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Die Entwicklung der Energiemärkte bis 2030. Energieprognose 2009

Herausgeber/Institute:

IER, RWI, ZEW

Datum:

März 2010

Autoren:

Ulrich Fahl et al.

Art der Veröffentlichung:

Hauptbericht

Themenbereiche:

Politik
Ökonomie

Schlagwörter:

CCS, KWK, Energieeffizienz, Europa, Emissionshandel, Klimaschutz

Seitenzahl:

354

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Zielsetzung und Fragestellung

Die Energieprognose 2009 schätzt die Entwicklung von Angebot und Nachfrage nach Energie in Deutschland bis zum Jahr 2030 mit Ausblick auf 2050.

Die Studie zeigt eine wahrscheinliche Entwicklung von Energieverbrauch und –versorgung in Deutschland unter bestimmten energie- und klimapolitischen Rahmensetzungen und Annahmen hinsichtlich der Entwicklung unsicherer Einflussfaktoren wie des Ölpreises.

Zentrale Ergebnisse

Energieverbrauch und Energieeffizienz


In der Referenzprognose steigt die Energieproduktivität um jährlich 2 % und lässt den Primärenergieverbrauch von 2007 bis 2030 um 21 % sinken. Bei einer Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke fällt der Primärenergieverbrauch im Jahr 2020 um bis zu 7 % höher aus als in der Referenzprognose, was vor allem auf die höhere Wirtschaftsleistung sowie niedrigere Stromimporte zurückzuführen ist. Der Endenergieverbrauch sinkt in der ...

Energieverbrauch und Energieeffizienz


In der Referenzprognose steigt die Energieproduktivität um jährlich 2 % und lässt den Primärenergieverbrauch von 2007 bis 2030 um 21 % sinken. Bei einer Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke fällt der Primärenergieverbrauch im Jahr 2020 um bis zu 7 % höher aus als in der Referenzprognose, was vor allem auf die höhere Wirtschaftsleistung sowie niedrigere Stromimporte zurückzuführen ist. Der Endenergieverbrauch sinkt in der ...

Energieverbrauch und Energieeffizienz


In der Referenzprognose steigt die Energieproduktivität um jährlich 2 % und lässt den Primärenergieverbrauch von 2007 bis 2030 um 21 % sinken. Bei einer Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke fällt der Primärenergieverbrauch im Jahr 2020 um bis zu 7 % höher aus als in der Referenzprognose, was vor allem auf die höhere Wirtschaftsleistung sowie niedrigere Stromimporte zurückzuführen ist. Der Endenergieverbrauch sinkt in der Referenzprognose 2006-2030 um 15 %. Die Stromnachfrage steigt 2007-2030 um 0,7 % pro Jahr bzw. insgesamt um 10 %. Die politischen Ziele „Verdopplung des KWK-Stromanteils auf 25 % bis 2020“ und „Verdopplung der Energieproduktivität zwischen 1990 und 2020" werden verfehlt. Der KWK-Stromanteil beträgt mit 118 Terawattstunden (TWh) im Jahr 2030 19 %.

Primärenergieträger und Energieimporte


Mineralöl bleibt der wichtigste Primärenergieträger, auch wenn der Verbrauch sich von rund 4.700 PJ im Jahr 2007 bis 2030 um 17 % verringert auf 3.900 PJ. Die Importabhängigkeit bei fossilen Energieträgern steigt von 73 % in 2007 auf 87 % in 2030. Das statistische Versorgungsrisiko steigt von 2008 bis 2030 sowohl in der Referenzprognose, als auch bei einer Laufzeitverlängerung der deutschen Kernkraftwerke auf 40 Jahre erheblich an. Stabil bleibt es bei einer Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre.

Die steigende Stromnachfrage wird in der Referenzprognose bei sinkender einheimischer Stromerzeugung ab 2012 durch zunehmende Stromimporte gedeckt, vor allem aus Frankreich. Der Stromimportsaldo erreicht 2025 mit 48 TWh seinen Maximalwert.

Kraftwerkspark


Die Nettoengpassleistung des deutschen Kraftwerkparks steigt in der Referenzprognose bis zum Jahr 2030 gegenüber 2007 um 27 % auf rund 180 Gigawatt elektrischer Leistung (GW)an. Auf die Erneuerbaren Energien entfällt davon mit 93 GW rund die Hälfte der installierten Kraftwerksleistung. Den größten Anteil an der Kraftwerksleistung auf Basis Erneuerbarer Energien wird die Windkraft haben, wobei 25 GW auf Offshore-Windkapazitäten entfallen. Die Leistung fossil befeuerter Kraftwerke bleibt auf einem Niveau von etwa 80 GW.
Zwischen 2012 und 2030 werden rund 46 GW fossil befeuerter Kraftwerksleistung neu errichtet, was etwa der Hälfte der insgesamt installierten fossil befeuerten Kraftwerksleistung entspricht. Auf Erdgas-Kraftwerke entfallen 2030 51 GW, etwa doppelt so viel wie 2007. Die Verlängerung der Laufzeiten der deutschen Kernkraftwerke verringert den Bedarf neuer Kraftwerksleistung in Deutschland. Bis 2020 werden im Vergleich zur Referenzprognose bei Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre 7 GW und bei Verlängerung auf 60 Jahre 15 GW weniger zugebaut. Diese Entwicklung setzt sich im Fall der Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre bis 2030 fort, in der 40 Jahre-Variante sind gegen Ende des Betrachtungszeitraums erhebliche Ersatzinvestitionen notwendig.
 

Erneuerbare Energien


Die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien nimmt von 91 TWh im Jahr 2007 auf 173 TWh in 2020 sowie 239 TWh in 2030 zu. Diese Entwicklung bleibt dank des Fördersystems von einer Laufzeitverlängerung für Kernkraftwerke weitgehend unberührt und ist daher in allen Szenarien nahezu identisch. Mit 27 % Anteil der Erneuerbaren Energien am Stromverbrauch im Jahr 2020 wird das politische Ausbauziel verfehlt (mind. 35 % laut EEG 2012). Der EE-Anteil am Stromverbrauch im Jahr 2030 beträgt 36 %, im Jahr 2050 53 % (und liegt damit deutlich unter den Zielen des Energiekonzepts, das für 2030 mindestens 50 % und für 2050 mindestens 80 % vorsieht).

Der angestrebte EE-Anteil von 18 % am Bruttoendenergieverbrauch in Deutschland im Jahr 2020 wird um etwa 2 % unterschritten, obwohl die EE im Wärmemarkt 15 % des Bedarfs statt der geforderten 14 % decken. Zwischen 2020 und 2030 steigt der Anteil der EE am Endenergieverbrauch von 16 % auf 20 %. Der Einsatz von Biokraftstoffen im Verkehrssektor erfolgt entsprechend den gesetzlichen Mindestquoten, weshalb sich ihr Verbrauch in absoluten Zahlen infolge des rückläufigen Kraftstoffverbrauchs reduziert. Der Anteil der Erneuerbaren Energien am Primärenergieverbrauch steigt von 7 % im Jahr 2007 auf 13,5 % 2020 und 17 % 2030.


Klimaschutz


Laut Referenzprognose sinkt der Ausstoß von Treibhausgasen in Deutschland bezogen auf 1990 bis 2020 um 34 %, bis 2030 um 44 % und bis 2050 um 65 %. Die Reduktion beruht im Wesentlichen auf Technologien zur Abscheidung von CO2 und den Erneuerbaren Energien. 2030 werden bereits 53 Mio. t CO2 abgeschieden und gespeichert.

Die Verlängerung der Laufzeiten der Kernkraftwerke bewirkt in Deutschland eine im Vergleich zur Referenzprognose um 3 % bis 5 % stärkere Reduktion der Treibhausgasemissionen. Durch die Einbindung in den EU-Emissionshandel führt dies allerdings nicht zu sinkenden Gesamtemissionen in Europa, sondern zu einer deutlichen Reduktion der Preise für Emissionszertifikate. Im Jahr 2020 liegt der Zertifikatspreis um bis zu 5,1 Euro2007 pro Tonne Kohlendioxid (€2007/t CO2) niedriger als in der Referenzprognose, im Jahr 2030 um bis zu 10,1 €2007/t CO2.


Ökonomische Wirkungen


In der Referenzprognose steigen die Preise für Emissionszertifikate bis 2015 auf rund 40 €2007/t CO2 an, danach sinken sie aufgrund neuer Vermeidungsoptionen bis 2025 auf 28 €2007/t CO2. Nach 2030 steigen die Zertifikatspreise deutlich an auf 53 €2007/t in 2040 und 88 €2007/t im Jahr 2050.
Die Großhandelspreise für Strom (Jahresdurchschnittspreis) stellen sich langfristig auf 50 €2007 pro Megawattstunde (€2007/MWh) Baseload und 59 €2007/MWh Peakload ein. Der Strompreis für Haushaltskunden nimmt bis 2012 auf real rund 23 ct2007/kWh zu. Dieses Niveau wird, abgesehen von leichten Schwankungen, bis zum Jahr 2030 gehalten. Der Anteil der EEG-Umlage am Haushaltsstrompreis steigt von 9,3% im Jahr 2012 auf 11,7% im Jahr 2030.
Je nach Länge der Laufzeitverlängerung auf 40 oder 60 Jahre ermöglichen die geringen variablen Erzeugungskosten für Kernenergiestrom und die eingesparten Kosten für CO2-Zertifikate um bis zu 9 €2007/MWh günstigere Strompreise (im Großhandel) gegenüber der Referenzprognose. Die kostengünstigere Stromversorgung führt zu positiven Rückkopplungseffekten in der Wirtschaft, wodurch das Bruttoinlandsprodukt 2020 bis zu 0,6 % und 2030 bis zu 0,9 % über dem der Referenzprognose liegt. Die Beschäftigung liegt je nach Dauer der Laufzeitverlängerung im Jahr 2020 bis zu 191.000 und 2030 bis zu 233.000 Beschäftigte höher als in der Referenzprognose.

Zentrale Annahmen und Thesen

Politische Rahmenbedingungen

Im Rahmen des EU-weiten Emissionshandels (ETS) müssen die beteiligten Sektoren ihre CO2-Emissionen um 21% bis 2020 gegenüber 2005 reduzieren. Bis 2020 sollen 18% des Bruttoendenergieverbrauchs in Deutschland mit Hilfe Erneuerbarer-Energietechnologien gedeckt werden, wobei dieses Ziel durch das EEG und das EEWärmeG verfolgt wird. Der Ausbau der Erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung wird allein durch das EEG bestimmt. Eine Verlängerung der Laufzeiten für Kernkraftwerke oder ein höherer Ölpreis hat keinen Einfluss auf den Ausbau der Erneuerbaren Energien. Zur ...

Politische Rahmenbedingungen

Im Rahmen des EU-weiten Emissionshandels (ETS) müssen die beteiligten Sektoren ihre CO2-Emissionen um 21% bis 2020 gegenüber 2005 reduzieren. Bis 2020 sollen 18% des Bruttoendenergieverbrauchs in Deutschland mit Hilfe Erneuerbarer-Energietechnologien gedeckt werden, wobei dieses Ziel durch das EEG und das EEWärmeG verfolgt wird. Der Ausbau der Erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung wird allein durch das EEG bestimmt. Eine Verlängerung der Laufzeiten für Kernkraftwerke oder ein höherer Ölpreis hat keinen Einfluss auf den Ausbau der Erneuerbaren Energien. Zur ...

Politische Rahmenbedingungen

Im Rahmen des EU-weiten Emissionshandels (ETS) müssen die beteiligten Sektoren ihre CO2-Emissionen um 21% bis 2020 gegenüber 2005 reduzieren. Bis 2020 sollen 18% des Bruttoendenergieverbrauchs in Deutschland mit Hilfe Erneuerbarer-Energietechnologien gedeckt werden, wobei dieses Ziel durch das EEG und das EEWärmeG verfolgt wird. Der Ausbau der Erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung wird allein durch das EEG bestimmt. Eine Verlängerung der Laufzeiten für Kernkraftwerke oder ein höherer Ölpreis hat keinen Einfluss auf den Ausbau der Erneuerbaren Energien. Zur Steigerung der Energieeffizienz werden entsprechende Regelungen, wie die EnEV, weiterentwickelt. Das KWK-Gesetz wird  zeitlich befristet fortgeschrieben. Für den Strommarkt wird eine verstärkte europäische Integration und im Gasbinnenmarkt eine Wettbewerbsbelebung erwartet.

Energiepreise

Für die Referenzprognose wird angenommen, dass der Preis der Ölsorten des OPEC-Korbs von 69 US-Dollar pro Barrel ($ / bbl) im Jahr 2007 auf nominal 127 $ / bbl im Jahr 2030 ansteigt, das entspricht einem realen Ölpreisanstieg um 6 auf 75 $/bbl2007. In der Sensitivitätsvariante „hohe Ölpreise“ wird ein realer Ölpreisanstieg um 31 $/bbl2007 bis zum Jahr 2030 unterstellt. Die Verbraucherpreise für Erdgas, Heizöl, Benzin, etc. korrelieren mit dem Rohölpreis. Bei den Strompreisen steigen die EEG-Vergütungszahlungen weiter an, die Konzessionsabgabe, die KWK-Vergütung und die Stromsteuer bleiben nominal konstant. Sowohl die Strompreise für Industriekunden als auch für Haushaltskunden nehmen bis 2030 leicht zu.

Demographische und wirtschaftliche Rahmendaten

Die Referenzprognose geht von einem Schrumpfen der Bevölkerung um 2,5 Millionen (Mio.) auf 79,7 Mio. im Jahr 2030 aus. Hingegen nehmen die für den Energiebedarf Anzahl der Haushalte und die Wohnfläche weiter zu. Die Personenverkehrsleistung und insbesondere die Güterverkehrsleistung (+55%) nehmen zu. Die durchschnittliche Wachstumsrate des Bruttoinlandsprodukts beträgt im Zeitraum von 2012 bis 2030 1,2% pro Jahr.

Methodik

Die Studie verfolgt einen integrierten, modellgestützten Analyseansatz, der die deutschen Energiemärkte als Teil des europäischen Energiesystems abbildet, also den Europäischen Binnenmarkt und EU-weite Regulierungsansätze wie das Europäische Emissionshandelssystem berücksichtigt. Es werden zwei alternative Zukunftspfade der Energieversorgung in Deutschland analysiert, die sich lediglich in einem Punkt unterscheiden: Die Referenzprognose geht vom gesetzlich geregelten Kernenergieausstieg aus (sukzessive bis 2022), wohingegen in zwei Varianten eine Verlängerung der Laufzeit der bestehenden ...

Die Studie verfolgt einen integrierten, modellgestützten Analyseansatz, der die deutschen Energiemärkte als Teil des europäischen Energiesystems abbildet, also den Europäischen Binnenmarkt und EU-weite Regulierungsansätze wie das Europäische Emissionshandelssystem berücksichtigt. Es werden zwei alternative Zukunftspfade der Energieversorgung in Deutschland analysiert, die sich lediglich in einem Punkt unterscheiden: Die Referenzprognose geht vom gesetzlich geregelten Kernenergieausstieg aus (sukzessive bis 2022), wohingegen in zwei Varianten eine Verlängerung der Laufzeit der bestehenden ...

Die Studie verfolgt einen integrierten, modellgestützten Analyseansatz, der die deutschen Energiemärkte als Teil des europäischen Energiesystems abbildet, also den Europäischen Binnenmarkt und EU-weite Regulierungsansätze wie das Europäische Emissionshandelssystem berücksichtigt. Es werden zwei alternative Zukunftspfade der Energieversorgung in Deutschland analysiert, die sich lediglich in einem Punkt unterscheiden: Die Referenzprognose geht vom gesetzlich geregelten Kernenergieausstieg aus (sukzessive bis 2022), wohingegen in zwei Varianten eine Verlängerung der Laufzeit der bestehenden deutschen Kernkraftwerke auf 40 bzw. 60 Jahre angenommen wird. Zusätzlich ermitteln Sensitivitätsanalysen die Auswirkungen der Variation zentraler Einflussgrößen, wie der demographischen oder wirtschaftlichen Entwicklung. Den Kern der modelltechnischen Fundierung der Energieprognose 2009 stellt das europäische Energiesystemmodell TIMES PanEU1 dar.

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