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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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Energieszenarien für ein Energiekonzept der Bundesregierung

Herausgeber/Institute:

ewi, GWS, Prognos

Datum:

August 2010

Autoren:

Michael Schlesinger et al.

Art der Veröffentlichung:

Studie

Auftraggeber/Förderer:

BMWi

Themenbereiche:

Ökonomie
Politik
Energiesysteme

Schlagwörter:

Klimaschutz, Energieeffizienz

Seitenzahl:

267

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Zielsetzung und Fragestellung

In der Studie „Energieszenarien für ein Energiekonzept der Bundesregierung“ (2010) werden Zielszenarien bis 2050 entwickelt, auf deren Basis ein neues Energiekonzept erstellt werden soll. Die zentralen politischen Ziele und damit die Eckpunkte der Szenarien auf nationaler Ebene bilden die Reduktion der Treibhausgasemissionen und der Ausbau der Erneuerbaren Energien.

Die Szenarien sollen aufzeigen, welche technischen Maßnahmen geeignet sind, um die Ziele zu erreichen und welcher politischer Handlungsbedarf besteht. Sie sollen damit als Grundlage für energie- und klimaschutzpolitische Entscheidungen dienen. Entsprechend der Vorgaben des Auftraggebers BMWi unterscheiden sich die vier entwickelten Zielszenarien hinsichtlich der Laufzeitverlängerung für Kernkraftwerke und der Steigerung der Energieeffizienz. Sie werden einem Referenzszenario gegenübergestellt, das die derzeitige Politik fortschreibt. Hauptaugenmerk der Studie liegt auf der Modellierung des Endenergieverbrauchs in unterschiedlichen Sektoren und der Entwicklung des Kraftwerksparks.

Zentrale Ergebnisse

Entwicklung der Treibhausgasemissionen

Im Referenzszenario wird lediglich eine Treibhausgasreduktion von 34,6% bis 2020 und 62,2% bis 2050 erreicht. Entsprechend der Vorgabe ist das in den Zielszenarien anders, hier beträgt die Treibhausgasminderung im Vergleich zu 1990 40% bis 2020 und 85% bis 2050. Die Entwicklung der Emissionen in den einzelnen Szenarien unterscheidet sich im Zeitverlauf, besonders zwischen 2020 und 2030, und gelangt dann bis 2050 auf sehr ...

Entwicklung der Treibhausgasemissionen

Im Referenzszenario wird lediglich eine Treibhausgasreduktion von 34,6% bis 2020 und 62,2% bis 2050 erreicht. Entsprechend der Vorgabe ist das in den Zielszenarien anders, hier beträgt die Treibhausgasminderung im Vergleich zu 1990 40% bis 2020 und 85% bis 2050. Die Entwicklung der Emissionen in den einzelnen Szenarien unterscheidet sich im Zeitverlauf, besonders zwischen 2020 und 2030, und gelangt dann bis 2050 auf sehr ...

Entwicklung der Treibhausgasemissionen

Im Referenzszenario wird lediglich eine Treibhausgasreduktion von 34,6% bis 2020 und 62,2% bis 2050 erreicht. Entsprechend der Vorgabe ist das in den Zielszenarien anders, hier beträgt die Treibhausgasminderung im Vergleich zu 1990 40% bis 2020 und 85% bis 2050. Die Entwicklung der Emissionen in den einzelnen Szenarien unterscheidet sich im Zeitverlauf, besonders zwischen 2020 und 2030, und gelangt dann bis 2050 auf sehr ähnliche Werte. Die energiebedingten CO2-Emissionen haben im Jahr 2050 einen Anteil von ca. 36% an den Gesamtemissionen (2008: 47%). In Szenarien mit geringerer Laufzeitverlängerung sind die Emissionen mittelfristig höher, liegen bis 2040 allerdings wieder auf einem Niveau mit den anderen Szenarien. Die höheren Nachrüstkosten im Szenariosatz B bewirken vor allem zwischen 2020 und 2030 einen höheren CO2 Ausstoß, weil die möglichen Laufzeitverlängerungen der Kernkraftwerke bei in diesem Fall nur teilweise realisiert werden. Die THG-Emissionen des Wärmesektors gehen bis 2050 um ca. 72% (180 Mio. t) zurück, was vor allem am abnehmenden Heizenergiebedarf liegt. Den stärksten Emissionsrückgang verzeichnet der Verkehrssektor mit fast 90% (135 Mio. t), was auf die Ausweitung der Elektromobilität und den Einsatz von Biokraftstoffen im Güterverkehr zurückzuführen ist.

Entwicklung des Primärenergieverbrauchs

In den Zielszenarien halbiert sich der Primärenergieverbrauch bis 2050 auf ca. 7.000 Petajoule (PJ), im Referenzszenario geht er lediglich um 34% zurück. Der Anteil der fossilen Energieträger sinkt in den Zielszenarien auf ca. 42%. Entsprechend der Vorgabe tragen die Erneuerbaren Energien mindestens 50% zur Deckung des Primärenergiebedarfs bei. Den größten Anteil innerhalb der Erneuerbaren Energien trägt die Biomasse mit 31%, an zweiter Stelle liegt die Windenergie mit ca. 8% des Primärenergiebedarfs. Mit zunehmendem Einsatz der Erneuerbaren Energien sinkt der Anteil importierter Energieträger von 70% im Jahr 2008 auf ca. 55% im Jahr 2050.

Die Steigerung der Energieproduktivität als Verhältnis von Wirtschaftsleistung zu Energieverbrauch (Mrd. Euro BIP/PJ) beträgt in den Zielszenarien 2,5% pro Jahr, in der Referenz 1,8% pro Jahr In den Szenarien II und III sind die Effizienzsteigerungen in dieser Größenordnung vorgegeben, in den Szenarien I und IV wird die Energieeffizienz endogen berechnet und liegt in etwa auf dem gleichen Niveau. Den wesentlichen Beitrag zur Steigerung der Energieproduktivität leisten steigende Wirkungsgrade in der Stromerzeugung, sowohl bei den Erneuerbaren als auch bei den konventionellen Anlagen). Bei der CCS-Technik wird davon ausgegangen, dass sie den Wirkungsgrad um 9 bis 10% senkt.

Entwicklung des Endenergieverbrauchs und des Anteils der Erneuerbaren Energien

Der Endenergieverbrauch sinkt in den Zielszenarien um ca. 43%. Erneuerbare Energieträger tragen 2050 ca. 56% zur Deckung des Endenergieverbrauchs bei (2008: 9,5%). Der größte Teil entfällt dabei auf gasförmige, feste und flüssige Biomasse, die ca. 28% des Endenergiebedarfs deckt. Der Anteil fossiler Energieträger sinkt von mehr als 68% auf ca. 31%. In der Industrie sinkt der Endenergieverbrauch um ca. 37% auf 1.629 PJ. Besonders tragen dazu der geringere Bedarf an Prozesswärme (ca. 36%) und mechanischer Energie (bis zu 40%). Der Endenergieverbrauch der privaten Haushalte nimmt bis 2050 um bis zu 49% ab. Dies wird vor allem durch den sinkenden Raumwärmebedarf in Folge von energetischen Sanierungen des Gebäudebestands ermöglicht, der zwischen 52 und 57% zurückgeht. Der Energieverbrauch des Dienstleistungssektors geht mit ca. 49% ebenfalls stark zurück. Auch hier ist dies vor allem auf den gravierend sinkenden Raumwärmebedarf zurückzuführen. Aufgrund der oben erwähnten Annahmen kann es im Industrie- (16%) und im Dienstleistungssektor (50%) zu wirtschaftlichem Wachstum bei gleichzeitiger Minderung des Energieverbrauchs kommen. Auch im Verkehrssektor steigt die Güterverkehrsleistung um 63%, während die eingesetzte Energiemenge um rund 8% sinkt. Generell fällt der Endenergieverbrauch des Verkehrs um 40% auf ca. 1500 PJ bis 2050. Dies ist vor allem durch sparsamere PKW und LKW möglich.

Strom- und Fernwärmeerzeugung

Die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien in Deutschland steigt bis 2050 auf 252 bis 289 TWh, was einem Anteil von 77% bis 81% an der Bruttostromerzeugung entspricht. In der Referenz beträgt dieser Anteil lediglich 54%. Vor allem der Ausbau von Windenergie trägt dazu bei. Die Stromimporte nehmen durch den Ausbau des europäischen Stromnetzes zu. Sie erreichen 2050 zwischen 22% und 31% der Stromnachfrage. Die Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern geht in den Zielszenarien bis 2050 auf 19 bis 24% zurück (2008: 84%). Der Großteil der verbleibenden fossilen Stromproduktion findet in CCS-Steinkohlekraftwerken mit KWK statt. Die Wärmeauskopplung erhöht die Auslastung der Anlagen und sie können trotz des hohen Anteils an Erneuerbaren Energien ihre Investitionskosten amortisieren. KWK-Gaskraftwerke realisieren aufgrund der Brennstoffpreisentwicklung weniger Volllaststunden und haben daher einen komparativen Kostennachteil gegenüber Steinkohlekraftwerken. Die gekoppelt produzierte Wärmemenge steigt in den Szenarien bis 2050 um 14 bis 22% an, sie wird vorwiegend mit fossilen Brennstoffen erzeugt. In der Summe bewirken diese Entwicklungen, dass im Stromsektor bis 2050 ca. 96% (295 Mio. t) weniger CO2 emittiert wird. Der deutsche Strompreis liegt in allen Szenarien 2050 auf heutigem Niveau, was vor allem auf die Annahme der europäischen Strommarktintegration zurückzuführen ist. Zunehmende Importmöglichkeiten verringern den Einfluss der deutschen Stromnachfrage, der Laufzeitverlängerung von Kernkraftwerken oder des Ausbaus der Erneuerbaren Energien auf den Strompreis.

Laufzeitverlängerung von Kernkraftwerken und Nachrüstkosten

Die installierte Leistung des gesamten Kraftwerksparks nimmt in den Szenarien mittelfristig zu und liegt 2050 in allen Szenarien knapp über dem heutigen Wert. Grund dafür ist der Zubau der Erneuerbaren Energien bei gleichzeitigem unterproportionalem Rückbau der konventionellen Kraftwerke. Diese sind weiterhin nötig, um ausreichend gesicherte Leistung für die Deckung der Jahreshöchstlast bereitzustellen. In den Szenarien mit kürzerer Laufzeitverlängerung (I und II) besteht kurz- bis mittelfristig ein höherer Kapazitätsbedarf, der durch eine längere Nutzung fossiler Bestandsanlagen, den Zubau von Gaskraftwerken und höhere Stromimporte gedeckt wird. Die Stromimporte nehmen in den Szenarien I und II ab 2030 zu, ab 2050 wachsen die Importe unabhängig von der Nutzung der Kernenergie. Aufgrund der fluktuierenden Einspeisung durch EE sinkt die durchschnittliche Auslastung des konventionellen Kraftwerksparks. Der Ausbau von Offshore-Windkraftanlagen unterscheidet sich je nach Laufzeitverlängerung: Jeweils 28 GW werden im Szenario II A und III A zugebaut, in den anderen beiden Szenarien sind es weniger (25 GW in I A, 17 GW in IV A). Zudem kommen die Szenarien zu dem Ergebnis, dass die Laufzeitverlängerung für Kernkraftwerke im Zeitverlauf zwar einen preisdämpfenden Effekt hat, sich bei längeren Laufzeiten aber im Jahr 2050 höhere Preise ergeben.

Die angenommenen Nachrüstkosten im Szenariosatz A bewirken, dass alle KKW für die Zeit der Laufzeitverlängerung rentabel betrieben werden können. In den B-Szenarien, die höhere Nachrüstkosten annehmen, ergeben sich für einen Teil der KKW aus wirtschaftlichen Gründen vorzeitige Stilllegungen. Die geringere Stromproduktion aus Kernenergie in den B-Szenarien hat zur Folge, dass ab 2020 mehr Strom importiert und mehr aus fossilen Energieträgern produziert wird. In den Szenarien mit der längsten Laufzeitverlängerung (IV A und B) nehmen die Stromimporte einen größeren Anteil ein.

Ökonomische Wirkungen

In allen Szenarien zeigen sich nach 2030 positive wirtschaftliche Effekte, denn der Rückgang des Energieverbrauchs und der Ausbau der Erneuerbaren Energien lassen bei steigenden Energiepreisen die Ausgaben für Energieimporte sinken. Das Bruttoinlandsprodukt (BIP) unterscheidet sich in den verschiedenen Zielszenarien kaum: 2050 liegt das BIP bei allen Szenarien (A und B) zwischen 3.169 und 3.177 Milliarden Euro. Das nötige Investitionsvolumen, um die Annahmen umzusetzen, nimmt im Zeitverlauf zu, 2050 beträgt es ca. 16 Milliarden Euro. Mehr als die Hälfte davon entfällt auf die Sanierung des Gebäudebestands. Auch hier unterscheiden sich die Summen in den jeweiligen Szenarien kaum. Lediglich für die Szenarien mit kurzer Laufzeitverlängerung (I A und B) berechnet das Modell für das Jahr 2020 im Vergleich zur Referenz etwas höhere Investitionen. In den Szenarien II und III sind die Mehrinvestitionen ab 2040 höher. Die Investitionsquote, also das Verhältnis von Bau- und Ausrüstungsinvestitionen zum BIP – übersteigt jedoch auch in investitionsintensiven Stichjahren wie 2020 und 2050 nicht die Quote aus dem Jahr 2010 von 19%.

Energie- und klimapolitischer Handlungsbedarf

Auf der Basis der Szenariorechnungen benennt die Studie acht zentrale Punkte, die für die Umsetzung einer langfristigen Klimaschutzstrategie von Bedeutung sind:

  • ein international bindendes Klimaschutzabkommen mit funktionierenden CO2-Märkten als Voraussetzung für eine anspruchsvolle Klimaschutzpolitik in Deutschland;
  • eine zeitnahe Entscheidung über die Laufzeiten deutscher KKW, um Planungssicherheit für erforderliche Kraftwerksinvestitionen zu gewährleisten;
  • Die Preisbildung am Strommarkt muss ab 2020 verstärkt die Bereitstellung von Back-up und Regelkapazitäten berücksichtigen.
  • Die Stromnetze müssen sofort ausgebaut werden, um die Erzeugung auf Basis Erneuerbarer Energien angemessen nutzen zu können.
  • Bis 2015 müssen die technischen, rechtlichen und infrastrukturellen Voraussetzungen der CCS-Technologie geklärt werden.
  • Für die Sanierung des Gebäudesektors sind Fragen der Organisation, Lastenverteilung und staatlichen Intervention zu klären.
  • Bis 2020 muss die Technik von Speicherbatterien wesentlich verbessert werden, um den angenommenen Ausbau der Elektromobilität zu gewährleisten.
  • Die zeitgerechte und nachhaltige Bereitstellung von Biokraftstoffen im Verkehrssektor verlangt einen zertifizierten und transparenten Handel zwischen Landwirtschaft, Energiewirtschaft und Abfallwirtschaft.

Zentrale Annahmen und Thesen

Vorgegebene Eckpunkte der Szenarienberechnung

Bezüglich der Treibhausgasemissionen unterstellen die Zielszenarien eine Reduktion um 40% bis 2020 im Vergleich zu 1990 und um 85% bis 2050. Während das Referenzszenario keine Laufzeitverlängerung für Kernkraftwerke beinhaltet, gehen die Szenarien I-IV von 4, 12, 20 oder 28 Jahren Laufzeitverlängerung aus. Die Energieeffizienz steigt im Business-as-usual–Szenario um jährlich 1,7 bis 1,9%, in den Szenarien II und III um 2,3 bis 2,5% und in den Szenarien I und IV wird sie endogen bestimmt. Der Anteil der Erneuerbaren Energien ist mit mindestens ...

Vorgegebene Eckpunkte der Szenarienberechnung

Bezüglich der Treibhausgasemissionen unterstellen die Zielszenarien eine Reduktion um 40% bis 2020 im Vergleich zu 1990 und um 85% bis 2050. Während das Referenzszenario keine Laufzeitverlängerung für Kernkraftwerke beinhaltet, gehen die Szenarien I-IV von 4, 12, 20 oder 28 Jahren Laufzeitverlängerung aus. Die Energieeffizienz steigt im Business-as-usual–Szenario um jährlich 1,7 bis 1,9%, in den Szenarien II und III um 2,3 bis 2,5% und in den Szenarien I und IV wird sie endogen bestimmt. Der Anteil der Erneuerbaren Energien ist mit mindestens ...

Vorgegebene Eckpunkte der Szenarienberechnung

Bezüglich der Treibhausgasemissionen unterstellen die Zielszenarien eine Reduktion um 40% bis 2020 im Vergleich zu 1990 und um 85% bis 2050. Während das Referenzszenario keine Laufzeitverlängerung für Kernkraftwerke beinhaltet, gehen die Szenarien I-IV von 4, 12, 20 oder 28 Jahren Laufzeitverlängerung aus. Die Energieeffizienz steigt im Business-as-usual–Szenario um jährlich 1,7 bis 1,9%, in den Szenarien II und III um 2,3 bis 2,5% und in den Szenarien I und IV wird sie endogen bestimmt. Der Anteil der Erneuerbaren Energien ist mit mindestens 18% am Bruttoendenergieverbrauch im Jahr 2020 und mindestens 50% am Primärenergieverbrauch für die Zielszenarien vorgegeben. Die Nachrüstkosten für Kernkraftwerke betragen im Szenariensatz A pauschal 25 Euro pro Kilowatt Kraftwerksleistung und Jahr der Laufzeitverlängerung, im Szenariensatz B fallen sie je nach Kraftwerk und Länge der Laufzeitverlängerung unterschiedlich aus, insgesamt jedoch deutlich höher als im Szenariensatz A.

Entwicklung von Energieverbrauch und Energieeffizienz

Damit die Zielszenarien die vorgegebenen Klimaziele erreichen, wird ein deutlicher Rückgang des Energieverbrauchs unterstellt. Die diesbezüglichen Annahmen werden gemeinsam mit den Ergebnissen erwähnt und daraus Maßnahmen und Handlungsbedarf in den jeweiligen Sektoren abgeleitet.

Die Nettostromnachfrage sinkt bis zum Jahr 2050 im Referenzszenario um 30 TWh auf 506 TWh, in den Zielszenarien dagegen um 110-130 Terawattstunden (TWh) auf 410-430 TWh. Der Rückgang des Stromverbrauchs findet in den Sektoren Industrie, Haushalte und Gewerbe/Handel/Dienstleistungen statt und überkompensiert einen Anstieg im Verkehrssektor. Dort steigt die Stromnachfrage durch die Elektrifizierung der Mobilität an. Die europäische Nachfrage nach Strom steigt bis 2030 um 13% und bleibt im Anschluss konstant.

Der Endenergieverbrauch in der Industrie sinkt dadurch, dass Technologien effizienter verwendet werden und sich der beobachtete Strukturwandel von energieintensiven zu wissensintensiveren Produkten und Branchen fortsetzt. Der Rückgang des Energieverbrauchs der Haushalte erfolgt durch die massive Senkung des Heizenergiebedarfs für Gebäude (93% für Neubauten, ca. 80% für Altbauten) und die Steigerung der Effizienz von Heizungsanlagen und Elektrogeräten (30% Verbrauchsrückgang). Im Dienstleistungssektor sinkt der Raumwärmebedarf auf nahezu Null, während der Bedarf an Prozesswärme bis 2050 konstant bleibt und der Energieverbrauch für Kühlen, Lüften, Beleuchtung und Betrieb von Bürogeräten in allen Szenarien zunimmt. Im Verkehrssektor gehen die Zielszenarien von einem konstanten Anteil des motorisierten Individualverkehrs aus. Dass der Energieverbrauch trotzdem um zwei Drittel sinkt, liegt vor allem am unterstellten Einsatz von Elektro-PKW und Plug-in-Hybrid-Fahrzeugen. Im Güterverkehr gehen die Szenarien davon aus, dass die Treibhausgasminderung durch niedrige spezifische Verbräuche von LKW, eine bessere Auslastung und die Verlagerung des Transports auf die Schiene erreicht wird.

Kraftwerkspark, Netzausbau und Erneuerbare Energien im Stromsektor

Die Potenziale von Wasserkraft und Biomasse zur Stromerzeugung werden für 2010 als ausgeschöpft betrachtet. Auch die Stromerzeugung durch Onshore-Windkraftanlagen kann größtenteils nur noch durch Repowering gesteigert werden, da davon ausgegangen wird, dass die kostengünstigsten Standorte bereits vergeben sind. Für Solarenergie und Offshore-Windenergie werden keine Potenzialgrenzen angenommen. Bis auf die Wasserkraft weisen alle Erneuerbaren Energien sinkende Investitionskosten auf. Bei der Offshore-Windenergie sinken die Investitionskosten von 2.400 Euro pro Kilowatt (EUR/kW) im Jahr 2020 bis 2050 auf 1.350 EUR/kW ab. Die Betriebs- und Wartungskosten nehmen bei allen Erneuerbaren ab, lediglich bei Wasserkraft und Biomasse bleiben sie konstant. Die Volllaststunden von Wind- und Solarenergieanlagen steigen bis 2050 auf 4.000 Stunden (Offshore-Wind) und 1.000 Stunden (Photovoltaik) an. Die Volllaststunden von Onshore-Windkraftanlagen steigen bis 2040 auf ca. 2.100, fallen aber dann durch die Integration des europäischen Strommarktes wieder auf Werte zwischen 1.400 und 1.960 Stunden ab.

Alle Szenarien nehmen an, dass die nationalen Übertragungsnetze und grenzüberschreitenden Kuppelleitungskapazitäten ausgebaut werden, welche die zunehmende Stromproduktion durch Windkraftanlagen in Nord- und Ostsee und Solaranlagen im Mittelmeerraum zu den Verbrauchszentren transportieren. Bezüglich des konventionellen Kraftwerksparks gehen die Szenarien von steigenden Wirkungsgraden für Stein- und Braunkohlekraftwerke aus und nehmen an, dass Technologien zur CO2-Abscheidung und Speicherung (CCS) ab 2025 marktreif für den Großeinsatz sind. Momentan im Bau befindliche Kraftwerke gehen zu 100% in die Berechnung ein, geplante Kraftwerke, die bereits genehmigt sind, zu 66% und geplante Kraftwerke im Genehmigungsprozess zu 33%. Im Szenariosatz A gehen die Gutachter von spezifischen Nachrüstkosten für Kernkraftwerke von 25 EUR/kW Leistung und Jahr der Laufzeitverlängerung aus. In den Szenarien I B bis IV B wurden die spezifischen Nachrüstkosten für die einzelnen Kraftwerke vom BMU vorgegeben und liegen höher als im Szenariosatz A.

Sozioökonomische Annahmen

Alle Szenarien gehen von einem Rückgang der Bevölkerung bis 2050 auf 73,8 Millionen aus, die Zahl der Haushalte steigt zwischenzeitlich auf 41 Millionen (2030-2040), entspricht aber 2050 in etwa dem heutigen Wert von 39,6 Millionen. Die Wirtschaftsleistung steigt bis 2050 jährlich um etwa ein Prozent, den größten Anteil an der Wertschöpfung haben Dienstleistungen. Ihr Anteil steigt von derzeit 68% (2008) bis 2050 auf 74%.

Energiepreise und CO2-Zertifikatspreise

Der Weltmarktpreis für Öl steigt in allen Szenarien bis 2050 kontinuierlich auf 130 US-Dollar pro Barrel (USD/bbl) an, der Erdgaspreis sinkt zwischen 2020 und 2030 leicht und steigt bis 2050 auf 3,2 Cent pro Kilowattstunde (ct/kWh). Der Preis für Steinkohle sinkt in diesem Zeitraum ebenfalls und liegt 2050 mit 110 Euro pro Tonne Steinkohleeinheit (EUR/t SKE) in etwa auf dem Niveau von 2008. Gleichzeitig wird von einem sinkenden Uranpreis infolge einer weltweiten Angebotsausweitung ausgegangen. Der Zertifikatspreis für den Ausstoß einer Tonne Kohlendioxid (CO2) steigt im Referenzszenario bis 2050 kontinuierlich auf 50 Euro, in den Zielszenarien sogar auf 75 Euro. Bei den Energiepreisen für Endverbraucher wird angenommen, dass auf die Energieträger ein Zuschlag entsprechend ihres CO2-Gehalts in Höhe ihres Zertifikatspreises erhoben wird. Die Verbraucherpreise für Haushalte, Verkehr und Industrie steigen in den Zielszenarien stark an, beispielsweise liegt der Preis für Heizöl 2050 bei 140 Cent pro Liter (ct/l) (2008: 77 ct/l). Die Preisentwicklung in den Zielszenarien ist damit etwas stärker als im Referenzszenario (2050: 133 ct/l).

Methodik

Die Studie arbeitet insgesamt mit neun Szenarien: Die Szenarien I-IV unterscheiden sich durch die jeweilige Restlaufzeit von Kernkraftwerken und der angenommenen Effizienzsteigerung. In Szenario I und IV wird die Effizienz endogen bestimmt, bei Szenario II und III wird sie vorgegeben (gleicher Wert) und beim Referenzszenario ist sie niedriger angenommen. Im Szenario I wird die Laufzeit um vier Jahre verlängert, im zweiten um 12 Jahre, im dritten um 20 Jahre und im vierten um 28 Jahre. Dieser Szenariensatz wird mit unterschiedlichen Kosten für die Nachrüstung gerechnet, so dass sich acht ...

Die Studie arbeitet insgesamt mit neun Szenarien: Die Szenarien I-IV unterscheiden sich durch die jeweilige Restlaufzeit von Kernkraftwerken und der angenommenen Effizienzsteigerung. In Szenario I und IV wird die Effizienz endogen bestimmt, bei Szenario II und III wird sie vorgegeben (gleicher Wert) und beim Referenzszenario ist sie niedriger angenommen. Im Szenario I wird die Laufzeit um vier Jahre verlängert, im zweiten um 12 Jahre, im dritten um 20 Jahre und im vierten um 28 Jahre. Dieser Szenariensatz wird mit unterschiedlichen Kosten für die Nachrüstung gerechnet, so dass sich acht ...

Die Studie arbeitet insgesamt mit neun Szenarien: Die Szenarien I-IV unterscheiden sich durch die jeweilige Restlaufzeit von Kernkraftwerken und der angenommenen Effizienzsteigerung. In Szenario I und IV wird die Effizienz endogen bestimmt, bei Szenario II und III wird sie vorgegeben (gleicher Wert) und beim Referenzszenario ist sie niedriger angenommen. Im Szenario I wird die Laufzeit um vier Jahre verlängert, im zweiten um 12 Jahre, im dritten um 20 Jahre und im vierten um 28 Jahre. Dieser Szenariensatz wird mit unterschiedlichen Kosten für die Nachrüstung gerechnet, so dass sich acht Szenarien ergeben. Als neuntes Szenario wird ein Referenzszenario berechnet.

Weitere Grundlagen der Szenarien sind Modelle bezüglich der Bevölkerungsentwicklung und der Anzahl der privaten Haushalte, der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung und der Branchenstrukturen, des Endenergieverbrauchs, der Entwicklung des Umwandlungssektors und zur Bestimmung von Treibhausgasemissionen.

Der Endenergieverbrauch in den Szenarien wird mittels sektorspezifischen bottom-up Modellen berechnet. Hier wird der Endenergieverbrauch des Sektors nach Energieträgern und Verwendungszwecken abgebildet und fortgeschrieben. Im Elektrizitäts- und KWK-Wärmesektor basieren die Berechnungen auf dem europäischen Strommarktmodell DIME, einem dynamischen Optimierungsmodell, das die Deckung der europäischen Stromnachfrage kostenminimal berechnet. So soll die zukünftige Entwicklung des Kraftwerksparks in die Szenarien integriert werden. Die gesamtwirtschaftlichen Effekte werden über das energie- und umweltpolitische Modell PANTA RHEI berechnet. Dabei handelt es sich um ein bottom-up Modell, das ermöglicht, Ergebnisse aus den anderen Modellen mit Szenarienannahmen zu kombinieren und die wirtschaftlichen Konsequenzen zu ermitteln.

Grafiken

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