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Im Fokus der Studiendatenbank stehen Veröffentlichungen, die sich mit dem notwendigen Umbau und der Steuerung des Energiesystems für eine erfolgreiche Energiewende insgesamt beschäftigen. Mehr zu den Kriterien, nach denen das Forschungsradar Studien aufnimmt …

 

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Auswirkungen einer Laufzeitverlängerung deutscher Kernkraftwerke

Herausgeber/Institute:

IER

Datum:

Oktober 2010

Autoren:

Ninghong Sun et al.

Art der Veröffentlichung:

Auftraggeber/Förderer:

EnBW

Themenbereiche:

Energiesysteme
Ökonomie

Schlagwörter:

Atomkraft

Seitenzahl:

88

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Zielsetzung und Fragestellung

Die Untersuchung zielt auf eine quantitative Bewertung der potentiellen Auswirkungen einer Laufzeitverlängerung deutscher Kernkraftwerke auf die Elektrizitätswirtschaft und die Wettbewerbsstrukturen am Elektrizitätsmarkt. Während der erste Aspekt im Hinblick auf die Erzeugungsstruktur, Elektrizitätspreise und Treibhausgasemissionen analysiert wird, werden im zweiten Teil unternehmensseitige und marktstrukturelle Veränderungen ermittelt.

Zentrale Ergebnisse

Laufzeitverlängerung für Kernkraftwerke steigert inländische Elektrizitätserzeugung

Eine Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre führt zu einer jährlichen Mehrerzeugung von 6% bis 2030, eine Verlängerung auf 60 Jahre lässt die deutschen Kraftwerksbetreiber bis 2050 jährlich bis zu 17% mehr Elektrizität erzeugen. Zwischen 2020 und 2040 ist Deutschland bei einem Kernenergieausstieg Netto-Elektrizitätsimporteur, bei einer Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre Netto-Elektrizitätsexporteur.

Laufzeitverlängerung für Kernkraftwerke steigert inländische Elektrizitätserzeugung

Eine Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre führt zu einer jährlichen Mehrerzeugung von 6% bis 2030, eine Verlängerung auf 60 Jahre lässt die deutschen Kraftwerksbetreiber bis 2050 jährlich bis zu 17% mehr Elektrizität erzeugen. Zwischen 2020 und 2040 ist Deutschland bei einem Kernenergieausstieg Netto-Elektrizitätsimporteur, bei einer Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre Netto-Elektrizitätsexporteur.

Laufzeitverlängerung für Kernkraftwerke steigert inländische Elektrizitätserzeugung

Eine Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre führt zu einer jährlichen Mehrerzeugung von 6% bis 2030, eine Verlängerung auf 60 Jahre lässt die deutschen Kraftwerksbetreiber bis 2050 jährlich bis zu 17% mehr Elektrizität erzeugen. Zwischen 2020 und 2040 ist Deutschland bei einem Kernenergieausstieg Netto-Elektrizitätsimporteur, bei einer Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre Netto-Elektrizitätsexporteur.

Laufzeitverlängerung kann CO2-Zertifikatspreise und Elektrizitätspreise senken

Für die „Basisszenarien“ ergibt sich ab 2030 ein starker Anstieg der CO2-Zertifikatepreise auf 130 Euro2007 pro Tonne (€2007/t) CO2 im Jahr 2050. In der Variante „Höhere Klimaschutzziele“ fängt der starke Preisanstieg bereits ab 2025 an und die Zertifikatepreise erreichen 2050 etwa 200 €2007/t CO2. Eine Laufzeitverlängerung kann die CO2-Zertifikatepreise vermindern. Die größten preissenkenden Effekte treten zwischen 2025 und 2035 bei einer Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre auf. Dabei fallen die CO2-Zertifikatepreise für eine längere Zeitperiode um bis zu 10 €2007/t CO2 geringer aus als bei einem Kernenergieausstieg.

Von den Vorteilen einer Laufzeitverlängerung kann in Form potentiell geringerer Endverbraucherpreise ein Teil auf die Elektrizitätsverbraucher entfallen. Unterstellt man, dass die Preisvorteile am Großhandelsmarkt voll an die Verbraucher weitergegeben werden, ergibt sich bei 60 Jahren Laufzeit der Kernkraftwerke eine mögliche kumulierte Kostenentlastung der Elektrizitätsverbraucher von 98 bis 128 Mrd. €2007 im Zeitraum 2010 bis 2050. Bei noch höheren Zielen bezüglich der CO2-Minderung oder des Ausbaus der erneuerbaren Energien als derzeit vorgesehen, kann die kumulierte Kostenentlastung bei 182 bis 201 Mrd. €2007 liegen.

Zusätzliche Unternehmensgewinne durch Laufzeitverlängerung

Mit einer Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke sind erhebliche ökonomische Vorteile für die Kernkraftwerke betreibenden Unternehmen verbunden. Durch eine Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre ergibt sich eine Bandbreite der zusätzlichen Gewinne (vor Steuer) von 96 bis 218 Mrd. €2007. Die auf diese zusätzlichen Gewinne anfallenden Steuern führen ohne weitere gewinnabschöpfende Maßnahmen zu zusätzlichen Steuereinnahmen der öffentlichen Hand von 21 bis 55 Mrd. €2007. Mit der Einführung einer Brennelementesteuer von 5 €2007 /MWhth würde sich das gesamte zusätzliche Steueraufkommen für den Zeitraum 2010 bis 2050 auf rund 85 Mrd. €2007 erhöhen.

Die Gruppe der Kraftwerksbetreiber, die keine Kernkraftwerke in ihrem Erzeugungsportfolio besitzen, werden bezüglich der Rentabilität ihrer getroffenen Kraftwerksinvestitionsentscheidungen nicht negativ betroffen. Aufgrund der höheren inländischen Elektrizitätserzeugung im Fall einer Laufzeitverlängerung können sie trotz der niedrigeren Elektrizitätspreise ähnliche bzw. leicht höhere Deckungsbeiträge wie im Fall eines Kernenergieausstiegs erwirtschaften.

Zentrale Annahmen und Thesen

Laufzeiten der Kernkraftwerke in den verschiedenen Szenarien

Für den Fall eines Kernenergieausstiegs würden die Kernkraftwerke in Deutschland eine Betriebsdauer von etwa 32 Jahren erreichen. Für die beiden Szenarien mit einer Laufzeitverlängerung wird für die vorliegende Untersuchung jeweils von einer Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre (+ 8 Jahre) bzw. auf 60 Jahre (+ 28 Jahre) ausgegangen.

Erneuerbare ...

Laufzeiten der Kernkraftwerke in den verschiedenen Szenarien

Für den Fall eines Kernenergieausstiegs würden die Kernkraftwerke in Deutschland eine Betriebsdauer von etwa 32 Jahren erreichen. Für die beiden Szenarien mit einer Laufzeitverlängerung wird für die vorliegende Untersuchung jeweils von einer Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre (+ 8 Jahre) bzw. auf 60 Jahre (+ 28 Jahre) ausgegangen.

Erneuerbare ...

Laufzeiten der Kernkraftwerke in den verschiedenen Szenarien

Für den Fall eines Kernenergieausstiegs würden die Kernkraftwerke in Deutschland eine Betriebsdauer von etwa 32 Jahren erreichen. Für die beiden Szenarien mit einer Laufzeitverlängerung wird für die vorliegende Untersuchung jeweils von einer Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre (+ 8 Jahre) bzw. auf 60 Jahre (+ 28 Jahre) ausgegangen.

Erneuerbare Energien

Die Nutzung der erneuerbaren Energien zur Elektrizitätserzeugung wird in absehbarer Zukunft durch die EEG-Förderung mit weiter privilegierter Einspeisung bestimmt. Bis 2020 wird im Basisszenario ein Anteil von rund 30% Strom aus erneuerbaren Energien am Brutto-Elektrizitätsverbrauch erreicht, der bis 2030 auf etwa 40% und bis 2050 auf ca. 60% ansteigt. In der Variante „Verstärkter EE-Ausbau“ wird von 40% Anteil am Nettostromverbrauch im Jahr 2020, 50% 2030 und 80% 2050 ausgegangen. Potenzielle Netzengpässe werden in Zukunft vermieden.

Energieträgerpreise und Nachrüstungskosten der Kernkraftwerke

In der Basisprojektion wird ein Anstieg des Rohölpreises bis 2030 auf mehr als 100 US-Dollar pro Barrel ($2007/bbl) angenommen, von dem sich die Heizöl-, Erdgas- und Steinkohlenpreise ableiten. In der niedrigeren Ölpreisvariante wird davon ausgegangen, dass der Ölpreis bis zum Jahr 2030 einen Wert von 75 $2007/bbl erreicht. Für die Braunkohlen werden konstante Energieträgerpreise angenommen.

Bei der Kernenergie werden die Brennstoffkreislaufkosten zugrunde gelegt, die die gesamten Kosten für die Brennstoffversorgung (unter anderem Uran, Konversion, Anreicherung) sowie die Kosten für die Entsorgung der Brennelemente berücksichtigen (Zwischenlagerung und Endlagerung). Da die deutschen Kernkraftwerke ursprünglich auf 40 Betriebsjahre ausgelegt sind, wird davon ausgegangen, dass Nachrüstungskosten nur bei einer Laufzeitverlängerung darüber hinaus anfallen. Die gesamten Nachrüstungskosten für die 17 deutschen Anlagen liegen bei etwa 5 Mrd. €2007. CO2-Minderungsziele und CO2-Zertifikatepreise In den „Basisszenarien“ entsprechen die CO2-Reduktionsziele bis 2020 den Vorgaben der EU für Deutschland. Danach wird von einer jährlichen Reduktion um 1,74% bis 2050 ausgegangen. Die Variante „Höhere Klimaschutzziele“ bedeutet für Deutschland gegenüber 1990 ein Minderungsziel von rund 40% bis 2020 und 80% bis 2050. Aufgrund des europäischen Emissionshandelssystems reduzieren in Deutschland dank Laufzeitverlängerung verminderte CO2-Emissionen nicht die Emissionen in Europa, solange die Minderungsziele unverändert bleiben. Allerdings sorgt der Emissionshandel dafür, dass die CO2-Zertifikatepreise bei erhöhtem Anteil von CO2-freier Elektrizitätserzeugung zurückgehen.

Elektrizitätsnachfrage und -erzeugung

Die Elektrizitätsnachfrage in Deutschland steigt von 533 TWh im Jahr 2010 auf 550 bis 555 TWh im Jahr 2030. Nach einem kurzen Abfall bis 2035 wächst die Nachfrage wieder und erreicht mit 534 TWh im Jahr 2050 wieder das Niveau von 2010. Die inländische Elektrizitätserzeugung ist bei einer Laufzeitverlängerung deutlich höher als bei einem Kernenergieausstieg.

Methodik

Die Untersuchung basiert auf einer modellgestützten Analyse durch Kopplung eines Energiesystem- und eines Elektrizitätsmarktmodells (TIMES PanEU, E2M2s). Die Rahmenannahmen zu den Energieträgerpreisen, dem Ausbau erneuerbarer Energien und den Klimaschutzzielen fließen in die Modellierung des europäischen Energiesystems ein. Die Teilergebnisse des Energiesystemmodells, insbesondere inländische Elektrizitätsnachfrage und -erzeugung sowie CO2-Zeritifikatepreise, ergänzen die Rahmenbedingungen zur Untersuchung des deutschen Elektrizitätsmarktes. Anhand der Modellergebnisse ergibt sich ein Bild für ...

Die Untersuchung basiert auf einer modellgestützten Analyse durch Kopplung eines Energiesystem- und eines Elektrizitätsmarktmodells (TIMES PanEU, E2M2s). Die Rahmenannahmen zu den Energieträgerpreisen, dem Ausbau erneuerbarer Energien und den Klimaschutzzielen fließen in die Modellierung des europäischen Energiesystems ein. Die Teilergebnisse des Energiesystemmodells, insbesondere inländische Elektrizitätsnachfrage und -erzeugung sowie CO2-Zeritifikatepreise, ergänzen die Rahmenbedingungen zur Untersuchung des deutschen Elektrizitätsmarktes. Anhand der Modellergebnisse ergibt sich ein Bild für ...

Die Untersuchung basiert auf einer modellgestützten Analyse durch Kopplung eines Energiesystem- und eines Elektrizitätsmarktmodells (TIMES PanEU, E2M2s). Die Rahmenannahmen zu den Energieträgerpreisen, dem Ausbau erneuerbarer Energien und den Klimaschutzzielen fließen in die Modellierung des europäischen Energiesystems ein. Die Teilergebnisse des Energiesystemmodells, insbesondere inländische Elektrizitätsnachfrage und -erzeugung sowie CO2-Zeritifikatepreise, ergänzen die Rahmenbedingungen zur Untersuchung des deutschen Elektrizitätsmarktes. Anhand der Modellergebnisse ergibt sich ein Bild für die elektrizitätswirtschaftliche Entwicklung. Für eine unternehmensseitige sowie marktstrukturelle Analyse erfolgen eine Zuordnung der Erzeugungskapazitäten zu den einzelnen Unternehmen (Kapitalverflechtungen) und die Ermittlung der Unternehmensergebnisse. Unter der Annahme, dass die Nutzung der erneuerbaren Energien zur Elektrizitätserzeugung weiter durch die EEG-Förderung mit privilegierter Einspeisung bestimmt wird, konzentrieren sich die Analysen auf die konventionellen Erzeugungsanlagen.

Zur Ermittlung der Auswirkungen einer Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke werden drei Basisszenarien untersucht, eines mit Kernenergieausstieg nach dem Atomgesetz 2002 und zwei mit verschiedenen Laufzeitverlängerungen für die derzeit in Betrieb befindlichen Kernkraftwerke in Deutschland. Neben den unterstellten Laufzeiten der Kernkraftwerke unterscheiden sich die drei Basisszenarien auch hinsichtlich der CO2-Zertifikatepreise und der inländischen Elektrizitätserzeugung, die sich aus dem Energiesystemmodell TIMES PanEU infolge der unterschiedlichen Betriebsjahre der Kernkraftwerke ergeben. Um den Einfluss unsicherer energiewirtschaftlicher und –politischer Bestimmungsfaktoren auf die Analyseergebnisse aufzuzeigen, werden weitere Varianten untersucht. Dabei werden folgende Rahmenbedingungen verändert: Energieträgerpreise, Emissionsminderungsziele, Ausbau erneuerbarer Energien, Einführung einer Brennelementesteuer, höhere Brennstoffkreislaufkosten.

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