau Basis-Szenario Adj. Ausstieg Elektrifizierung
 Niederaußem 2,220 Hambach, Garzweiler 94 98 105
 Neurath 3,331 Hambach, Garzweiler 109 128 129
 Weisweiler 1,640 Inden 52 52 52
 Summe Rheinland 7,191 255 278 286
 Lippendorf 1,750 Profen, Schleenhain 80 81 81
 Schkopau 900 Amsdorf 38 38 38
 Summe Mitteldeutschland 2,650 118 119 119
 Nochten, Reichwalde, Welzow-Süd,
 KW Jänschwalde 1,860 75 81 81
 Jänschwalde
 Nochten, Reichwalde, Welzow-Süd,
 Schwarze Pumpe 1,500 77 77 77
 Jänschwalde
 Nochten, Reichwalde, Welzow-Süd,
 Boxberg 2,427 115 115 115
 Jänschwalde
 Summe Lausitz 5,787 267 273 273

 Summe Deutschland 640 670 678

Quellen: Aurora Energy Research, Agora, KVBG 14

II Auswirkungen eines veränderten Ausstiegspfades

In dem Szenario mit adjustiertem Kohleausstieg werden 29 Mio. t
zusätzliche Braunkohle in Deutschland benötigt
Erforderliche Braunkohlemengen1 für die Stromerzeugung im Basis-Szenario ▪ Durch die Abschaltung der
Mio. t Braunkohle verbliebenen Braunkohle-
 kraftwerke sinkt der Bedarf an
700 641 140
 122 Braunkohle von 122 Mio. t in
600 120 111 110 2022 auf 9 Mio. t in 2030
 105
500 267 100 45
 82 ▪ Der Gesamtbraunkohlebedarf
 45 45 44
400 80 von Garzweiler und Hambach
 118 19 34 58 beträgt ohne Veredelung 203
300 60 19 19
 52 14 19 23 Mio. t im Basis-Szenario, 226
200 40 14 14 18 34 Mio. t im Adjustierten
 11
 44 15 12 Kohleausstieg und 234 Mio. t
100 203 20 32 32 32 30 7 10 9
 19 14 10 9 im Elektrifizierungsszenario
 0 0
 2022-’30 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 ▪ Bei einer maximalen
 Kohlefördermenge von 110
Unterschied Braunkohlemengen1: Adjustierter Ausstieg vs. Basis-Szenario
 Mio. t in Hambach2 müssten in
Mio. t Braunkohle
 Garzweiler noch 93 Mio. t bis
 40 40 124 Mio. t Braunkohle für die
 30 29 30 Verstromung gefördert werden
 6 20 − Diese Menge ist weniger als
 20 20 4 die ca. 170 Mio. t, ab der die
 10 23 10 5 Inanspruchnahme von
 17 3
 2 0 0 0 0 0 0 Lützerath notwendig wäre2,
 0 0 3 3 schließt jedoch nicht
 2022-’30 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Braunkohlebedarf für
 Veredelung mit ein3
 Lausitz Mitteldeutschland Inden Garzweiler/ Hambach

Notiz: Abweichung zwischen Zahlen im Aggregat und Summe aus Einzelzahlen durch Rundung. 1) Vereinfachende Annahme, dass Verbrennung 1 t Braunkohle 1 t CO2 emittiert. 2) Nach „Braunkohleausstieg 2030 in Nordrhein-
Westfalen“ des Ministeriums für Wirtschaft, Industrie, Klimaschutz und Energie (MWIKE). 3) In dem Aktionsplan „Braunkohleausstieg 2030 in Nordrhein-Westfalen“ des MWIKE wird dieser auf 55 Mio. t Braunkohle geschätzt.
Quellen: Aurora Energy Research; Ministerium für Wirtschaft, Industrie, Klimaschutz und Energie des Landes NRW 15

Agenda

I. Der Kohleausstieg und Änderungen am Ausstiegspfad
II. Auswirkungen eines veränderten Ausstiegspfades
III. Auswirkungen einer erhöhten Stromnachfrage
IV. Kernannahmen zur Modellierung
V. Appendix

 16

III Auswirkungen einer erhöhten Stromnachfrage

Auch mit höherer Nachfrage kann das Sektorziel 2030 erreicht
werden, jedoch entstehen deutliche Mehremissionen ab 2027
Emissionen deutscher Stromsektor1 – Elektrifizierungs-Szenario 118 1▪ Bis 2025 entstehen kaum
 116
Mio. t CO2 100 Stromsektorziel1 mit stetigem Mehremissionen im Szenario
 Reduktionspfad mit Elektrifizierung, da der
350 313 ▪ Siehe Folie 22 zum Vergleich Nachfrageunterschied noch
 287 50 zu Zielen laut UBA gering ist
300 275
 245 Resultierende Emissionen
250 2▪ Zwischen 2026 und 2028
 197 0 ▪ Ergebnis der Modellierung
200 171 2030 kommt es zu verzögerten
 144 4
 124 Abschaltungen von
150 116 Kohlekraftwerken und somit zu
 110 106 103 101 100
100 88 86 84 zusätzlicher Kohleverstromung,
 50 was zu bis zu 6 Mio. t höheren
 CO2 Emissionen führt
 0
 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 3▪ Nach 2027 wird die zusätzliche
 Nachfrage hauptsächlich durch
Unterschied Emissionen Stromsektor1: Adjustierter Kohleausstieg vs. Elektrifizierungs-Szenario
 Gaserzeugung gedeckt, da
Mio. t CO2
 Gaskraftwerke ab diesem Jahr
 1 2 3 niedrigere kurzfristige
 60 Grenzkosten als
 40 Kohlekraftwerke haben

 20 7 6 8 8 9 12 13 8 8 8 4▪ Obwohl das Stromsektorziel in
 2 6 3
 0 0 3 2030 knapp erreicht wird,
 0 liegen die Gesamtemissionen
 0
-20 des Elektrifizierungs-Szenarios
 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 mit 1,872 Mio. t CO2 um 189
 Mio. t CO2 über den
 Braunkohle Gas- und Dampfturbinen Sonstige Spitzenlast Stromsektorziel1 mit stetigem Reduktionspfad
 kumulierten Emissionen des
 Steinkohle Sonstige thermische Kraftwerke Gasturbinen
Notiz: Abweichung zwischen Zahlen im Aggregat und Summe aus Einzelzahlen durch Rundung. 1) Siehe Folie 22 für Erläuterung der unterschiedlichen Definitionen. 2) Siehe Folie 18 für einen
 Sektorziels unter Annahme
Vergleich der Gesamtemissionen von 2022 bis 2030. einer linearen Reduktion2
Quelle: Aurora Energy Research, Umweltbundesamt 17

III Auswirkungen einer erhöhten Stromnachfrage

Die kumulierten Emissionen aller modellierten Szenarien übersteigen
das Stromsektorbudget bis 2030 um bis zu 189 Mio. t CO2
Emissionen deutscher Stromsektor1 – Szenariovergleich Kommentar
Mio. t CO2

 313 313 ▪ Nach dem Klimaschutzgesetz,
320
 287 Emissionen kumuliert 2022-2030 sollen die Emissionen des
300 287 Energiesektors bis 2030
 282 273 275 Mio. t CO2
280 265 266 „möglichst stetig“ sinken
 246 Basis-Szenario 1,786
260 256
 246 246 Adjustierter Ausstieg 1,847 ▪ Unter der Annahme eines
 239
240 Elektrifizierung 1,872 linearen Reduktionspfads,
 222 liegen die aufsummierten
220 204 Stromsektorziel1 1,683
 196 197 Gesamtemissionen bei 1683
200 187 Mio. t bis 2030
 171
180 165 170
 − Im Basis-Szenario
160 153 übersteigen die kumulierten
 141 144 135
140 Emissionen diesen Zielwert
 124 116 118
 117 um 103 Mio. t, im Szenario
120 110
 Adjustierter Kohleausstieg
100 um 164 Mio. t und im
 80 Elektrifizierungsszenario um
 60 189 Mio. t CO2
 40
 20
 0
 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

 Basis-Szenario Adjustierter Ausstieg Elektrifizierung Stromsektorziel1 mit stetigem Reduktionspfad

1) Siehe Folie 22 für Erläuterung der unterschiedlichen Definitionen.

Quelle: Aurora Energy Research, Umweltbundesamt, KVBG 18

Agenda

I. Der Kohleausstieg und Änderungen am Ausstiegspfad
II. Auswirkungen eines veränderten Ausstiegspfades
III. Auswirkungen einer erhöhten Stromnachfrage
IV. Kernannahmen zur Modellierung
V. Appendix

 19

IV Kernannahmen zur Modellierung

Gas- und Kohlepreis erholen sich ab Mitte der 2020er Jahre von
aktuellen Höchstpreisen, CO2-Preise steigen mittelfristig stark an
Gaspreis1 Kohlepreis1 CO2-Preis1,3
EUR/MWh (real 2021) EUR/t (real 2021) EUR/t CO2 (real 2021)

200 196 275 110
 256 103
180 250 235 100 91
 160 225 90
160 208
 200 187 80 77 74
140 72 72
 119 175 70
120
 150 60
100
 125 50
 80 71
 100 78 40
 60 75 30 25
 56
 40 29 31 50 44 20
 20 10 25 10
 0 0 0

 2022

 2025

 2030

 2040
 2020

 2022

 2023

 2024

 2025

 2030

 2040

 2020

 2023

 2024

 2030

 2040

 2020

 2022

 2023

 2024

 2025
 Historisch Kurzfristig Langfristig Historisch Kurzfristig Langfristig Historisch Kurzfristig Langfristig

▪ Ein knapper Gasmarkt durch einen vollständigen ▪ Durch einen Importstopp russischer Kohle (früher ▪ CO2-Preise steigen ab Mitte der 2020er Jahre
 Lieferstopp durch Nord Stream 1 führt zu einer 50% der europäischen Importe) sowie einen Gas- wieder stark an, erreichen über 100 EUR/t CO2 in
 Preisspitze in 2023. Danach sinken die Preise zu-Kohle Switch im Stromsektor, bleibt der 2040. U.a. wird ein früher Anstieg der Preise
 langsam, ab Ende der 2020er erwarten wir Kohlepreis bis in die Mitte der 2020er Jahre auch durch den temporären Switch von Gas zu
 ausreichend Regasifizierungskapazität für hoch. Mit sinkender Nachfrage fällt der Preise Kohle im Strommarkt getrieben
 Flüssiggas in Europa2 unter 60 EUR/t gegen Ende der 2030er Jahre

 Prognose Central-Szenario Historisch: Durchschnitt 2010-2020

1) Für 2022 bis 2027 sind die Preise durch einen Blend aus der fundamentalen Modellierung und Terminmarktpreisen ermittelt. 2) Wir gehen von einem starken Ausbau der globalen Kapazitäten zur Gasverflüssigung aus. Zusammen mit zusätzlichen
Regasifizierungskapazitäten, führt das zu deutlich reduzierten Preisen in den späten 20er-Jahren. 3) Eine fundamentale Modellierung der CO2-Preise, welche sich mit einem veränderten Kohleausstiegspfad vsl. ändern würden, wurde nicht vorgenommen.
Quellen: Aurora Energy Research; EIKON 20

IV Kernannahmen zur Modellierung

In dem Szenario mit erhöhter Elektrifizierung ist die Gesamtnachfrage in
2030 um 25 TWh höher als im Basis-Szenario
Stromverbrauch im Basis-Szenario Stromverbrauch im Elektrifizierungs-Szenario
TWh TWh

700 700 674
 649
650 650 20
 582 599 20 582 605 38
600 5 33 600 5 35
 8 3 1 14 11 25 8 3 1 19 11
550 550
500 500
450 450
400 400
350 350
300 569 570 571 300 569 570 581
250 250
200 200
150 150
100 100
 50 50
 0 0
 2022 2025 2030 2022 2025 2030

▪ Die Gesamtnachfrage steigt im Basis-Szenario 67 TWh bis 2030 ▪ Im Elektrifizierungs-Szenario, gehen wir von einer stärkeren Elektrifizierung
 des Verkehrs- und Wärmesektors aus
▪ Der Anstieg ist, neben einem erhöhten Basisverbrauch, vor allem durch die
 Elektrifizierung des Verkehrs- und Wärmesektors bedingt ▪ Dies führt zu einem Nachfrageanstieg von 92 TWh bis 2040

 Basisstromverbrauch Stromverbrauch für Wärmepumpen Stromverbrauch im für elektrische Fahrzeuge Stromverbrauch für Elektrolyse

Quelle: Aurora Energy Research 21

IV Kernannahmen zur Modellierung

Auroras Strommarktmodell berücksichtigt relevante Akteure im Strom-
markt und weicht von Definition „Energiewirtschaft“ des UBA ab

 ▪ Die offizielle Definition des Energiesektors der Bundesregierung bezieht alle Kraftwerke und Raffinerien mit ein, nicht jedoch Industriekraftwerke und
 Kraftwärmekopplungsanlagen (KWKs)
 ▪ Im Strommarktmodell von Aurora müssen alle Erzeuger und Nachfrager von Strom abgebildet werden, um die stündliche Modellierung von Einsatzentscheidungen
 und Preisen zu ermöglichen. Dies schließt entsprechend auch Industriekraftwerke und (Industrie-) KWK-Anlagen mit ein
 − Raffineriekraftwerke sind als Erzeuger im Modell berücksichtigt, allerdings sind sonstige Emissionen von Raffinerien nicht berücksichtigt, da diese nicht mit dem
 Stromsektor interagieren

Sektorziel Energiewirtschaft Bundesregierung und Stromsektorziel Aurora Transformation Sektorziel Energiewirtschaft zu Stromsektorziel Aurora
Mio. t CO2

300 1▪ Ermittlung der prozentualen Emissionsverringerung für den Industrie- und
 257 256 Energiesektor von 1990 bis zum Zieljahr
250
200
 2▪ Bestimmung der Emissionen des Stromsektors von 1990, welche im
150 118 Strommarktmodell von Aurora abgebildet sind sowie Aufteilung nach
 108 Energie- und Industriesektor
100
 50
 3▪ Anwenden der in Schritt 1 ermittelten Faktoren auf die in Schritt 2
 0 ermittelten Ausgangsemissionen für Industrie- und Energiesektor
 2022 2030

 Energiesektorziel der Bundesregierung Stromsektorziel Aurora

Quellen: Aurora Energy Research, Umweltbundesamt 22

Agenda

I. Der Kohleausstieg und Änderungen am Ausstiegspfad
II. Auswirkungen eines veränderten Ausstiegspfades
III. Auswirkungen einer erhöhten Stromnachfrage
IV. Kernannahmen zur Modellierung
V. Appendix

 23

V Appendix

Der adjustierte Ausstieg führt zu 35 Mio. t CO2 zusätzlichen Emissionen
innerhalb der EU, jedoch können 100 TWh Gas eingespart werden
Unterschied Stromerzeugung 2022-‘24: Adjustierter Ausstieg vs. Basis-Szenario Unterschied Emissionen 2022-‘24: Adjustierter Ausstieg vs. Basis-Szenario
TWh Mio. t CO2

 80 70
 5 61
 60 60 48
 41 31
 40
 50
 20 15
 21 40
 0 5 4 3 5 7
 2
 35
 27
 -5 -7
 30
-20
 -60 -47 20
-40
 10 7
-60 -4 5 5
 -9 3
-80 0
 2022-‘24 2022 2023 2024 2022-‘24 2022 2023 2024
 Atomkraft Steinkohle Sonstige thermische KW Netto Importe Stromsektor Deutschland
 Braunkohle Gas- und Dampfturbinen Spitzenlast Stromsektor EU (inkl. Deutschland)

▪ Durch mehr Kohlekapazitäten zwischen 2022 und 2024, werden 21 TWh ▪ In Deutschland führt die zusätzliche Stromerzeugung von Kohle und Öl zu bis
 mehr Strom aus Braunkohle produziert und 41 TWh mehr Strom aus zu 61 Mio. t zusätzlichen CO2 Emissionen
 Steinkohle
 ▪ Auf EU-Ebene werden nur 35 Mio. t CO2 zusätzlich emittiert, da Kohle
▪ Zusätzliche Stromerzeugung von Kohlekraftwerken in Deutschland führt zu teilweise Gas substituiert, also Minderemissionen in anderen Ländern
 100 TWh weniger Gasverbrauch in der EU1 und zwischen 2022 und 2024 entstehen

Notiz: Abweichung zwischen Zahlen im Aggregat und Summe aus Einzelzahlen durch Rundung. 1) Vor allem in den Niederlanden, Groß Britannien und Italien.

Quelle: Aurora Energy Research 24

V Appendix

In den modellierten Szenarien schließen alle Braunkohlekraftwerke
aus ökonomischen Gründen bis Ende 2030

 Späteste Schließung2 Späteste Schließung2 Schließungsjahr2 Schließungsjahr2 Schließungsjahr2
 Kraftwerk1 Block Kapazität
 nach KVBG Adjustiert3 Basis-Szenario4 Adj. Ausstieg4 Elektrifizierung4
 G 628 2029 Nicht betroffen 2026 2026 2027
 Niederaußem H 648 2029 Nicht betroffen 2026 2026 2027
 K 944 2038 Nicht betroffen 2028 2028 2029
 D 607 2022 2024 2022 2024 2024
 Neurath E 604 2022 2024 2022 2024 2024
 F, G Je 1,060 2038 Nicht betroffen 2028 2028 2028
 F 321 2024 Nicht betroffen 2024 2024 2024
 Weisweiler G 663 2027 Nicht betroffen 2025 2025 2025
 H 656 2028 Nicht betroffen 2025 2025 2025
 Lippendorf R, S Je 875 2035 Nicht betroffen 2028 2028 2028
 Schkopau A, B Je 450 2034 Nicht betroffen 2027 2027 2027
 A, B Je 465 2026 Nicht betroffen 2025 2025 2025
 Jänschwalde
 C, D Je 465 2027 Nicht betroffen 2027 2027 2027
 Schwarze Pumpe A, B Je 750 2038 Nicht betroffen 2030 2030 2030
 P, N Je 465 2029 Nicht betroffen 2026 2026 2026
 Boxberg Q 857 2038 Nicht betroffen 2030 2030 2030
 R 640 2038 Nicht betroffen 2030 2030 2030

 Rheinland Mitteldeutschland Lausitz

1) Die Blöcke Jänschwalde E & F, Niederaußem E & F, sowie Neurath C sind nicht in der Tabelle aufgeführt, da sie nach KVBG schon geschlossen sind. In den Szenarien Adjustierter Ausstieg und Elektrifizierung, nehmen diese Kraftwerke von Okt. 2022 bis
Jun. 2023 gemäß EKBG am Strommarkt teil. 2) Das Schließungsjahr zeigt das letzte Jahr, in dem das Kraftwerk am Markt ist. 3) Durch adjustierten Ausstieg im rheinischen Revier. 4) Ergebnisse der Modellierung.
Quellen: Aurora Energy Research, KVBG 25

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