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Wochenbericht des DIW Berlin 31/04

Der Strommarkt in Europa: Zwischen Liberalisierung und Klimaschutz

Zukunftschancen für die deutsche Energiewirtschaft

Bearbeiter Claudia Kemfert
Der europäische Strommarkt steht vor zwei wesentlichen Herausforderungen: Wettbewerb und Klimaschutz. Die Liberalisierung des Stromsektors in Europa hat seit der Einführung der Direktive der Europäischen Kommission im Jahre 1997 zu einem verstärkten Wettbewerb zwischen den Stromanbietern geführt. Die 2003 verabschiedete Richtlinie des Europäischen Rates für den Handel mit Emissionsrechten zielt auf die Verringerung des Ausstoßes von Kohlendioxid. Damit haben diejenigen Stromanbieter einen Wettbewerbsvorteil, die kosteneffizient und zugleich umwelt- bzw. klimaschonend Strom produzieren. Zudem empfiehlt die Europäische Kommission in ihrem Weißbuch von 1997, den Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung bis zum Jahr 2010 auf 22 % zu erhöhen.

Die Stromerzeugung in Deutschland steht aufgrund des altersbedingten Ausscheidens konventioneller Kraftwerke in den nächsten zehn bis zwanzig Jahren vor der Frage, wie in Zukunft die Versorgungssicherheit kosteneffizient und zugleich klimaschonend erreicht werden kann. Für Kraftwerksbetreiber entsteht gerade in Deutschland damit die einmalige Chance, langfristige Wettbewerbsvorteile auf den internationalen Strommärkten durch rechtzeitige Investitionen in zukunftsweisende Technologien zu gewinnen.
Liberalisierung des Strommarktes in Europa Die Liberalisierung des Strommarktes - die Gewährleistung von Wettbewerb, die Reduktion von externen, insbesondere politischen Eingriffen und Regulierungsmaßnahmen sowie die Öffnung des Marktes für neue Anbieter - ist ein weltweites Phänomen. Obwohl die Gründe für eine Öffnung der Märkte von Land zu Land sehr unterschiedlich sind, steht doch neben der Versorgungssicherheit häufig auch das Ziel im Vordergrund, im Vergleich zum monopolistischen Markt niedrigere Preise für die Stromkunden anbieten zu können.

Obwohl erst wenige Länder in der Welt eine vollständige Liberalisierung des Strommarktes durchgeführt haben, streben die meisten Länder eine völlige Öffnung des Strommarktes in naher Zukunft an. In Europa soll nach der Direktive der Europäischen Kommission von 1997 (Richtlinie 96/92/EG) [1] und 2003 (Richtlinie 2003/54/EG) [2] jedes europäische Land schrittweise den Strommarkt liberalisieren. Die Direktive aus dem Jahr 1997 sah vor, dass bereits im Jahre 1999 die Strommärkte in jedem Land der EU bis zu durchschnittlich 25 % geöffnet sein sollten. Eine komplette Marktöffnung wird nun für Juli 2007 angestrebt.

Tatsächlich setzen die europäischen Länder diese Direktive sehr unterschiedlich um (Tabelle 1). In Deutschland z. B. wurde der Strommarkt im Jahre 1999 vollständig liberalisiert, nachdem zuvor Norwegen, Schweden und Großbritannien bereits ihre Märkte ganz geöffnet hatten. Auch Österreich und Dänemark haben inzwischen ihre Strommärkte nahezu vollständig liberalisiert. Spanien strebt ebenso eine baldige Öffnung des Marktes an. Dagegen haben sich Frankreich und Italien noch nicht entschieden, wann sie den Strommarkt für externe Konkurrenz öffnen wollen. Da in diesen beiden Ländern nur wenige Stromanbieter agieren, beherrscht dort nach wie vor ein Monopol bzw. ein Oligopol den Markt.

Wettbewerbs-
verzerrungen durch Ungleichheit der Marktöffnungen
Die Ungleichheit von Marktöffnungen und Liberalisierung auf dem Strommarkt in Europa zieht Wettbewerbsverzerrungen nach sich. Manche Stromanbieter müssen sich bereits jetzt dem vollständigen Wettbewerb stellen, während andere noch eine monopolistische Stellung nutzen können. Die Stromanbieter sind durch die Marktöffnung mit einer veränderten Situation und einem verstärkten Wettbewerb konfrontiert, was zu einer Anpassung des Anbieterverhaltens führt. Da in Deutschland die Liberalisierung der Strommärkte sehr rasch durchgeführt wurde, kam es hier zu einer hoch dynamischen Veränderung im Markt. Einige Stromanbieter fusionierten, um sich dem wachsenden Wettbewerb zu stellen.

Um möglichst kosteneffizient Strom anbieten zu können, müssen die Kraftwerksbetreiber die Economies of Scale [3] nutzen. Je größer und unterschiedlicher der Mix an Kraftwerken ist, desto günstiger sind die Möglichkeiten zur stromwirtschaftlichen Optimierung. Die Unternehmenszusammenschlüsse führen allerdings gleichzeitig zu wachsenden Marktanteilen einzelner Stromanbieter, was unter wettbewerbspolitischen Aspekten nicht unproblematisch ist. Ein Anstieg der Marktanteile kann nämlich erneut eine eher oligopolistische Marktstruktur (wenige Stromanbieter) bewirken, die nicht sinkende, sondern eher steigende Strompreise nach sich ziehen würde.

Ob ein Stromanbieter allerdings tatsächlich marktbeeinflussende Strategien im Elektrizitätssektor wirkungsvoll umsetzen kann, hängt insbesondere von den herrschenden Marktbedingungen ab. So spielen die Marktzugangsbedingungen auf den verschiedenen Ebenen des Strommarktes (Erzeugung, Handel und Vertrieb) mitunter eine entscheidende Rolle. Für die Stromerzeugung hat dies aufgrund sehr hoher Investitionskosten für neue Kraftwerke und der mit ihrem Bau verbundenen zeitlichen Verzögerung des Produktionsbeginns eine erheblich höhere Zugangsschranke zur Folge, als es bei der Aufnahme einer Geschäftstätigkeit auf der Ebene des Stromhandels zu erwarten ist.

Zu zusätzlichen Marktverzerrungen kann es durch den Stromhandel kommen, wenn keine einheitliche Preisgestaltung für Stromtransporte in Europa geschaffen wird. In Deutschland beispielsweise regelt bisher eine Verbändevereinbarung die Preise für den Stromhandel und -transport. Eine unabhängige Regulierungsbehörde wird künftig über die Handelsaktivitäten wachen und eine einheitliche und nichtdiskriminierende Preisgestaltung gewährleisten.

Europäischer Klimaschutz: Emissionsrechtehandel und Förderung erneuerbarer Energien

Die Klimaschutzpolitik der Europäischen Union basiert derzeit auf zwei wesentlichen Eckpfeilern: dem Emissionsrechtehandel zur Reduzierung der CO2-Emissionen [4] und der Richtlinie zur Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen im Strommarkt. Der EU-Emissionshandel bleibt sektoral zunächst auf die Energiewirtschaft und Teile der Industrie sowie auf das Treibhausgas CO2 beschränkt. [5] Die Anfangsverteilung an Emissionsrechten wird in einem Nationalen Allokationsplan (NAP) der einzelnen Länder festgelegt. In Deutschland hat der Bundestag am 28. Mai 2004 das Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG) sowie den Entwurf eines Gesetzes über den nationalen Zuteilungsplan für Treibhausgasemissionsberechtigungen in der Zuteilungsperiode 2005 bis 2007 (ZuG 2007) beschlossen.

Deutschland hat sich im Zuge der EU-Lastenverteilung verpflichtet, die klimarelevanten Treibhausgasemissionen um insgesamt 21 % - gemessen am Niveau von 1990 - bis zum Zeitraum 2008 bis 2012 zu verringern. Mit dem NAP wurde das CO2-Budget für Deutschland auf jährlich 859 Mill. Tonnen für den Zeitraum 2005 bis 2007 und 844 Mill. Tonnen für den Zeitraum 2008 bis 2012 festgelegt. [6] In der ersten Handelsperiode entfallen 503 Mill. Tonnen pro Jahr auf den Sektor Energie und Industrie, in der zweiten Handelsperiode 495 Mill. Tonnen pro Jahr. Dies entsprach in diesen beiden Sektoren zuletzt insgesamt im Vergleich zu den durchschnittlichen Emissionen in den Jahren 2000 bis 2002 einer Emissionsreduktion von lediglich 10 Mill. Tonnen oder rund 2 %.

Nationaler Allokationsplan in Deutschland sichert Emissionsrechte Der Handel mit Emissionsrechten ist im Prinzip ein kosteneffizientes Verfahren zur Emissionsreduktion, da jeder Emittent je nach Kostenbelastung entscheiden kann, Emissionsrechte zu kaufen oder Emissionen zu reduzieren (und gegebenenfalls Emissionsrechte zu verkaufen). Dennoch befürchtet die deutsche Energieindustrie erhebliche Wettbewerbsnachteile. Angesichts der im NAP festgelegten Einzelregelungen ist diese Befürchtung dagegen kaum begründbar. Die Emissionsrechte werden kostenlos an bestehende Anlagen sowie Neuanlagen vergeben. Bei Altanlagen wird die Zuteilung grundsätzlich auf der Basis der Emissionen in den Jahren 2000 bis 2002 vorgenommen, bei Neuanlagen auf der Basis eines vorgegebenen technischen Standards.

Neu errichtete stromerzeugende Anlagen erhalten Emissionsrechte von maximal 750 g CO2/kWh, [7] dies entspricht den Emissionen moderner Steinkohlekraftwerke. Diese Anlagen können nach Inbetriebnahme noch 14 Jahre ohne Reduktionsverpflichtung betrieben werden. Zusätzlich wird eine Reserve in Höhe von 3 Mill. Tonnen pro Jahr für Neueinsteiger bereitgehalten. Kraftwerksbetreiber, die eine alte Anlage ersetzen, können die Zertifikate ihrer alten Anlage insgesamt vier Jahre lang auf die neu errichtete Anlage übertragen, auch wenn die neue Anlage effizienter ist und nicht mehr so viele Emissionsrechte benötigt. Diese Anlage kann dann weitere 14 Jahre ohne weitere Reduktionsverpflichtung betrieben werden. Die so genannte Malusregelung beinhaltet, dass Anlagen, die älter als 30 Jahre sind und deren Wirkungsgrad 31 % bei Braunkohle- bzw. 36 % bei Steinkohlekraftwerken nicht übersteigt, eine zusätzliche Reduktionsanforderung von 15 % erhalten.

Die bisherigen Anstrengungen der Kraftwerksbetreiber zur Emissionsminderung durch Wirkungsgradverbesserungen von alten Anlagen oder durch Effizienzverbesserungen neuer Anlagen sind durch so genannte Early Actions teilweise angerechnet worden. Anlagen, die von 1994 bis 2002 erstmals in Betrieb gingen, sind über einen Zeitraum von zwölf Jahren von einer Reduktionsverpflichtung befreit. Kraftwerksanlagen, die in diesem Zeitraum modernisiert und deren Emissionen um mindestens 7 % bei Modernisierungsabschluss im Jahre 1994 und bis zu maximal 15 % bei Modernisierungsabschluss im Jahre 2002 vermindert wurden, [8] sind ebenfalls für zwölf Jahre von einer Reduktionsverpflichtung befreit. Für Kernkraftanlagen, die bis 2007 vom Netz gehen, erhalten die Betreiber eine Emissionsgutschrift in Höhe von 1,5 Mill. Tonnen CO2 pro Jahr. Zusätzlich wurde ein doppelter Benchmark mit Emissionsgrenzen für Strom und Wärme eingeführt, um Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung nicht zu diskriminieren.

Ein Viertel aller Treibhausgas-
emissionen in
Europa kommt aus Deutschland
Deutschland ist für knapp ein Viertel der Treibhausgasemissionen in
Europa verantwortlich und damit der größte Treibhausgasverursacher in der EU. Die großzügige Verteilung der Emissionsrechte in Deutschland hat den Zertifikatspreis einer Tonne CO2 auf dem europäischen Terminmarkt bereits um 2 Euro auf 8 Euro pro Tonne CO2 vermindert. [9] Allerdings ist fraglich, ob die Zuteilung der Emissionsrechte und die ausgehandelten Sonderregelungen die notwendigen Signale für einen Wechsel zu einer umweltfreundlichen Stromerzeugung geben können. [10] Für eine langfristig nachhaltige Minderung der Treibhausgasemissionen - bis Mitte des Jahrhunderts sollen sie um 80 % gegenüber 1990 reduziert werden - sind beim Emissionsrechtehandel in Zukunft auf jeden Fall deutlich schärfere Minderungsziele notwendig.
Förderung erneuerbarer Energien Zur Förderung der erneuerbaren Energien in der Stromerzeugung hat die Europäische Union in ihrem Weißbuch "Energie für die Zukunft: Erneuerbare Energien" [11] eine Verdopplung des Anteils der erneuerbaren Energien am gesamten Energieverbrauch bis zum Jahr 2010 auf 12 % festgelegt. Im Übrigen wird der Strom in Zukunft kennzeichnungspflichtig sein, so dass jeder Abnehmer erkennen kann, auf Basis welcher Energiequelle der Strom produziert worden ist. [12] In einer Richtlinie aus dem Jahr 2001 wird die konkrete Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien untermauert. [13] Die einzelnen Länder haben ihrerseits konkrete Ziele für den Anteil erneuerbarer Energien zur Deckung des Strombedarfs bis 2010 festgelegt.

Die Erreichung dieser Ziele wird in den einzelnen europäischen Ländern sehr unterschiedlich verfolgt. Einige Länder, z. B. Belgien, Spanien, Frankreich und auch Portugal, verlangen ähnlich wie Deutschland konkrete Einspeisevergütungen, die zur Kompensation der höheren Kosten für die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien dienen. Andere Länder, so Finnland, Niederlande und Schweden, haben Steuervergünstigungen angeboten, um den Anreiz zum Ausbau solcher Anlagen zu erhöhen. Österreich, Italien und auch Großbritannien haben ein Quotenmodell eingeführt, das die Anteile von erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung vorschreibt. [14] Die Erzeuger von Strom aus erneuerbaren Quellen erhalten Zertifikate oder auch Lizenzen. Diese können ähnlich wie beim Emissionsrechtehandel zwischen Stromanbietern gehandelt werden. In Deutschland wurde im Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG) vom Juli 2004 als Ziel verankert, den Anteil erneuerbarer Energien bis 2010 auf 12,5 % gegenüber heute zu verdoppeln und bis 2020 auf mindestens 20 % zu erhöhen. [15] Langfristig soll der Anteil erneuerbarer Energien am Primärenergieverbrauch bis 2050 auf 50 % gesteigert werden (Abbildung 1).

Nachhaltige Stromerzeugung in Deutschland In den kommenden zehn bis zwanzig Jahren werden in Deutschland in erheblichem Umfang konventionelle Kraftwerksanlagen altersbedingt stillgelegt. [16] Der beschlossene Ausstieg aus der Kernenergie erfordert zusätzlich umfangreiche Kraftwerksmodernisierungen und -neubauten. Die in naher Zukunft anstehenden Entscheidungen für Investitionen in neue Kraftwerkstechnologien hängen jedoch ganz wesentlich von den Entwicklungen auf dem liberalisierten Strommarkt in Europa und der Klimapolitik ab: Wenn der Emissionsrechtehandel zu einem sehr hohen Preis für Emissionszertifikate führt, werden Kraftwerke mit hohen Emissionen schnell unwirtschaftlich.

Die CO2-Emissionen einzelner Kraftwerke sind vornehmlich abhängig vom eingesetzten Brennstoff und von den erreichbaren Wirkungsgraden der Anlagen bei der Energieumwandlung. Die Stromerzeugung in Deutschland hat sich seit Anfang der 90er Jahre leicht erhöht. Dennoch sank der CO2-Ausstoß bei der Herstellung von Strom von 1991 bis 2002 um fast 8 %, und die spezifischen Emissionen (Emissionen pro erzeugter Kilowattstunde) sind im gleichen Zeitraum sogar um rund 14 % zurückgegangen. [17] Dies ist in erster Linie auf den Ersatz von herkömmlichen Steinkohle- durch Gas- und Kernkraftwerke sowie durch Windkraftanlagen zurückzuführen. Zudem wurde der Kraftwerkspark im ostdeutschen Raum erneuert.

In Deutschland beruht die Stromerzeugung gegenwärtig überwiegend auf Kernenergie und Stein- und Braunkohle (Tabelle 2). Die Verbrennung von Braunkohle verursacht die vergleichsweise höchsten CO2-Emissionen. Aufgrund des nach wie vor hohen Stein- und Braunkohlenanteils an der Stromerzeugung ist Deutschland eines der CO2-emissionsstärksten Länder in Europa (Abbildung 2).

Moderne Gas- und Dampfkraftwerke, die derzeit nur mit rund 9 % zur Stromerzeugung in Deutschland beitragen, verursachen erheblich weniger klimaschädliche Treibhausgase. Die Stromerzeugung durch Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen weist einen hohen Gesamtausnutzungsgrad des eingesetzten Brennstoffs auf, da sie die bei der Stromerzeugung anfallende Abwärme für Heizzwecke zur Verfügung stellen. Die Stromerzeugung aus Kernenergie verursacht hingegen unmittelbar keine klimagefährlichen Treibhausgase, birgt jedoch viele andere Umweltrisiken bei Betrieb und Endlagerung.

Wettbewerbs-
vorteile sichern - heute in zukunftsweisende Technologien investieren

Die Entwicklung der künftigen Energieerzeugung hängt entscheidend von den Erwartungen und Trends der demographischen, sozialen, technisch-ökonomischen und politischen Rahmenbedingungen ab. Die Enquetekommission "Nachhaltige Energieversorgung unter den Bedingungen der Globalisierung und Liberalisierung" des 14. Deutschen Bundestages erwartet, dass der Strombedarf in Deutschland im Jahre 2020 etwa 570 Terawattstunden (TWh) betragen wird. Die gesamten Kraftwerkskapazitäten müssten sich damit von rund 115 Gigawatt (GW) im Jahre 1998 auf bis zu 120 GW im Jahre 2020 und etwa 128 GW im Jahre 2050 erhöhen. [18] Bis 2020 wird ein Ersatzbedarf von etwa 40 GW an Kraftwerksleistung notwendig sein. [19] Abbildung 3 zeigt die prognostizierte Kraftwerksleistung verschiedener Szenarien. [20] Das Bestandsszenario des Forschungszentrums Jülich geht sogar von einem weiteren erheblichen Rückgang der Kraftwerkskapazitäten aus. Danach wäre ein Bedarf an Kraftwerksanlagen von bis zu 80 GW im Jahre 2020 notwendig.

Das vom Umweltbundesamt (UBA) beschriebene Nachhaltigkeitsszenario impliziert eine Reduktion der CO2-Emissionen um 40 % bis zum Jahr 2020 im Vergleich zu 1990. Das Referenzszenario des UBA indessen geht von einer Fortschreibung bisheriger Anlagen, insbesondere der Stein- und Braunkohleanlagen, aus. Eine deutliche Reduktion der Treibhausgase hingegen kann durch eine starke Änderung der Energieträgerstruktur erreicht werden: Der Kohleeinsatz wird um 30 % reduziert, der Erdgasanteil von 10 % auf 54 % erhöht, und der Anteil erneuerbarer Energien steigt von 5 % auf 21 %. Das UBA-Nachhaltigkeitsszenario geht von erheblichen Energieeinsparpotentialen aus und nimmt einen Grundanteil der Stromerzeugung aus Kohlekraftwerken an. Allen Szenarien liegt zugrunde, dass der Anteil der Kernenergie an der Stromerzeugung bis zum Jahr 2020 stark abnimmt.

Auch die Enquetekommission "Nachhaltige Energieversorgung" hebt stark die Energieeffizienzverbesserungen hervor und ermittelt Varianten der Zusammensetzung des Kraftwerksparks. Danach sind sowohl ein starker Ausbau der erneuerbaren Energien als auch die Reetablierung der Kernenergienutzung möglich. [21] Zudem wird die Möglichkeit der CO2-Abscheidung und -Deponierung einbezogen, wodurch die Nutzung von Kohlekraftwerken weiterhin ermöglicht werden soll. Aus wirtschaftlicher Sicht erscheint der Ausbau von Gas- und Dampfkraftwerken derzeit zwar kostengünstig, die Wirtschaftlichkeit wird jedoch stark von der künftigen Entwicklung des Gaspreises abhängen. So ist anzunehmen, dass der Gaspreis ähnlich wie der Ölpreis langfristig auf hohem Niveau verharrt oder sogar weiter steigen wird. Ein hoher Gaspreis würde die Stromerzeugung aus Gaskraftwerken verteuern. Das "CO2-freie Kraftwerk" mittels Kohlenstoffsequestrierung, d. h. die Abscheidung des Kohlendioxids bei der Entstehung, ist ebenfalls kostenintensiv. Die Abscheidungskosten für ein Standardkraftwerk werden auf 100 bis 250 Euro pro Tonne Kohlenstoff veranschlagt. [22] Dies würde den Einsatz der Kohlekraftwerke wiederum verteuern. Zudem sind sowohl die Technologie der CO2-Abscheidung als auch die Endlagerung bisher wenig erforscht. Diese Ungewissheiten machen die sichere Bereitstellung bereits im Jahre 2020 eher fraglich. Insgesamt müssen die Ausgaben für Forschung und Entwicklung im Energiebereich - gerade für erneuerbare Energien, aber auch für die Erforschung weiterer umweltfreundlicher Technologien - drastisch erhöht
werden. [23]

Emissionshandel für große Energieerzeuger kein Nachteil Entscheidend wird sein, welche Emissionsminderungsziele in Deutschland und Europa festgelegt und verbindliches Recht werden. Je höher die Reduktionsziele sind, desto höher wird auch der Preis für Emissionszertifikate sein. Je höher wiederum der Preis von Emissionszertifikaten ist, umso mehr steigen die variablen Kosten der emissionsintensiven Stromerzeugungstechnologien. Vor allem die Steinkohle- und Braunkohletechnologie wird damit vergleichsweise teuer und unwirtschaftlich (Abbildung 4). Weitere Untersuchungen zeigen jedoch, dass bei einem sehr hohen Zertifikatepreis (über 150 Euro pro Tonne CO2) die CO2-Abscheidungstechnologie wieder rentabel werden kann. [24]

Insgesamt bewirkt der Emissionsrechtehandel einen Anstieg des Strompreises. Simulationen von zwei Szenarien mit einem spieltheoretischen Modell für den europäischen Strommarkt (EMELIE) [25] zeigen, dass sich der Strompreis bei einem Emissionszertifikatehandel in Deutschland unter der Annahme eines vollständigen Wettbewerbs weniger erhöht als unter der Voraussetzung von oligopolistischem Marktverhalten (Abbildung 5).

Berechnungen mit
dem Simulations-
modell EMELIE
Die Simulation des Emissionshandels in Europa verdeutlicht, dass nur wenige Energieunternehmen drastische Gewinneinbußen hinnehmen müssen (Tabelle 3). Vor allem kleine Unternehmen können die erhöhte Kostenstruktur nicht durch eine Veränderung des Energieträgermixes ausgleichen. Denn der Emissionsrechtehandel führt dazu, dass emissionsintensive Technologien wie die Kohlekraftwerke durch Gaskraftwerke und Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) ersetzt werden (Abbildung 6). [26] Unternehmen mit einem großen Portfolio an einsetzbaren Technologien können hier mit einer erhöhten Flexibilität reagieren und haben weniger starke Gewinneinbußen zu verzeichnen. Zudem bewirkt ein höherer Strompreis einen Anstieg der Unternehmensgewinne.

In der Folge könnte damit der Einsatz von erneuerbaren Energien im Vergleich zu konventioneller Energietechnologie mittel- bis langfristig kostengünstiger werden. Es ist jedoch anzunehmen, dass sich die Gestehungskosten der konventionellen Stromerzeugungstechnologien denen auf Basis erneuerbarer Energien längerfristig wieder angleichen werden. Je höher die Öl- und Gaspreissteigerungen und die Kosten der Emissionsreduzierung (durch Emissionszertifikatepreise oder Kosten der CO2-Abscheidung) ausfallen, desto schneller erreichen erneuerbare Energien die Wettbewerbsfähigkeit. Die fortschreitende Liberalisierung des Strommarktes in Europa wird zugleich einen erheblichen Druck auf die Kosten der Stromerzeugung ausüben. Im Ergebnis wird eine Beibehaltung oder sogar Forcierung der Klimaschutz- und der Energiepolitik in Europa dazu führen, dass sich umweltfreundliche Technologien Wettbewerbsvorteile sichern können.

Fazit Neue Stromerzeugungsanlagen werden zunehmend sowohl kosteneffizienter als auch umwelt- und klimafreundlicher sein. Die größten Wettbewerbsvorteile sind dabei im Bereich der umweltfreundlichen Technologien zu erwarten. Diese Vorteile lassen sich allerdings nur bei einer baldigen Umstellung der Stromerzeugung realisieren. Eine Verschiebung auf die mittlere oder längerfristige Perspektive würde zu weitaus höheren volkswirtschaftlichen Kosten führen. Aufgrund der notwendigen Kraftwerkserneuerungen hat die deutsche Energieerzeugung gegenwärtig die einmalige Chance, nicht nur den Anforderungen einer künftigen Klimaschutzpolitik gerecht zu werden, sondern sich auch eine weltweite Marktführerschaft zu sichern.

[1] Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 19. Dezember 1996 betreffend die gemeinsamen Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt.

[2] Richtlinie 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG.

[3] Economies of Scale bezeichnen den Effekt, den die Unternehmen aufgrund von Größenvorteilen als Kostenersparnisse erwirken können. Durch hohe Produktions- und Verkaufsmengen kann eine Kostenführerschaft übernommen werden, was es für Konkurrenten schwieriger macht, in den Markt einzusteigen. Damit können die Marktanteile führender Unternehmen zunehmen.

[4] Richtlinie 2003/87/EG des Europäischen Parlaments und des Rates über ein System für den Handel mit Treibhausgasberechtigungen in der Gemeinschaft und zur Änderung der Richtlinie 96/61/EG des Rates, 13. Oktober 2003.

[5] Die internationalen Verpflichtungen zur Verminderung von Emissionen beziehen sich hingegen auf sechs Klimagase.

[6] Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit: Nationaler Allokationsplan für die Bundesrepublik Deutschland, 2005-2007. Berlin, 31. März 2004,

[7] Für Neuanlagen werden wie bei Altanlagen so genannte Benchmarks festgelegt, die sich an der besten verfügbaren Technik orientieren. Vergleichbare Produkte sollen damit eine einheitliche Zuteilung erhalten, gemessen in Emissionsfaktor pro Produkteinheit (KWh oder Tonne).

[8] Hier gilt jeweils 8 % bei Modernisierungsabschluss im Jahre 1995, 9 % bei Modernisierungsabschluss im Jahre 1996 usw. bis zum Jahre 2002. Wenn über diesen Minimalwert Emissionsreduktionen durchgeführt werden, werden diese ebenso von der Reduktionsverpflichtung befreit.

[9] DowJones VWD News, Trade News Emissions, No. 1. Frankfurt a. M., 16. Juli 2004.

[10] Auch die EU-Kommission kritisierte die Sonderregelungen, vor allem die Übertragungsregel von alten zu neuen Kraftwerken sowie die "Ex-ante"-Emissionsrechtezuteilung.

[11] Kommission der Europäischen Gemeinschaften: Energie für die Zukunft: Erneuerbare Energieträger. Weißbuch für eine Gemeinschaftsstrategie und Aktionsplan. Brüssel 1997.

[12] Richtlinie 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG.

[13] Kommission der Europäischen Gemeinschaften: Geänderter Vorschlag für eine Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rates zur Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen im Elektrizitätsbinnenmarkt. Brüssel 2000; EU-Richtlinie 2001/77/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 27. September 2001 zur Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen im Elektrizitätsbinnenmarkt. Amtsblatt der Europäischen Gemeinschaften L 283/33 vom 27. Oktober 2001.

[14] Die Idee des Quotenmodells beinhaltet, dass ein bestimmter Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien erfolgen muss. Wenn ein Unternehmen diesen Anteil beispielsweise nicht erfüllen kann, kann es Anteile hinzukaufen.

[15] Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG) der Bundesrepublik Deutschland vom 29. März 2000.

[16] Vgl. auch: Energiepolitik und Energiewirtschaft vor großen Herausforderungen. Bearb.: Hans-Joachim Ziesing und Felix Christian Matthes. In: Wochenbericht des DIW Berlin, Nr. 48/2003.

[17] Allerdings sind die CO2-Emissionen aus der Stromerzeugung seit 1999 wieder spürbar gestiegen; im Jahre 2002 lagen sie um 6,2 % höher als 1999 bei einer gleichzeitigen Zunahme der Stromerzeugung um 4,5 %. Somit haben sich die spezifischen CO2-Emissionen in diesem Bereich zuletzt sogar wieder etwas erhöht.

[18] Bericht der Enquetekommission "Nachhaltige Energieversorgung unter den Bedingungen der Globalisierung und der Liberalisierung" des 14. Deutschen Bundestages. Bundestags-Drucksache 14/9400 vom 7. Juli 2002, S. 438-455.

[19] Umweltbundesamt: Anforderungen an die zukünftige Energieversorgung - Analyse des Bedarfs zukünftiger Kraftwerkskapazitäten und Strategie für eine nachhaltige Stromnutzung in Deutschland. Berlin 2003, S. 11-13; Der Rat von Sachverständigen für Umweltfragen: Umweltgutachten 2004. Umweltpolitische Handlungsfähigkeit sichern. Berlin 2004, S. 9-13.

[20] Die hier dargestellten Szenarien beziehen sich auf die vom UBA dargestellten Szenarien zur Erreichung der CO2-Emissionsminderung bis zum Jahr 2020.

[21] Bericht der Enquetekommission "Nachhaltige Energieversorgung", a. a. O., S. 345-394.

[22] Wissenschaftlicher Beirat der Bundesregierung für globale Umweltveränderungen: Welt im Wandel: Energiewende zur Nachhaltigkeit. Berlin 2003, S. 94-98. Optimistischere Schätzungen gehen von einem Abscheidungspreis in Höhe von 30 US-Dollar bis zu 134 US-Dollar pro Tonne Kohlenstoff aus; vgl. R. Williams et al.: Advanced Energy Supply Technologies. In: United Nations Development Programme: World Energy Assessment: Energy and the Challenge of Sustainability. Washington, D.C. 2000, S. 290.

[23] Deutschland hat im Vergleich zu anderen Ländern, z. B. den USA und Japan, einen weitaus kleineren Anteil an Forschungsausgaben im Energiebereich zu verzeichnen, da seit den 90er Jahren die Ausgaben in Deutschland deutlich reduziert wurden; vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie: Energie-Daten 2003. Berlin 2003, S. 51.

[24] Wissenschaftlicher Beirat der Bundesregierung für globale Umweltveränderungen: Welt im Wandel: Energiewende zur Nachhaltigkeit. Berlin 2003, S. 95.

[25] Vgl. C. Kemfert, W. Lise und R. S. J. Tol: Strategic Action in the Liberalised German Electricity Market. Nota di Lavoro, No. 3. Mailand 2003.

[26] Die Modellsimulationen beziehen keine dynamischen Investitionsentscheidungen mit ein. Angenommen wird ein Status quo, bei dem mit der Technologiestruktur aus dem Jahr 2000 auf die veränderte Kostenbelastung reagiert wird.

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