DIE BEENDIGUNG DER ENERGETISCHENNUTZUNG VON KOHLE IN DEUTSCHLANDKLIMASCHUTZºC

ENERGIEWIRTSCHAFT

TRANSFORMATIONSKOSTENTECHNISCHE MACHBARKEIT§INSTRUMENTE

EIN ÜBERBLICK ÜBER ZUSAMMENHÄNGE,HERAUSFORDERUNGEN UND LÖSUNGSOPTIONENIMPRESSUMHERAUSGEBER
Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung (DIW Berlin)
Mohrenstraße 58, 10117 Berlin
Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie gGmbH
Döppersberg 19, 42103 Wuppertal
Ecologic Institut gemeinnützige GmbHPfalzburger Strasse 43/44, 10717 Berlin
Energiewirtschaftliche Aspekte
Pao-Yu Oei, Hanna Brauers, Philipp Herpich, Christian von Hirschhausen (DIW Berlin), Andreas Prahl(Ecologic Institut)
Klimawandel und klimapolitische Ziele
Timon Wehnert, Anja Bierwirth, Manfred Fischedick, Jenny Kurwan, Florian Mersmann, Anna Peters, Sascha
Samadi (Wuppertal Institut), Pao-Yu Oei (DIW Berlin), Andreas Prahl, Katharina Umpfenbach (Ecologic Institut)
Technische Machbarkeit einer Energieversorgung ohne Kohle
Timon Wehnert, Anja Bierwirth, Manfred Fischedick, Stefan Lechtenböhmer, Arjuna Nebel, Anna Peters, Sascha
Samadi, Oliver Wagner (Wuppertal Institut), Hanna Brauers, Casimir Lorenz (DIW Berlin)
Strukturwandel und Transformationskosten
Pao-Yu Oei, Hanna Brauers, Isabel Teichmann, Claudia Kemfert (DIW Berlin), Timon Wehnert (Wuppertal Institut)
Instrumente zur Reduzierung der energetischen Nutzung von Kohle
Katharina Umpfenbach, Andreas Prahl (Ecologic Institut), Pao-Yu Oei (DIW Berlin)
LayoutBeáta Welk Vargová, Olaf Bruhn, Lena Aebli (Ecologic Institut)
Datum
September 2018
Danksagung
Martin Kittel, Leonard Göke (DIW Berlin und TU Berlin), Mitarbeiter/innen der Forschungsgruppe CoalExit der TU
Berlin, Benjamin Görlach, Stephan Sina, Melanie Kemper, Mona Freundt und Franka Pätzke (Ecologic Institut)
Diese Veröffentlichung wurde durch das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und nukleare Sicherheit aus
Mitteln des Energie- und Klimafonds, Kapitel 6092 Titel 68602, finanziert. Die Verantwortung für den Inhalt dieser
Veröffentlichung liegt ausschließlich bei den Autorinnen und Autoren. Die Inhalte der Publikation und vertretenen
Positionen spiegeln nicht notwendigerweise die Position des BMU wider.

INHALT
EINLEITUNG .................................................................................................................................................................................. 6
1

ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE ASPEKTE

1.1 Kohlekraftwerkspark und Tagebaue ..................................................................................................................................................................... 11
1.2 Kostenstrukturen von Kohleverstromung und -tagebauen ........................................................................................................................ 20
1.3 Preisbildung am Strommarkt und Wettbewerb von Kohle und Erdgas ................................................................................................ 22
1.4 Energiewirtschaftliche Argumente für eine Reduzierung der Kohleverstromung .......................................................................... 25
1.5 Monitoring zur Gewährleistung von Versorgungssicherheit ................................................................................................................... 30

2

KLIMAWANDEL UND KLIMAPOLITISCHE ZIELE

2.1 Folgen des Klimawandels in Deutschland und weltweit ............................................................................................................................. 34
2.2 Internationale Klimaschutzziele und Leitprinzip eines verfügbaren Emissionsbudgets ............................................................... 37
2.3 Globale Entwicklungen bei der Kohleverstromung........................................................................................................................................ 39
2.4 Umsetzung der Klimaziele in Deutschland........................................................................................................................................................ 42
2.5 Pfade zur Reduktion der Kohleverstromung in Deutschland ..................................................................................................................... 46

3

TECHNISCHE MACHBARKEIT EINER ENERGIEVERSORGUNG OHNE KOHLE

3.1 Das Energiesystem von morgen ............................................................................................................................................................................. 52
3.2 Der Ausbau erneuerbarer Energien und der Stromnetze ............................................................................................................................. 56
3.3 Die Rolle von Erdgas und synthetischem Gas ................................................................................................................................................... 60
3.4 Bedeutung von Speichertechnologien ................................................................................................................................................................. 63
3.5 Versorgungssicherheit im Bereich Strom .......................................................................................................................................................... 65
3.6 Transformation im Bereich der Erzeugung von Wärme aus Kohle .......................................................................................................... 69

4

STRUKTURWANDEL UND TRANSFORMATIONSKOSTEN

4.1 Regionale Wirtschaft in den Braunkohleregionen .......................................................................................................................................... 75
4.2 Beschäftigungseffekte ............................................................................................................................................................................................... 80
4.3 Möglichkeiten für einen erfolgreichen Strukturwandel .............................................................................................................................. 83
4.4 Kosten und Nutzen des Kohleausstiegs ............................................................................................................................................................... 87
4.5 Sicherung der Renaturierungskosten der Tagebaue ...................................................................................................................................... 90

5

INSTRUMENTE ZUR REDUZIERUNG DER ENERGETISCHEN NUTZUNG VON KOHLE

5.1 Bestehende Instrumente ........................................................................................................................................................................................... 95
5.2 CO2-Mindestpreis und andere Preisinstrumente ............................................................................................................................................ 100
5.3 Stilllegung von Kraftwerkskapazitäten ............................................................................................................................................................... 104
5.4 Begrenzung der jährlichen Produktion der Kohlekraftwerke ..................................................................................................................... 108
5.5 Instrumentenkombinationen.................................................................................................................................................................................. 110

LITERATURVERZEICHNIS UND ANHANG ........................................................................................................................... 112

4

ABBILDUNGEN
Abb. 1.1.1. Standorte der Kohlekraftwerke in Deutschland .......................................................................................................... 12
Abb. 1.1.2: Struktur der Braunkohlekraftwerke in Deutschland ................................................................................................ 13
Abb. 1.1.3: Struktur der Steinkohlekraftwerke in Deutschland .................................................................................................. 14
Abb. 1.1.4: Kohleförderung und -kraftwerke im Rheinischen Revier (2017) .......................................................................... 17
Abb. 1.1.5: Kohleförderung und -kraftwerke im Lausitzer Revier (2017) ................................................................................. 18
Abb. 1.1.6: Kohleförderung und -kraftwerke im Mitteldeutschen Revier (2017) ................................................................. 19
Abb. 1.3.1: Merit Order in Deutschland 2015 ....................................................................................................................................... 23
Abb. 1.3.2: Kurzfristige Erzeugungskosten von Steinkohle-, Braunkohle-,
konventionellen Gas- und GuD-Kraftwerken ............................................................................................................... 23
Abb. 1.4.1: Entwicklung von deutschen Stromexporten und -importen sowie des Börsenstrompreises ................. 28
Abb. 2.1.1: Globale Jahresmittelwerte der bodennahen Lufttemperatur 1860 bis 2005. ................................................. 34
Abb.2.2.1: Das Emissionsbudget –entscheidend für die Klimawirkung sind die Emissionen innerhalb eines Zeitraums ............................... 38
Abb. 2.3.1: CO2-Intensität der Stromerzeugung der EU Länder im Vergleich ....................................................................... 40
Abb. 2.3.2: Braunkohlenutzung weltweit – Top Ten der Länder mit der höchsten Braunkohlenutzung
in Mt pro Jahr, 2015 ................................................................................................................................................................... 41
Abb.2.4.1: Entwicklung der THG-Emissionen in Deutschland von 1990 bis 2016
und Reduktionspfad entlang der Klimaschutzziele bis 2050................................................................................. 43
Abb.2.4.2: Entwicklung der THG-Emissionen in Deutschland von 1990 bis 2016 nach Sektoren
und Klimaschutzziele 2020/2030. ...................................................................................................................................... 44
Abb. 2.5.1: Entwicklung der Bruttostromerzeugung aus Braun- und Steinkohle (in TWh) ............................................ 47
Abb. 3.1.1: Phasen der Energiewende - Transformation des Energiesystems
und Ausbau erneuerbarer Energien.................................................................................................................................. 53
Abb. 3.1.2: Systemelemente einer digitalisierten Energiewirtschaft ..................................................................................... 55
Abb.3.2.1: Nettostromerzeugung und -verbrauch nach Energieträgern im Jahr 2017 sowie nachverschiedenen Szenarien in den Jahren 2030 und 2050
(in TWh, ohne Pumpspeicherstrom, inkl. Nettoimport)............................................................................................ 57
Abb.3.4.1: Vergleich verschiedener Energiespeicher: Speicherkapazität und Ausspeicherdauer .............................. 64
Abb. 3.5.1: Netzanforderungen an Kraftwerke zur Primär- und Sekundärregelleistungsowie Minuten- und Stundenreserve ............................................................................................................................. 67
Abb. 4.1.1: Bruttowertschöpfungsanteil des Sektors BEW
auf Landkreisebene der Braunkohlereviere und -regionen ..................................................................................... 78
Abb. 4.1.2: Braunkohleförderung und Zahl der Beschäftigten in der Braunkohleindustrie........................................... 79
Abb. 4.4.1: Spezifische Umweltkosten (inkl. Gesundheitskosten)
und erzielbare Börsenstrompreise der Braun- und Steinkohleverstromung im Vergleich ........................ 89
Abb. 5.0.1: Mögliche Instrumentenbausteine zur Reduzierung der energetischen Nutzung von Kohle ................. 93
Abb. 5.1.1: Prognosen zu Zertifikatspreisen im ETS bis 2030 und Bandbreite der historischen
Fuel Switch-Preise für alte Kohlekraftwerke zu GuD-Kraftwerken von 2003 bis 2018 ................................ 97

5

TABELLEN
Tab. 1.1.1: Anzahl und Leistung der Braun- und Steinkohlekraftwerke im Betrieb(öffentliche Versorgung und Industriekraftwerke) .................................................................................................... 11
Tab. 1.1.2: Angemeldete* Kraftwerksstilllegungen und Kraftwerke in der Netzreserve bis 2020
inkl. Eintritt in die Sicherheitsbereitschaft ................................................................................................................... 16
Tab. 1.4.1: Mögliche Geschwindigkeit der Leistungsanpassung fossiler Kraftwerkstypen
zwischen Mindest- und Volllast ......................................................................................................................................... 26
Tab. 2.4.1: Deutschlands Klimaschutzziele bis zum Jahr 2050 (Referenzjahr 1990) .......................................................... 42
Tab. 2.4.2: Ziele für sektorale Emissionsreduktionen bis 2030 gemäß Klimaschutzplan 2050 ................................... 42
Tab. 2.5.1: Daten für einen Kohleausstieg in verschiedenen mit dem Klimaabkommen von Pariskompatiblen Klimaszenarien ............................................................................................................................................. 48
Tab 3.6.1: Leistung von Kohlekraftwerken, KWK-Anlagen und Wärmebereitstellung .................................................. 70
Tab. 4.1.1: Sozioökonomische Kennzahlen der Braunkohleregionen für das Jahr 2015 .................................................... 79
Tab. 4.2.1: Aktuelle Beschäftigte im Braunkohlebergbau und in den Braun- und Steinkohlekraftwerken ............. 81
Tab. 4.2.2: Kohleausstiegsbedingter Rückgang der direkt Beschäftigten in der Braunkohleindustrie*.................... 82
Tab. 4.2.3: Beschäftigungsentwicklungen im Braunkohlebergbau ........................................................................................ 82
Tab. 4.4.1: Emissionen von ausgewählten Luftschadstoffen im Jahr 2016............................................................................ 89
Tab. 5.1.1: Grenzwerte der Jahresmittelwerte für Stickstoffoxid- und Quecksilberemissionen für bestehende
Großfeuerungsanlagen mit mehr als 1500 Betriebsstunden pro Jahr, gültig ab dem Jahr 2021 ............. 99

BOXEN
Box 1.2: Auswirkungen einer Reduzierung der Kohleverstromung in Deutschland auf Stromimporte ................... 29
Box 2.1: Deutschland - Vorreiter im Klimaschutz?............................................................................................................................ 41
Box 2.2: Kohlenstoffsequestrierung/Carbon Capture and Storage (CCS) ................................................................................ 46
Box 3.1: Systemdienstleistungen ............................................................................................................................................................. 68
Box 3.2: Energieträgerwechsel Kraft-Wärme-Kopplung - Beispiel Wuppertal..................................................................... 71
Box 5.1: Aufhebung des „Wasserbetteffekts“ ..................................................................................................................................... 96
Box 5.2: Der CO2-Mindestpreis in Großbritannien ........................................................................................................................... 102

6EINLEITUNG
Liebe Leser/innen,
am 26. Juni dieses Jahres ist erstmals die von der Bundesregierung eingesetzte Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung“ zusammengetreten. Sie soll bis Ende 2018 einen Aktionsplan zur schrittweisen Reduzierung und Beendigung der Kohleverstromung (einschließlich eines
Abschlussdatums) vorlegen sowie Vorschläge zu wirtschaftlichen, sozialen, strukturpolitischen und
die Renaturierung betreffenden Begleitmaßnahmen entwickeln. Das Mandat benennt als Schwerpunkte des Auftrags der Kommission

Schaffung einer konkreten Perspektive für neue, zukunftssichere Arbeitsplätze in betroffenen• dieRegionen,
Entwicklung eines Instrumentenmixes, der wirtschaftliche Entwicklung, Strukturwandel,• die
Sozialverträglichkeit, gesellschaftlichen Zusammenhalt und Klimaschutz zusammenbringt,
Identifizierung notwendiger Investitionen in den vom Strukturwandel betroffenen Regionen• die
und Wirtschaftsbereichen, die ergänzend zu bestehenden Förderinstrumenten aus einem Fonds
insbesondere aus Mitteln des Bundes gefördert werden sollen,

Formulierung von Maßnahmen zur Erreichung des für den Energiesektor für das Jahr 2030
• diebeschlossenen Treibhausgasminderungsziels, insbesondere von Maßnahmen im Bereich der
Kohleverstromung, einschließlich einer umfassenden Folgenabschätzung sowie

Formulierung von Maßnahmen für einen Beitrag der Energiewirtschaft, um die Lücke zum• die
für das Jahr 2020 beschlossenen Minderungsziel, die Senkung der Treibhausgasemissionen in
Deutschland um 40 % gegenüber dem Niveau von 1990, so weit wie möglich zu reduzieren.

Relevante Fragen rund um die Möglichkeiten und Erfordernisse der Reduzierung und Beendigung
der Kohleverstromung werden seit mehreren Jahren diskutiert. Dabei sind eine Fülle von Strategien,
Analysen und Argumenten entwickelt worden, wie die Reduzierung und Beendigung der energetischen
Nutzung von Kohle auf der Zeitachse umgesetzt und strukturpolitisch flankiert werden könnte. Der
vorliegende „Kohle-Reader“ greift die vorliegenden Analysen auf und gibt einen Überblick überden Diskussionsstand. Er soll über Fakten und Zusammenhänge informieren, das Für und Widerfür einzelne Handlungsoptionen benennen und dazu den jeweiligen wissenschaftlichen Hintergrund aufzeigen. Er hat den Anspruch wissenschaftlich-neutral zu sein und er soll in Sprache undDarstellung prägnant und für die nicht zuvor im Detail mit den Themen befassten Leser/innen gut
verständlich sein, ohne unzulässig zu verkürzen oder zuzuspitzen.
Kapitel 1 widmet sich den relevanten energiewirtschaftlichen Aspekten einer Reduzierung und perspektivischen Beendigung der Kohleverstromung. Dies umfasst ausgehend von der Beschreibung desKohlekraftwerksparks einschließlich der Braunkohletagebaue eine Übersicht über Kostenstrukturen
und Preisbildung bis hin zu den Implikationen der Kohleverstromung für die Wirtschaftlichkeit
von Gaskraftwerken oder Risiken für zukünftige Netzengpässe. Es schließt mit der Darstellung desgeltenden Regelungsregimes für Anlagenstilllegungen, im Hinblick auf die Gewährleistung vonVersorgungssicherheit sowie der Pflichten von Übertragungsnetzbetreibern und Bundesnetzagentur
zum Monitoring der Systemsicherheit im Hinblick auf mögliche kritische Grenzsituationen undInterventionsmöglichkeiten.

7

Kapitel 2 stellt den klimapolitischen Rahmen für die energetische Nutzung von Kohle dar. Es werden
die Folgen des Klimawandels skizziert, die Pariser Klimaziele und internationale Trends bei derKohlenutzung dargestellt und Eckpunkte für die Reduktion der Kohleverstromung in Deutschlandabgeleitet.
Kapitel 3 gibt einen Überblick über die technischen Aspekte einer Energieversorgung ohne Kohle.
Erfordernisse wie Flexibilisierung und Energieeffizienz, die Gestaltung des Ausbaus der erneuerbaren
Energien und der Stromnetze, Erdgas als Brückentechnologie und die Rolle von Speichern werden
aufgegriffen. Es stellt überdies Spielräume und Lösungsoptionen dar, um die Versorgungssicherheit
bei Strom und Wärme aufrechtzuerhalten.
Kapitel 4 betrachtet die Transformationskosten eines Kohleausstiegs. Ausgehend von einem Überblick über die regionale Wirtschaft in den Braunkohleregionen werden Beschäftigungseffekte undMöglichkeiten für einen erfolgreichen Strukturwandel aufgezeigt. Thematisiert werden darüber
hinaus die Auswirkungen der Transformation auf den Börsenstrompreis und die Kosten der Renaturierung der Tagebaue.
Im abschließenden Kapitel 5 werden mögliche Instrumente zur Reduzierung der energetischen
Nutzung von Kohle beschrieben.
Ergänzt wird der Reader durch eine Kohlekraftwerksliste, die neben technischen Eigenschaften auch
die Emissionen aller deutschen Braun- und Steinkohlekraftwerke mit mehr als 50 MW elektrischer
Kapazität ausweist.
Bei der Gestaltung der Energiewende handelt es sich um eine komplexe Transformationsaufgabe.
Ausgehend von der Vielzahl von Fragen und Problemen ergeben sich nach heutigem Kenntnisstandeine Reihe von recht klar konturierten Puzzlestücken, die in unterschiedlicher Weise zusammengesetzt werden können. Wir hoffen, mit dem „Kohle-Reader“ einen Beitrag zu leisten, die verfügbaren
Möglichkeiten und ihre Implikationen transparent zu machen und hierdurch eine sachliche Diskussion um die Reduzierung und Beendigung der Kohleverstromung befördern zu können. Vor diesem
Hintergrund wünschen wir eine informative, interessante Lektüre.

Prof. Dr. Claudia Kemfert

Prof. Dr. Manfred Fischedick

Dr. Camilla BauschlDeutsches Institut fürWirtschaftsforschungWuppertal Institut für Klima,
Umwelt, Energie

Ecologic Institut

Themenblock

ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE ASPEKTEZUSAMMENFASSUNGIn Deutschland waren Ende August 2018 ca. 21 GW Netto-Nennleistung Braunkohle- sowie ca. 24 GW
Steinkohlekraftwerke in Betrieb. Braunkohle hatte im Jahr 2017 einen Anteil von 23 % und Steinkohleeinen Anteil von 14 % an der Bruttostromerzeugung. Damit rückt die Frage nach der Bedeutung vonBraun- und Steinkohle für die Versorgungssicherheit ins Zentrum der Debatte um eine Reduzierung
der Kohleverstromung. Aktuelle Entwicklungen im deutschen Strommarkt sind u. a. der Strompreisverfall zum Nachteil von Gaskraftwerken, als Folge des Zuwachses von erneuerbaren Energien. Dies
legt nahe, dass eine Reduzierung und Beendigung der Kohleverstromung nicht nur klimapolitischnotwendig, sondern auch energiewirtschaftlich sinnvoll ist.
Zur Einordnung der aktuellen Diskussion über die Reduzierung der Kohleverstromung in den energiewirtschaftlichen Gesamtkontext werden nachfolgend zunächst der bestehende Kohlekraftwerkspark und die Tagebaustrukturen beschrieben (Kap. 1.1). Es folgt eine Darstellung der Kostenstruktur
der Kohleverstromung (Kap. 1.2) sowie der Preisbildung und Wettbewerbssituation am Strommarkt(Kap. 1.3). Anschließend werden energiewirtschaftliche Argumente für eine Reduzierung der Kohleverstromung dargestellt, insbesondere Auswirkungen auf Gaskraftwerke, auf Investitionen in die
Transformation des Energiesystems sowie auf Netzengpässe und den notwendigen Netzausbau(Kap. 1.4). Im letzten Abschnitt werden das geltende Regelungsregime zu Kraftwerksstilllegungensowie zum Monitoring der Systemsicherheit und Interventionsmöglichkeiten beschrieben (Kap. 1.5).

KOHLEKRAFTWERKSPARK UND TAGEBAUE

Die deutschen Braunkohlekraftwerke und -tagebaue konzentrieren sich im Rheinland, der Lausitz
und dem Mitteldeutschen Revier. Die Steinkohlekraftwerke sind hingegen breit in Deutschlandverteilt, liegen jedoch hauptsächlich in den alten Bundesländern. Das durchschnittliche Alter desKohlekraftwerksparks beträgt derzeit 30 bis 35 Jahre. Aufgrund ihrer brennstoff- und feuerungsspezifischen Eigenschaften weisen Stein- und Braunkohlekraftwerke deutlich geringere Wirkungsgrade
und höhere Emissionswerte auf als Erdgaskraftwerke. Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK-Anlagen) – in der Regel mit Steinkohle befeuert – nutzen neben Strom auch Wärme, wodurch ein hoher
Gesamtwirkungsgrad von 85 bis 90 % erreicht werden kann.

KOSTENSTRUKTUREN VON KOHLEVERSTROMUNG UND -TAGEBAUEN

Ein Großteil der Steinkohle- und Gaskraftwerke kann derzeit nicht mit den niedrigen Braunkohlekosten konkurrieren. Viele Steinkohlekraftwerke schreiben daher, trotz relativ niedriger Kosten der
Steinkohleimporte, Verluste oder können ihre Betriebskosten nur durch zusätzliche Erträge aus dem
Wärmegeschäft decken. Im Vergleich zu Steinkohle- weisen moderne Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerke (GuD-Kraftwerke) oft geringere Kosten auf, wohingegen offene Gasturbinen-Kraftwerke aufgrund ihrer deutlich höheren Kosten ohnehin nur für die Deckung von Bedarfsspitzen verwendet
werden. Gaskraftwerke werden jedoch trotz ihrer verhältnismäßig hohen Flexibilität und niedrigen
CO2-Emissionen nur selten eingesetzt, denn ihre Betriebskosten liegen zwar teilweise unter denen
von Steinkohleanlagen – jedoch noch immer deutlich über denen von Braunkohlekraftwerken.
Im Vergleich zu Steinkohle- und Gaskraftwerken weisen gegenwärtig Braunkohlekraftwerke insbesondere aufgrund der niedrigen Brennstoffkosten (und ohne Berücksichtigung aller externen Kosten)
die niedrigeren Kosten auf. Durch die hierdurch resultierende hohe Auslastung können die meisten
Braunkohlekraftwerke ihre laufenden Betriebskosten decken. Bei benötigten Neuinvestitionen kannein Weiterbetrieb von Kraftwerksblöcken allerdings unwirtschaftlich werden, wenn die damit verbundenen Kosten die beim weiterhin erwartbar niedrigen Großhandelspreis geringen Gewinneüberschreiten. Eine Besonderheit für die Kostenstruktur bei der Braunkohle ergibt sich durch die

Integration von Kraftwerken und Tagebauen. Da innerhalb der Braunkohlereviere alle Kraftwerke
und Tagebaue eines Reviers weitgehend miteinander verbunden sind (eine Ausnahme bildet der
Tagebau Inden, der nur mit dem Kraftwerk Weisweiler verbunden ist), können einzelne Revierabschnitte grundsätzlich unabhängig vom Weiterbetrieb anderer betrieben bzw. stillgelegt werden.

PREISBILDUNG AM STROMMARKT UND WETTBEWERB VON KOHLE UND ERDGASDie Preisbildung für Strom am Spotmarkt folgt der sog. Merit Order. Dabei bieten alle Teilnehmer am
Strommarkt Strom in mindestens der Höhe ihrer sog. Grenzkosten an. Die Grenzkosten orientieren
sich in der Regel an den jeweiligen variablen Stromerzeugungskosten. Die Anlagen werden in der
Reihenfolge ihrer Gebote (beginnend mit den niedrigsten) bezuschlagt bis die gesamte Stromnachfrage gedeckt ist. Der Börsenstrompreis ergibt sich aus den Kosten des teuersten Kraftwerks, dasnoch zur Nachfragedeckung benötigt wird.
In Deutschland wird die Merit Order typischerweise angeführt von den erneuerbaren Energien, gefolgt
von Atomkraft und dann den fossilen Energieträgern. Die Wettbewerbssituation zwischen den fossilen
Energieträgern hängt neben dem Wirkungsgrad eines Kraftwerks, v. a. von den Rohstoffpreisen und
dem CO2-Zertifikatspreis im europäischen Emissionshandel ab. Dadurch kann sich das Wettbewerbsverhältnis von Braun-, Steinkohle und Erdgas aufgrund steigender CO2-Preise und schwankender
Brennstoffpreise ändern (vgl. auch Kap. 5.1). Bei einer langfristigen Erhöhung des CO2-Preises auf ca.
20 bis 50 Euro/t CO2 wird angenommen, dass der Betrieb von Braunkohlekraftwerken teurer wird
als der von anderen fossilen Kraftwerkstypen.

ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE ARGUMENTE FÜR EINE REDUZIERUNG DER KOHLEVERSTROMUNG

Gaskraftwerke können aufgrund ihrer hohen Flexibilität und gleichzeitig geringen CO2-Intensität für eine Übergangszeit die fluktuierenden erneuerbaren Energien gut ergänzen (vgl. Kap. 3.3).
Braunkohlekraftwerke und ältere Steinkohlekraftwerke können sich durch ihre geringe Flexibilität
dagegen nur in geringem Maße der fluktuierenden Stromerzeugung aus Wind- und Sonnenenergie
anpassen. Zwar ist auch bei bestehenden Braun- und Steinkohleanlagen eine flexiblere Fahrweisemöglich, diese führt jedoch zu stärkerem Materialverschleiß und somit höheren Kosten der Anlagen. Gaskraftwerke in Deutschland leiden derzeit allerdings unter einer geringen Auslastung vonca. 30 %, weshalb viele Anlagen bereits stillgelegt wurden. Stein- und Braunkohlekraftwerke haben
Auslastungen von ca. 40 % und 75 %. Die derzeit hohen deutschen Stromexporte, mit ihrem großen
Anteil an Kohlestrom, führen auch in Nachbarländern zu einer geringen Auslastung von Gaskraftwerken. Bei einem Kohleausstieg in Deutschland würde sich die Auslastung von nationalen undinternationalen Gaskraftwerken und damit auch deren Rentabilität erhöhen.
Der durch einen Kohleausstieg induzierte leichte Anstieg des Börsenstrompreises führt zudem
dazu, dass zusätzlich notwendige Investitionen in den Bereichen Nachfragemanagement sowie
Speicher und Effizienztechnologien angereizt werden. Bislang wird das erhebliche technische
Potenzial insbesondere in der Industrie für flexiblere Nachfrageänderungen noch nicht ausgenutzt.
Größere Preisspreizungen und Spitzenpreise können außerdem weitere Signale für Investitionen
in die Entwicklung und den Einsatz von Power-to-X Anwendungen, synthetischen Kraftstoffen undverschiedenen Batterietechnologien sowie Energieeffizienzmaßnahmen setzen. Mögliche Abwanderungseffekte der energieintensiven Industrien aus Deutschland sind aufgrund von nur leichten
erwarteten Börsenstrompreisveränderungen nicht zu befürchten (vgl. Kap. 1.4).
Eine Reduzierung der Kohleverstromung kann darüber hinaus die Netzsituation in Deutschland vor
allem dort entlasten, wo aktuell eine hohe kontinuierliche Einspeisung von Kohlekraftwerken mit

1einer hohen Einspeisung von Erneuerbaren zusammen trifft. Die geringe Flexibilität insbesondere
von Braunkohleanlagen (sog. konventionelle Mindesterzeugung) stellt eine Belastung für das Stromnetz dar. Insofern kann eine Reduzierung der Stromproduktion aus diesen Anlagen zur Entspannung
bei Netzengpässen führen. Die bisher zur Entwicklung der Stromhandelsbilanz vorgelegten Studien
zeigen, dass Deutschland selbst bei einem Komplettausstieg aus der Kohle bis zum Jahr 2030 allenfalls geringer Nettoimporteur werden würde.

MONITORING ZUR GEWÄHRLEISTUNG VON VERSORGUNGSSICHERHEITIn Deutschland existiert ein umfangreiches Regelungsregime, mit dem sichergestellt wird, dass
Versorgungssicherheit gewährleistet ist und Kraftwerksstilllegungen nicht zu Lücken in der Versorgungssicherheit führen.
So muss eine beabsichtigte Kraftwerksstilllegung 12 Monate vor dem geplanten Termin bei der Bundesnetzagentur (BNetzA) angezeigt werden. Die Systemrelevanz des Kraftwerkes wird dann vom jeweils
zuständigen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) geprüft. Ist sie gegeben, ist das Kraftwerk weiter in
Bereitschaft zu halten. Der Betreiber bekommt die durch die Bereitschaft entstehenden Kosten erstattet. Aktuell sind 26 zur Stilllegung angezeigte Kraftwerksblöcke mit einer Netto-Nennleistungvon etwa 6,9 GW als systemrelevant eingestuft. Zwei Drittel dieser Anlagen werden mit Erdgas oder
Mineralöl befeuert. Die verbleibenden 2,3 GW stellen sieben Steinkohlekraftwerke.
In Deutschland werden zudem verschiedene Reserven sowie Lastmanagementoptionen vorgehalten.
Die verschiedenen Reserven sowie Lastmanagementoptionen besitzen eine Gesamtkapazität von
11,3 GW. Außerdem gibt es die sog. Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft (bis 2019 2,7 GW, dann schrittweise Reduzierung und Auslaufen bis 2022). Angesichts der geringen Flexibilität dieser Anlagen ist
ihr Einsatz allerdings unwahrscheinlich. Die ÜNB sind überdies zu einer jährlich durchzuführenden
Systemanalyse verpflichtet, in der mögliche kritische Grenzsituationen des Stromversorgungssystems (extreme Last-, Erzeugungs- und Netzannahmen) zu untersuchen sind. ÜNB bzw. BNetzA
können weitere gesicherte Leistung beschaffen, indem Kraftwerke in eine Reserve überführt oder
Kraftwerke als netztechnische Betriebsmittel zugebaut werden. Als weitere Option können Grenzkuppelleitungen ins europäische Ausland ausgebaut werden.

11
1.1 KOHLEKRAFTWERKSPARK UND TAGEBAUE»In Deutschland sind 21 GW Braun- und 24 GW Steinkohlekraftwerke in
Betrieb (Netto-Nennleistung).

»

Braunkohlekraftwerke sind aufgrund der Integration mit den Tagebauanlagen regional stark konzentriert. Sie finden sich im Rheinland, in derLausitz und im Mitteldeutschen Revier. Steinkohlekraftwerke sind v. a. inden alten Bundesländern breit verteilt.

»

Bei der Bundesnetzagentur sind aktuell Stilllegungen von ca. 5,6 GW angekündigt (3,8 GW Steinkohle und 1,8 GW Braunkohle (als Teil der Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft)).

In Deutschland waren Ende Juli 2018 Braunkohlekraftwerke im Umfang von ca. 21
GW, sowie Steinkohlekraftwerke von knapp 24 GW in Betrieb. Braunkohle hatte in2017 einen Anteil von 23 % an der Bruttostromerzeugung und Steinkohle einen Anteil von 14 % (ca. 150 TWh Braun- und ca. 90 TWh Steinkohle) (AG Energiebilanzen
e.V. 2018). Die Standorte der deutschen Kohlekraftwerke sind in Abb. 1.1.1 dargestellt.
Gleichzeitig sind diese für 153 Mio. t CO2 (Braunkohle) und 87 Mio. t CO2 (Steinkohle)
verantwortlich. Dies entspricht ca. 26 % der deutschen CO2-Emissionen im Jahr 2016
(UBA 2017a, 2018a). Außerdem emittieren Kohlekraftwerke weitere Schadstoffe wie
Schwefeloxide, Stickstoffoxide, Ruß und Staub, sowie toxische Metalle wie Quecksilber, Blei, Arsen und Cadmium (UBA 2017a), welche die menschliche Gesundheit
sowie Luft, Böden und Gewässer belasten (SRU 2017) (vgl. Kap. 4.4).
Tab. 1.1.1: Anzahl und Leistung der Braun- und Steinkohlekraftwerke im Betrieb(öffentliche Versorgung und Industriekraftwerke)
KLEINE ANLAGEN*
SUMME> 50 MW &< 100 MWGROSSE ANLAGEN> 100 MWANZAHLLEISTUNG[GW]

ANZAHLLEISTUNG [GW]

ANZAHLLEISTUNG[GW]

STEINKOHLE

67

23,8

12

0,8

55

23,0

INBETRIEBNAHME
VOR 1990

40

11,3

10

0,6

30

10,7

INBETRIEBNAHME
AB 1990

15

8,6

1

0,1

14

8,6

IN DER NETZRESERVE

7

2,3

1

0,1

6

2,2

ZUR STILLLEGUNG ANGEMELDET

5

1,5

0

0

5

1,5

BRAUNKOHLE

44

20,5

6

0,5

38

20,0

INBETRIEBNAHME
VOR 1990

21

8,7

2

0,1

19

8,6

INBETRIEBNAHME
AB 1990

15

9,0

4

0,3

11

8,7

BEREITS ÜBERFÜHRT

3

0,9

0

0

3

0,9

WIRD NOCHÜBERFÜHRT

5

1,8

0

0

5

1,8

111

44,2

18

1,3

93

43,0

AKTIVE KRAFTWERKEAKTIVE KRAFTWERKESICHERHEITSBEREITSCHAFT

SUMME BRAUNKOHLE UND STEINKOHLE

Kohlekraftwerke hatten in 2017
einen Anteil von 37 % an derBruttostromerzeugung.

Kohlekraftwerke sind für 26 % aller
deutschen CO2-Emissionen
verantwortlich.

In Deutschland sind 23,8 GW
Steinkohlekapazitäten installiert.
Davon entfallen 23 GW auf 55
große Anlagen (>100 MW) und 0,8
GW auf 27 kleine Anlagen(<100 MW).
20,5 GW Braunkohlekraftwerke
lassen sich in 20 GW und 38 große
Anlagen und 0,5 GW in 6 kleinenAnlagen unterteilen.

Quellen: Eigene Darstellung basierend auf BNetzA (2018a) und Tab. 1.1.2.
*Anmerkung: Zusätzlich sind in Deutschland Kohlekraftwerke mit einer jeweiligen installierten Leistung von unter < 50 MW vorhanden. Die dazugehörigen Steinkohlekraftwerke summieren sich auf eine Gesamtleistung von 0,4 GW (15 Kraftwerksblöcke), diedazugehörigen Braunkohlekraftwerke auf 0,4 GW (15 Kraftwerksblöcke). Durch Rundungen können sich an einzelnen Stellen
Summenungenauigkeiten ergeben.

ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE ASPEKTE

12
Abb. 1.1.1. Standorte der Kohlekraftwerke in Deutschland
Kohlekraftwerkskapazitäten:Braunkohle
Steinkohle
Stilllegung bzw. Übergang in Sicherheitsbereitschaft bis
1.234

spätestens 2020 geplant*

summierte Kapazitäten mehrerer Kraftwerke in MW*Geplant bedeutet, dass die Betreiber den Stilllegungswunsch bei der BNetzA angekündigt haben.”

1.750

Mitteldeutsches
Kohlerevier
2.850

1.459
9.050

Lausitzer
Kohlerevier

950

5.900

Rheinisches
Kohlerevier

1.950
1.350

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf BNetzA (2018a, 2018c) und Tab. 1.1.2

Braunkohlekraftwerke
Die Braunkohleindustrie in
Deutschland verteilt sich auf das
Rheinische, Lausitzer und Mitteldeutsche Revier.

Braunkohlekraftwerke sind aufgrund der Integration mit den Tagebauanlagen regional stark konzentriert. In Deutschland liegt der Schwerpunkt im Rheinischen
Revier (10 GW). Darüber hinaus verfügen das Mitteldeutsche Revier über knapp 3 GW
und das Lausitzer Revier über 7 GW Braunkohlekapazität. Im Herbst 2016 endete
nach über 140 Jahren die Braunkohleförderung im Helmstedter Revier. Im Rheinischen Revier ist mit 79 TWhel auch die produzierte Strommenge größer als in derLausitz (49 TWhel) und in Mitteldeutschland (17 TWhel) (Stand 2015). Die Braunkohlereserven in den genehmigten Braunkohleplänen betrugen zum Ende des Jahres
2015 4,2 Mrd. t (DIW Berlin u. a. 2018). Darüber hinaus belaufen sich die wirtschaftlich
gewinnbaren Reserven, die derzeit noch nicht genehmigt sind, auf weitere 36,3 Mrd.
t Braunkohle (Öko-Institut 2017b).

Die Braunkohle-Anlagen gehören
fast vollständig den beiden
Unternehmen RWE und EPH. Nur in
Lippendorf und Schkopau sind auch
EnBW bzw. Uniper beteiligt.

Die Braunkohletagebaue und -kraftwerke im Rheinischen Revier werden von RWE
betrieben. In den neuen Bundesländern betreibt das tschechische Unternehmen
EPH () über verschiedene Tochterfirmen die Unternehmen LEAG (Lausitz Energie Bergbau AG), Mibrag (Mitteldeutsche Braunkohlengesellschaft mbH) und Saale Energie, welchen alle Tagebaue und ein Großteil der
Kraftwerke gehören (DIW Berlin 2017c).

Ungefähr die Hälfte der Braunkohlekapazitäten ist vor 1990
gebaut worden und weist
niedrigere Wirkungsgrade auf.

Themenblock 1

Der Braunkohlekraftwerkspark in Deutschland weist deutliche Unterschiede in derAlters- und Effizienzstruktur auf (vgl. auch Abb. 1.1.2). Das durchschnittliche Alterdes Braunkohlekraftwerksparks beträgt derzeit etwa 35 Jahre (UBA 2017a). Es verläuft

13eine klare Trennung zwischen den alten und den neuen Bundesländern: Während
außer den drei neuen Blöcken in Neurath und Niederaußem alle Kraftwerksblöcke
in Nordrhein-Westfalen vor 1976 erbaut wurden, kommen in den neuen Bundesländern seit der Wiedervereinigung modernisierte Anlagen zum Einsatz. Der Kraftwerkspark in den neuen Bundesländern ist deshalb im Durchschnitt moderner undeffizienter als der in Nordrhein-Westfalen. Neuere Kraftwerke weisen Wirkungsgrade zwischen ca. 43 % auf und sind zudem im Betrieb flexibler als ältere Kraftwerke (UBA 2017a). Deren durchschnittliche Wirkungsgrade lagen 1990 noch bei ca.
34 % (UBA 2017e).
In der Abb. 1.1.2 werden alle Braunkohlekraftwerke dargestellt, die eine elektrische
Leistung von mindestens 100 MW besitzen. Die aufsummierten CO2 Emissionen vonKraftwerken unter 100 MW ist als gering zu bewerten (vgl. Anhang, Tab. 1).
Abb. 1.1.2: Struktur der Braunkohlekraftwerke in Deutschland
Rheinland

Lausitz

Frimmersdorf

Niederaußem

Neurath

Weisweiler

Boxberg

Mitteldeutschland

Braunkohlekraftwerke in den
neuen Bundesländern sind im
Durchschnitt moderner undeffizienter als in NordrheinWestfalen.

Helmstedt

Jänschwalde

Buschhaus

Inbetriebnahme vor 1990
Inbetriebnahme nach 1990

NeurathNiederaußem

Boxberg

Schwarze Pumpe

Lippendorf

SchkopauEndgültige Stilllegung nach vierjähriger
Sicherheitsbereitschaft (bis 2023)
RWE

UniperEnBWMIBRAG (EPH)

LEAG (EPH)

Saale Energie (EPH)

1000

800

600

500

400

300 MW

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf (BNetzA (2018a); Öko-Institut (2017b))

Steinkohlekraftwerke und -förderung
Die Standorte der Steinkohlekraftwerke sind über ganz Deutschland verteilt undhaben eine Vielzahl von unterschiedlichen Betreibern. Historisch gewachsen konzentrieren sie sich in den früheren Steinkohleabbauregionen in Nordrhein-Westfalen und im Saarrevier sowie, bedingt durch die Anlieferung von Importkohle,
entlang des Rheins und an der Nordseeküste.

Betreiber und Standorte vonSteinkohlekraftwerken sinddiverser als bei der Braunkohle.

Bereits im Jahr 2007 wurde das Auslaufen der Steinkohleförderung zum Ende desJahres 2018 von Bundes- und Landesregierungen sowie den Bergbauunternehmen
aus wirtschaftlichen Beweggründen beschlossen. Zu diesem Zeitpunkt waren noch
ungefähr 30.000 Beschäftigte in acht Steinkohlezechen tätig (Statistik der Kohlenwirtschaft 2017a, 2017c). Die zwei derzeit verbleibenden Steinkohlebergwerke sind
Ibbenbüren und Prosper-Haniel (DIW Berlin u. a. 2018). Deutschland verfügt überSteinkohlegesamtressourcen von etwa 83 Mio. t, von denen bis Ende 2018 voraussichtlich ca. 12 Mio. t gewinnbar sind. 2015 wurden 55,5 Mio. t Steinkohle importiert.
Etwa ein Drittel der Importe stammt dabei aus Russland, gefolgt von Importen aus
den USA, Kolumbien, Australien, Polen und Südafrika (UBA 2017a).
Auch die Steinkohlekraftwerke in Deutschland unterscheiden sich deutlich in ihrer
Alters- und Effizienzstruktur (vgl. Abb. 1.1.3). Das durchschnittliche Alter des Steinkohlekraftwerksparks beträgt dabei ca. 30 Jahre (UBA 2017a). Ältere Kraftwerke wie
Wedel oder Lünen besitzen einen Wirkungsgrad von lediglich 36 %, moderne Kraftwerksblöcke wie Block 9 in Mannheim erzielen dagegen Werte von 46 %.

Das durchschnittliche Alter desSteinkohlekraftwerksparks beträgt
ca. 30 Jahre.

ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE ASPEKTE

14
Abb. 1.1.3: Struktur der Steinkohlekraftwerke in Deutschland
Kraftwerke ohne
Kraft-WärmeKopplung

Kraftwerke mit Kraft-Wärme-Kopplung(installierte elektrische Netto-Kapazität> als Fernwärmeleistung)Kraftwerke mit Kraft-Wärme-Kopplung(installierte elektrische Netto-Kapazität< als Fernwärmeleistung)

Lünen
Block 6

Scholven
Block B&C

GKW
Kiel

Lünen
Block 7

Marl I
Dampfwirtschaft

GKW
Leverkusen

Reuter C

Wilhelmshaven
Block 1GK Mannheim
Block 6KW Hafen
Block 6

Bergkamen
Block AKW KrefeldUerdingen N 230

GK Mannheim
Block 7MKV VölklingenFenne

Farge

HKW Wolfsburg
West 1&2

Karlsruhe RDK
Block 7

Heilbronn
Block HLB 7

Reuter West
Block D&E

Wedel
Block 1&2

GK Hannover
Block 1&2

KW Mehrum
Block 3

Ibbenbühren
Block B

Zolling
Block 5

Walsum Block 9

KW Hastedt
Block 15KW Herne
Block 4

Gersteinwerk
K2

HKW VölklingenFenne

HeydenBlock 4Inbetriebnahme vor 1990
Inbetriebnahme nach 1990

Westfalen
Block E

Staudinger
Block 5KW
Rostock

HKW Altbach
Deizisau Block 2

KW
Wilhelmshaven

WalsumBlock 10

TrianelLünen

Karlsruhe RDK
Block 8München-Nord
Block 2GK Mannheim
Block 8

TiefstackKraftwerke mit Stilllegungsanzeige(nicht rechtlich verbindlich)
Retrofit (durchgeführt nach 1990)

GK Mannheim
Block 9

Moorburg
Block A&B
900

700

600

400

RWE

Uniper

EnBW

GKW
Kiel

Currenta

GK
Mannheim

Vattenfall

Steag

EvonikSaar GmbH

Trianel
Lünen

SWM

Stadtwerke
Hannover

VW

SWB

Engie

300

100 MW

Die Kraftwerke sind nach ihrem Alter absteigend von links nach rechts und oben nach unten in der jeweiligen Kategorie geordnet,
beginnend mit dem Ältesten oben links. Entscheidend ist der Neubau und nicht das Retrofit-Datum.
Quelle: Eigene Darstellung basierend auf BNetzA (2018a). Die Aufteilung der Kategorien erfolgt auf Basis des Alters und der KWK-Nutzung gemäß
der BNetzA Liste, der Fernwärmeleistung gemäß UBA-Kraftwerksliste und Annahmen zu angemeldeten Stilllegungen entsprechend derStilllegungstabelle 1.1.2. Die dargestellten Retrofits beziehen sich auf essentielle Ertüchtigungen der Anlagen (bspw. Kessel- oder
Turbinenaustausch); für eine genauere Differenzierung verschiedener Retrofits, bspw. auf Basis der prozentualen Zusatzinvestitionen, sind keine
ausreichenden öffentlichen Daten bekannt.

Themenblock 1

15
Die Mehrheit der Steinkohlekraftwerke steht in der Nähe von Ballungsräumen undproduziert neben Strom auch Wärme (sog. Kraft-Wärme-Kopplung, KWK; vgl. Abb.
1.1.1 und Abb. 1.1.3). KWK-Anlagen können dadurch einen Brennstoffausnutzungsgrad
von 85 bis 90 % erreichen (vgl. Kap. 3.6). Für einen Großteil der Anlagen ist Stromjedoch der wichtigere Output; die zusätzliche Fernwärmeleistung liegt dannniedriger als die installierte elektrische Kapazität.

Die Auskopplung von Wärme durch
Kraft-Wärme-Kopplung spielt bei
Steinkohlekraftwerken eine
wichtige Rolle.

Im Bau und in Planung befindliche Kohlekraftwerksblöcke
Der Steinkohlekraftwerksblock Datteln 4 (1,1 GW), welcher ursprünglich 2011 in Betrieb genommen werden sollte, ist noch nicht ans Netz angeschlossen. Der Bau
verzögerte sich aufgrund zahlreicher (Umwelt-)Klagen, sowie technischer Probleme
aufgrund eines neuartigen Stahls (T24), der höhere Temperaturen und damit Wirkungsgrade ermöglichen sollte. Es ist unklar, wann der Block ans Netz geht, anvisiert
wird derzeit das Jahr 2020.

Es ist unklar ob und wann neue
Kohlekraftwerke in Deutschland
ans Netz angeschlossen werden.

Darüber hinaus befindet sich derzeit ein Steinkohlekraftwerksprojekt für einen
Industriepark in Stade (900 MW) in Planung, über dessen tatsächliche Errichtung
nach Angaben des Betreibers 2019 entschieden werden soll. Seit Anfang der 2010er
Jahre gibt es darüber hinaus Pläne zum Bau eines neuen Braunkohlekraftwerks mit
optimierter Anlagentechnik (BoAplus) (1,2 GW) am Standort Niederaußem.

Geschlossene Kohlekraftwerke und geplante Kraftwerksstilllegungen
Unter den derzeitigen Bedingungen auf dem Strommarkt mit geringen Strompreisen entscheiden immer mehr Betreiber ihre Kraftwerke bereits vor dem Erreichen
der technisch möglichen Laufzeit stillzulegen. Seit 2011 wurden 51 Kohleblöcke mit
einer elektrischen Nennleistung von insgesamt 10.600 MW endgültig stillgelegt.
Zusätzlich wurden 3 Braunkohleblöcke mit 900 MW in die Sicherheitsbereitschaftüberführt und vier weitere Kohleblöcke mit weiteren insgesamt 300 MW vorläufig
stillgelegt (BMWi 2018b).

Seit 2010 wurden 10,6 GW
Kohlekraftwerkskapazitäten vonden Betreibern stillgelegt. Zudem
wurden Braunkohlekraftwerke mit
einer Leistung von 900 MW in die
Sicherheitsbereitschaft überführt.

Innerhalb der nächsten zwei Jahre könnten weitere ca. 3,8 GW Steinkohlekraftwerke vom Netz gehen. Hier ist eine Anmeldung der Stilllegung bei der BNetzA erfolgt,
sie kann von den Betreibern aber auch wieder zurückgenommen oder von derBNetzA vorläufig abgelehnt werden. Darüber hinaus werden seit 2016 bis 2019 insgesamt 2,7 GW Braunkohlekraftwerke schrittweise in die sog. Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft überführt (vgl. Kap. 5.3), womit sie die regelmäßige Produktion
einstellen und nur noch für jeweils vier Jahre als Reserve am Netz gehalten werden.
Tab. 1.1.2 listet die derzeit geplanten Stilllegungen auf.

Bis 2020 werden insgesamt 2,7 GW
Braunkohlekraftwerkskapazitäten
zunächst in die Sicherheitsbereitschaftüberführt und dann aus dem
Markt genommen.
3,8 GW Steinkohlekraftwerke sindzurStilllegung bei der Bundesnetzagentur angemeldet.

ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE ASPEKTE

16
Tab. 1.1.2: Angemeldete* Kraftwerksstilllegungen und Kraftwerke in der Netzreserve bis 2020
inkl. Eintritt in die Sicherheitsbereitschaft
ENERGIETRÄGER

STANDORTBLOCKSTILLLEGUNG

NETTO KAPAZITÄT (MW)ALTER

STEINKOHLE

KW LÜNENLÜNEN 631.12.2018

149

56

STEINKOHLE

KW LÜNENLÜNEN 731.12.2018

324

49

STEINKOHLEGEMEINSCHAFTSKRAFTWERK KIEL

2019

323

48

STEINKOHLE

REUTER

REUTER C

2019

124

49

STEINKOHLEGERSTEINWERK

K2

2019

614

34

STEINKOHLE

WEIHERWEIHER III

NETZRESERVE, FRÜHESTE STILLLEGUNG 2019

655

42

STEINKOHLE

KRAFTWERK WALHEIMWAL1NETZRESERVE BIS SPÄTESTENS 31.MÄRZ 2020

96

54

STEINKOHLE

KRAFTWERK WALHEIMWAL2NETZRESERVE BIS SPÄTESTENS 31.MÄRZ 2020

148

51

STEINKOHLE

HKW HEILBRONNHLB 5NETZRESERVE BIS SPÄTESTENS 31.MÄRZ 2020

125

53

STEINKOHLE

HKW HEILBRONNHLB 6NETZRESERVE BIS SPÄTESTENS 31. MÄRZ 2020

125

52

STEINKOHLE

HKW ALTBACH/DEIZISAUALT HKW 1

NETZRESERVE BIS SPÄTESTENS 31.MÄRZ 2020

433

33

STEINKOHLE

KW BEXBACHBEXNETZRESERVE, FRÜHESTE STILLLEGUNG 2019

726

35

30.09.2020

352

33

ANLAGEN DER SICHERHEITSBEREITSCHAFTBRAUNKOHLE

BUSCHHAUS

BRAUNKOHLE

FRIMMERSDORF

P

30.09.2021

284

52

BRAUNKOHLE

FRIMMERSDORF

Q

30.09.2021

278

48

BRAUNKOHLE

NIEDERAUSSEM

E

30.09.2022

295

48

BRAUNKOHLE

NIEDERAUSSEMF

30.09.2023

299

47

BRAUNKOHLE

NEURATHC

30.09.2022

292

45

BRAUNKOHLE

JÄNSCHWALDE

F

30.09.2022

465

29

BRAUNKOHLE

JÄNSCHWALDE

E

30.09.2023

465

31

SUMME

6572

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf BNetzA (2018d), (2018c); Steag (2018a); Uniper (2018);
Mark-E (2018); Ruhrnachrichten (2018); Wuppertaler Rundschau (2018); S&P Global Platts (2018);
Vattenfall (2015); Steag (2018b); Kraftwerke >50MW
Anmerkungen:* Angemeldet bedeutet, dass die Betreiber den Stilllegungswunsch bei der BNetzA angekündigt haben. Eine Stilllegung ist jedoch nicht rechtsverbindlich und kann vonden Betreibern auch wieder zurückgenommen werden. Die folgenden Kraftwerke, die in der BNetzA Stilllegungs-Liste noch für eine Stilllegung angezeigt werden, sind laut lokalen
Zeitungsberichten bereits stillgelegt: Kraftwerk Werdohl-Elverlingsen (310 MW), HKW Elberfeld (Wuppertal; 85 MW), Kraftwerk Ensdorf (389 MW), HKW I in Duisburg (95 MW)(Westfalenpost 2018; Westdeutsche Zeitung 2018; WAZ 2018; Saarbrücker Zeitung 2017).

Braunkohle Tagebaustrukturen
Im Rheinischen Revier sind alle
Kraftwerke und Tagebaue
miteinander verbunden. Die
einzige Ausnahme bildet das
Kraftwerk Weisweiler mit dem
angrenzenden Tagebau Inden.

Themenblock 1

Bei der Braunkohleindustrie besteht die Besonderheit der Einheit zwischen Tagebauen und Kraftwerken. Die Kohle der Tagebaue wird über Förderbänder, Eisenbahnlinien, Kohlemischplätze und -lagerstätten innerhalb der Reviere zu den angeschlossenen Kraftwerken transportiert. Verschiedene lokale Zwischenlager
gewährleisten einen kontinuierlichen Betrieb. Eine längere Pufferung/Lagerung
gibt es jedoch aufgrund der Gefahr der Selbstentzündung der Kohle nicht.

17
Das Rheinische Revier (Abb. 1.1.4) besteht aus den Tagebauen Garzweiler und Hambach, die insbesondere die Kraftwerke Neurath, Niederaußem und Frimmersdorf(letzteres ist Teil der Braunkohle-Sicherheitsreserve) sowie kleinere Kraftwerke wie
Fortuna-Nord, Frechen, Ville-Berrenrath, Goldenberg und Merkenich über Bahnen
beliefern (Gerbaulet u. a. 2012). Damit ist der Tagebaubetrieb technisch unabhängig
vom Weiterbetrieb bestimmter Kraftwerke. Das Kraftwerk Weisweiler wird ausschließlich vom Tagebau Inden beliefert (DIW Berlin u. a. 2018)
Im Lausitzer Revier (Abb. 1.1.5) wird der Betrieb von ursprünglich fünf Tagebauen(Cottbus Nord, Jänschwalde, Welzow-Süd TF 2, Nochten 2, Reichwalde) durch die
Schließung der Tagebaue Cottbus Nord im Dezember 2015 und Jänschwalde in spätestens fünf Jahren auf drei Tagebaue reduziert. Alle Kraftwerke sind durch eine
Kohleverbindungsbahn an die Tagebaue angeschlossen. Das Großkraftwerk Jänschwalde wird hauptsächlich durch die Tagebaue Jänschwalde und Welzow-Süd versorgt.
Das Braunkohlekraftwerk Schwarze Pumpe wird durch Welzow-Süd und mit kleineren Mengen aus Reichwalde und Nochten beliefert. Boxberg wird sowohl aus
Nochten als auch aus Reichwalde mit Kohle versorgt (Gerbaulet u. a. 2012).

Im Lausitzer und Mitteldeutschen
Revier sind jeweils alle Kraftwerke
und Tagebaue miteinander
verbunden.

Das mitteldeutsche Braunkohlerevier (Abb. 1.1.6) besteht aus dem Tagebau Profen,
welcher das Kraftwerk Schkopau sowie kleinere Abnehmer in Deuben, Mumsdorf
und Wählitz versorgt. Der Tagebau Vereinigtes-Schleenhain beliefert das Großkraftwerk Lippendorf. Beide Tagebaue beliefern zudem kleinere Kraftwerke in Chemnitz,
Dessau und Könnern (Gerbaulet u. a. 2012). Des Weiteren gibt es den kleineren Tagebau Amsdorf mit dazugehörigem Kraftwerk, in dem Braunkohle zur Herstellung
von Rohmontanwachs gefördert wird (DIW Berlin 2014a).
Abb. 1.1.4: Kohleförderung und -kraftwerke im Rheinischen Revier (2017)

Rheinisches Revier

10.409 MWel95 Mio. t
79 TWhelca. 8.900

3,1 TWhel
0,1 TWhth1966 – 1970
RWE
GrevenbroichKra�werk

Frimmersdorf

740,0 Mio. t
35,1 Mio. t

Garzweiler II

Kra�werk

Garzweiler I

Neurath
RWE

Installierte Gesamtleistung
Geförderte Kohlemenge (2016)
Produzierter Strom (2016)
Anzahl der Beschä�igten

29 TWhel
0 TWhth1972 – 2012

A 61

NORDRHEIN-WESTFALEN

Kra�werk

Fortuna-Nord
RWE

RWE

23,8 TWhel
0,1 TWhth
1965 – 2003
Köln

Bergheim

Jülich2025 – 2030
320,0 Mio. t
19,1 Mio. t

Kra�werk

Niederaußem

0,1 TWhel
0,7 TWhth
2000

1419,0 Mio. t
41,0 Mio. t

Kra�werk

FrechenHambach

RWE

0,6 TWhel
1,5 TWhth1959
Kra�werk

Zukun�West

Inden I

Ville/Berenrath
Inden II

Kra�werk

Weisweiler

RWE

1.000 MW

Stromproduk�on p.a.
Wärmeproduk�on p.a.

600 MW

Inbetriebnahme

300 MW1 – 15 Mio. t CO2< 100 MW
Sicherheitsbereitscha�

15 – 35 Mio. t CO2< 1 Mio. t CO2

RWE

A4

Kra�werk

Goldenberg
RWE

24,4 TWhel
0,4 TWhth
1965 – 1975

0,4 TWhel
0,6 TWhth1991

0,5 TWhel
0,9 TWhth1992 – 1993

Ortscha�Vor. Betriebsende

Derzei�ge Abbaugrenze

Bereits genutzte
Tagebauﬂäche

Kohlevorrat

Aufgegebene Planung

Mit Rahmenbetriebsplan

Jährliche
Fördermenge

Kohlebahn

Ohne Rahmenbetriebsplan

ehemalige Autobahn
Eigene Darstellung basierend auf Daten vom DEBRIV.

ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE ASPEKTE

18
Abb. 1.1.5: Kohleförderung und -kraftwerke im Lausitzer Revier (2017)

7.000 MWel
62 Mio. t
49 TWhelca. 7.800

Lausitzer RevierKra�werk

Jänschwalde
LEAG

Installierte Gesamtleistung
Geförderte Kohlemenge (2016)
Produzierter Strom (2016)
Anzahl der Beschä�igten

JänschwaldeNord

19,9 TWhel
0,3 TWhth1981 – 1989

POLEN
0 Mio. t
2,4 Mio. t

BRANDENBURG

Co�busNord

Jänschwalde
2020 – 2023
78,0 Mio. t
11,9 Mio. tCo�bus482,0 Mio. t
18,2 Mio. t
Welzow-Süd II

Welzow-Süd

Spremberg
Nochten II

SACHSEN

Weißwasser
Kra�werk

Schwarze Pumpe
LEAG

11,0 TWhel
1,8 TWhth1997 – 1998

411,0 Mio. t
17,8 Mio. t
NochtenReichwalde
Hoyerswerda

Kra�werk

Boxberg

LEAG

1.000 MW
600 MW

Stromproduk�on p.a.
Wärmeproduk�on p.a.
Inbetriebnahme
15 – 35 Mio. t CO2
1 – 15 Mio. t CO2

500 MW
Sicherheitsbereitscha�themenblock 1< 1 Mio. t CO2

Vor. Betriebsende
Kohlevorrat
Jährliche
Fördermenge

18,1 TWhel
0,2 TWhth1979 – 2012

320,0 Mio. t
12,2 Mio. t

Ortscha�
Derzei�ge Abbaugrenze
Aufgegebene Planung
Kohlebahn

Bereits genutzte
Tagebauﬂäche
Mit Rahmenbetriebsplan
Ohne Rahmenbetriebsplan

Eigene Darstellung basierend auf Daten vom DEBRIV.

19
Abb. 1.1.6: Kohleförderung und -kraftwerke im Mitteldeutschen Revier (2017)

3,011 MWel
19 Mio. t
17 TWhelca. 1.900

Mi�eldeutsches RevierKra�werk

Amsdorf
Romonta

6,0 Mio. t
0,3 Mio. t

0,2 TWhel
0,5 TWhthn/aInstallierte Gesamtleistung
Geförderte Kohlemenge (2016)
Produzierter Strom (2016)
Anzahl der Beschä�igten

HalleKra�werk

Schkopau

Amsdorf

Uniper, EPH

4,8 TWhel
1,3 TWhth
1996

SACHSEN

Leuna
Leipzig

SACHSEN-ANHALT
LützenKra�werk

Kra�werk

WählitzMIBRAG

Lippendorf

0,2 TWhel
0,1 TWhth1994

LEAG, EnBW

ProfenKra�werk

DeubenMIBRAG

0,4 TWhel
1,5 TWhth
1993
Zeitz

900 MW
500 MW

Stromproduk�on p.a.
Wärmeproduk�on p.a.
Inbetriebnahme
15 – 35 Mio. t CO2
1 – 15 Mio. t CO2< 100 MW< 1 Mio. t CO2

Vereinigtes
Schleenhain

10,9 TWhel
1,0 TWhth1999 – 2000

251,0 Mio. t
10,0 Mio. t

137,0 Mio. t
8,6 Mio. t

Vor. Betriebsende

Ortscha�Bereits genutzte
Tagebauﬂäche

Kohlevorrat

Derzei�ge Abbaugrenze

Mit Rahmenbetriebsplan

Jährliche
Fördermenge

Öﬀentliche Eisenbahn

Ohne Rahmenbetriebsplan

Eigene Darstellung basierend auf Daten vom DEBRIV.

ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE ASPEKTE

20
1.2 KOSTENSTRUKTUREN VON KOHLEVERSTROMUNG UND-TAGEBAUEN»Im Wettbewerb zwischen den fossilen Energieträgern verfügt die Braunkohle – bei Vernachlässigung von weiteren Umwelteffekten – über erhebliche Kostenvorteile gegenüber Steinkohle- oder Erdgasanlagen.

»Aufgrund der derzeitigen Börsenstrompreise decken Steinkohlekraftwerke
derzeit allenfalls ihre variablen Kosten, bei einem weiteren Anstieg desCO2-Preises ist selbst dies nicht mehr gewährleistet.

»

Der Betrieb der Tagebaue belastet die Braunkohleverstromung mit einem
hohen Anteil von Fixkosten. Bei den derzeitigen Preisstrukturen werden
beginnend bei CO2-Preisen von ca. 15 Euro/t die Betriebskosten der Tagebaue
nicht mehr vollständig gedeckt.

Die Verstromung von Stein- und Braunkohle ist in beiden Fällen kapitalintensiv,
jedoch unterscheiden sich die Kostenstrukturen deutlich.

Kostenstrukturen der Verstromung von Braunkohle
Braunkohlekraftwerke weisen sehrgeringe variable Kosten auf.
Die Investitionskosten der
Braunkohlekraftwerke sind bereits
größtenteils amortisiert.

Bei einem Anstieg der variablen
Kosten, u.a. durch den derzeitigen
Anstieg der CO2 Zertifikatspreise
auf über 20 Euro pro Tonne, kannein Weiterbetrieb vonKraftwerksblöcken allerdings
unwirtschaftlich werden

Braunkohlekraftwerke weisen sehr geringe variable Kosten auf. Dazu gehören
CO2-Kosten, Kosten für Hilfs- und Betriebsstoffe wie beispielsweise der Kalksteineinsatz für die Rauchgasreinigung oder der produktionsabhängige Teil der Rekultivierungskosten (Öko-Institut 2017b). Die Investitionskosten sowohl der Tagebaue
als auch der meisten Braunkohlekraftwerke sind seit langem amortisiert.
Im Rahmen der Studie „Die deutsche Braunkohlewirtschaft“ wurde ein Index zur
Bewertung der wirtschaftlichen Perspektiven der Braunkohlereviere entwickelt(„LignIX“, Öko-Institut (2017b)). Der Indikator berücksichtigt sowohl die variablen
Kosten, als auch die Kosten von Tagebauen und Kraftwerken (Personalkosten, Wartung und Instandhaltung, kleine und große Revisionen, Versicherung, Brennstoffkosten, Kosten für Umsetzungen und Erweiterungen der bergbaulichen Ausrüstungen, Kosten für die Rekultivierung). Unter Berücksichtigung der erwarteten
Großhandelsstrompreise lassen sich daraus Tendenzen in Bezug auf die Wirtschaftlichkeit ableiten. Danach können aufgrund ihrer hohen Auslastung die meisten
Braunkohlekraftwerke im Jahr 2018 ihre laufenden Betriebskosten noch decken.
Hierbei profitieren die Betreiber von den in den letzten Jahren bereits erworbenen
CO2-Emissionszertifikaten für rund 5 Euro/t (Bloomberg 2018). Bei einem Anstieg
der variablen Kosten, u. a. durch den derzeitigen Anstieg der CO2-Zertifikatspreise
auf über 20 Euro/t, kann ein Weiterbetrieb von Kraftwerksblöcken allerdings unwirtschaftlich werden. Zusätzliche Kosten können z. B. durch technische Kraftwerksnachrüstungen zur Verlängerung der Lebensdauer oder zur Einhaltung der neuen
Grenzwerte für Industrieemissionen (vgl. Kap. 5.1) und durch den Aufschluss neuer
Tagebauabschnitte entstehen.

Der „Dominoeffekt“Da innerhalb der Reviere Kraftwerke und Tagebaue miteinander
verbunden sind, ist der Weiterbetrieb einzelner Kraftwerke oder
Tagebauabschnitte nicht zwangsläufig durch die Schließung
einzelner anderer Anlagen
gefährdet.

Themenblock 1

Teilweise wird unter dem Begriff „Dominoeffekt“ die Sorge beschrieben, dass beim
Abschalten einzelner Braunkohlekraftwerksblöcke das gesamte Kohlerevier unrentabel wird und somit stillgelegt werden muss. Diese Extremannahme würde
bedeuten, dass kein schrittweiser Ausstiegspfad, sondern lediglich ein Zeitpunkt
gewählt werden kann, an dem dann das gesamte Revier abgeschaltet wird. Da innerhalb der Braunkohlereviere jedoch alle Kraftwerke und Tagebaue miteinander verbunden sind, ist der Betrieb einzelner Kraftwerke oder Tagebauabschnitte grundsätzlich unabhängig vom Weiterbetrieb bestimmter anderer Kraftwerke oder
Tagebauabschnitte möglich. Eine Ausnahme bildet der Tagebau Inden mit dem
Kraftwerk Weisweiler, das nicht mit den anderen Tagebauen im Rheinischen Revier
verbunden ist (vgl. Abb. 1.1.4).

21
Zutreffend ist aber, dass der sehr fixkostenintensive Tagebaubetrieb nur bei einer
Mindestfördermenge gewinnbringend ist. Ab wann ein Tagebau unrentabel wird
ist von vielen Faktoren abhängig und kann daher nicht pauschal bestimmt werden.
Braunkohletagebaue und -kraftwerke werden oft gemeinsam von einem integrierten Unternehmen betrieben. Der Betrieb der Tagebaue geht dementsprechend als
ein Teil der Fixkosten in die Verstromung von Braunkohle ein. Diese Fixkosten, dieunabhängig von der Auslastung der Kraftwerke anfallen, müssen durch Deckungsbeiträge aus dem Stromverkauf erwirtschaftet werden. Das Öko-Institut hat in einer
Studie errechnet, dass bei derzeitigen Preisstrukturen bei einem CO2-Preis von ca.
15 Euro/t die mittelfristig abzubauenden fixen Betriebskosten der Tagebaue (wievermeidbare Kosten für Umsiedlungen oder Tagebaugroßgeräte) nicht mehr gedeckt
werden. Ab ca. 25 Euro/t CO2 können auch die kurzfristig abzubauenden Betriebskosten der Tagebaue (z. B. Brennstoffkosten und andere Hilfs- und Betriebsstoffe)
sowie die abzubauenden Fixkosten der Kraftwerke nur noch knapp gedeckt werden(Öko-Institut 2018b). Ab welchem CO2-Preis dann Stilllegungsentscheidungen getroffen werden hängt u. a. auch von der Effizienz einzelner Kraftwerksblöcke, den
Brennstoffpreisen anderer Energieträger und strategischen Entscheidungen vonBetreibern ab.

Schon bei einem CO2-Preis von ca.
15 Euro/t werden die fixen
Betriebskosten der Tagebaue nicht
mehr gedeckt. Ab ca. 25 Euro/t CO2
können die Fixkosten der Kraftwerke nur noch knapp gedeckt
werden.

Kostenstrukturen der Verstromung von Steinkohle
Im Gegensatz zur Braunkohle steht die Steinkohlewirtschaft in Deutschland bereits
heute unter erheblichem wirtschaftlichem Druck. Steinkohlekraftwerke weisenzwar geringere Kapitalkosten als Braunkohlekraftwerke auf, haben jedoch wesentlich höhere Brennstoffkosten. Aufgrund des daraus resultierenden Preisnachteils
gegenüber der Braunkohle haben Steinkohlekraftwerke letztlich eine deutlich geringere Auslastung. Viele Steinkohlekraftwerke schreiben daher heute bereits Verluste oder können ihre Betriebskosten nur durch zusätzliche Erträge aus dem Wärmegeschäft decken. Da diese wirtschaftliche Perspektive sich voraussichtlich auchin den nächsten Jahren nicht verbessern wird, mussten viele Betreiber bereits hohe
Abschreibungen für neu erbaute Kraftwerke vornehmen (IEEFA 2017; Öko-Institut 2017b).

Die Steinkohlewirtschaft steht
derzeit unter starkem wirtschaftlichen Druck. Steinkohlekraftwerke
haben insbesondere wesentlichhöhere Brennstoffkosten als
Braunkohlekraftwerke.

ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE ASPEKTE

22
1.3 PREISBILDUNG AM STROMMARKT UND WETTBEWERB VON
KOHLE UND ERDGAS»Die Einsatzreihenfolge (Merit Order) der Anbieter am deutschen Strommarkt
folgt der Höhe ihrer Grenzkosten (Kosten, die für die Produktion einer zusätzlichen kWh Strom entstehen). Sie wird angeführt von erneuerbaren
Energien, gefolgt von Atomkraft und den fossilen Energieträgern.

»

Der jeweilige Wirkungsgrad der Kraftwerke sowie internationale Rohstoffund CO2-Preise beeinflussen den Wettbewerb zwischen den fossilen Energieträgern Braunkohle, Steinkohle, Erdgas und Öl.

»

Bei CO2-Preisen von 20 bis 50 Euro/t CO2 befinden sich Braunkohlekraftwerke derzeit in Konkurrenz mit Steinkohle- und Erdgaskraftwerken.

»

Effiziente Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerke haben Grenzkosten in einer
vergleichbaren Höhe wie Steinkohlekraftwerke; konventionelle Gaskraftwerke werden dagegen aufgrund ihrer deutlich höheren Brennstoffkosten
nur für die Deckung von Bedarfsspitzen angefragt.

»

Der weitere Ausbau von erneuerbaren Energien führt wegen ihrer geringen
Grenzkosten mittelfristig zu weiter sinkenden Börsenstrompreisen.

Die Einsatzreihenfolge der Kraftwerke in der Merit OrderZur Deckung der Stromnachfrage
werden Stromerzeugungsanlagenin der Reihenfolge ihrer Gebote, dersog. Merit Order bezuschlagt. Der
Börsenstrompreis ergibt sich aus
dem letzten bezuschlagten Gebot.

Die Preisbildung am Spotmarkt für Strom folgt der sog. Merit Order. Dabei bieten
alle Teilnehmer am Strommarkt Strom in mindestens der Höhe ihrer Grenzkosten
an. Unter Grenzkosten versteht man die Kosten, die für eine zusätzliche Produktionseinheit entstehen. Bei Strom ist das z. B. eine zusätzliche kWh. Zur Deckung derstündlichen Stromnachfrage werden Stromerzeugungsanlagen in der Reihenfolge
ihrer Gebote (beginnend mit dem niedrigsten Gebot), der Merit Order, bezuschlagt
bis die gesamte Stromnachfrage gedeckt ist. Der Börsenstrompreis, den alle zu einem
Zeitpunkt bezuschlagten Anbieter für ihren Strom erhalten, folgt dem letzten Gebot,
welches noch einen Zuschlag erhält (sog. Grenzkraftwerk).
Wind- und Solar-Anlagen, die weder Brennstoffe benötigen noch CO2 ausstoßen,
haben Grenzkosten von null. Zudem gilt für erneuerbare Energien der Einspeisevorrang zur vorrangigen Abnahme, Übertragung und Verteilung des Stroms.
Alle weiteren Kosten, die über die direkten Produktionskosten hinausgehen, wie z. B.
Investitionskosten oder fixe Kosten des Kraftwerksbetriebs, sind nicht Teil der Grenzkosten, da sie unabhängig von der produzierten Strommenge sind. Sie fließen somit
nicht in das Gebot mit ein. Umwelteffekte der Stromerzeugung werden im Rahmen
der Grenzkosten nur mit einbezogen, wenn der Betreiber hierfür auch direkte Zahlungen aufwenden muss. Dies geschieht für CO2-Emissionen durch die Zertifikate
im Rahmen des EU-Emissionshandels (vgl. Kap. 5.1).

Zusätzliche Kosten für das
Abschalten und Wieder-Hochfahren von Kohlekraftwerken
können zu negativen Preisen
führen.

In Ausnahmefällen kann es für Betreiber von konventionellen Kraftwerken auchwirtschaftlich sein, Strom unterhalb der Grenzkosten anzubieten, da die Alternative des Abschaltens und danach wieder Hochfahrens zu höheren Kosten führen
würde (höherer Verschleiß der Anlagen, kollidierende vertragliche Bindungen im
Bereich Wärme oder Systemdienstleistungen). Aus dieser Inflexibilität von konventionellen Kraftwerksanlagen resultiert eine sog. konventionelle Mindesterzeugung
im Stromsystem, die in der Vergangenheit auch zu negativen Strompreisen geführt
hat (vgl. Kap. 1.4 - Flexibilität von Kohle- und Erdgaskraftwerken).
Die Merit Order wird entsprechend der jeweils gegebenen Grenzkosten typischerweise angeführt von den erneuerbaren Energien, gefolgt von Atomkraft und den
fossilen Energieträgern (vgl. Abb. 1.3.1). In den letzten Jahren hat sich durch den
Zuwachs der Erneuerbaren die Merit Order zu Lasten der konventionellen Energieträger verschoben. Die teuersten Technologien kommen nunmehr seltener zum
Einsatz. Durch diesen „Merit Order Effekt“ ist der Börsenstrompreis deutlich gesunken.

Themenblock 1

23Abb. 1.3.1: Merit Order in Deutschland 2015
Die Merit Order wird von den
erneuerbaren Energien angeführt,gefolgt von Atomkraft und den
fossilen Energieträgern Braunkohle,
Steinkohle und Erdgas.

Quelle: DIW Berlin (2017b)

Wettbewerb zwischen den fossilen Energieträgern innerhalb der Merit Order
Die Einsatzreihenfolge innerhalb der fossilen Energieträger (Braunkohle, Steinkohle, Erdgas) hängt neben dem Wirkungsgrad eines Kraftwerks insbesondere von den
deutschen und internationalen Rohstoffpreisen sowie dem aktuellen CO2-Zertifikatspreis ab. Bereits in den letzten Jahren haben sich modernere und effizientere Gaskraftwerke in der Merit Order (nach links) vor ältere, ineffizientere Steinkohlekraftwerke geschoben. Abb. 1.3.2 zeigt den Vergleich durchschnittlicher kurzfristiger
Erzeugungskosten der Kraftwerke in den letzten drei Jahren schematisch auf.

Moderne Gaskraftwerke schieben
sich beim aktuellen CO2-Preis im
Europäischen Emissionshandel inder Merit Order vor die Steinkohlekraftwerke.

Kurzfr. Erzeugungskosten inkl. CO2Kosten [Euro/MWh]

Abb. 1.3.2: Kurzfristige Erzeugungskosten von Steinkohle-, Braunkohle-, konventionellen
Gas- und GuD-Kraftwerken

120

100
80
60
40
20
0

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Anmerkungen: Für die Berechnungen wurden für BraunkohleCO
Wirkungsgrade
zwischen 35 % und 43 % sowie 37 % bis 43 % für-Preis [Euro/t]
Steinkohle angenommen. Für GuD-Kraftwerke und konventionelle2Gasturbinen bewegt sich der angenommene Wirkungsgrad
zwischen 50 % und 62 % bzw. 33 % und 40 %. Die verwendeten Brennstoffpreise sind für Gas und Steinkohle der Durchschnitt
GuD-Kraftwerk
konv. Gaskraftwerk
Steinkohle
Braunkohleüber die letzten drei Jahre der vom BAFA veröffentlichten Preise (Bundesamt für Wirtschaft und Außenkontrolle (2018b, 2018a).
Für Braunkohle wurde ein Brennstoffpreis von 4 Euro/MWh angenommen und die Emissionsfaktoren der Brennstoffe entsprechen
Angaben des Umweltbundesamtes (UBA 2017d).

ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE ASPEKTE24
Ab CO2-Zertifikatspreisen von
20-50 Euro/t CO2 kommt es zu
verstärktem Wettbewerb auchzwischen Braunkohle- und
Gaskraftwerken.

Anzunehmen ist, dass sich
Energiekonzerne gegen das Risikovon steigenden CO2-Preisenabgesichert haben, indem sie fürJahre im Vorraus CO2-Emissionszertifikate zu günstigen Preisen
gekauft haben.

Kapazitätsinstrumente zielen auf
eine zweistufige Erlösstruktur ab,
wo neben den verkauften
Strommengen auch die gesicherte
Bereitstellung von Stromerzeugungskapazität bezahlt wird.

Bei einem CO2-Preis unterhalb von 20 Euro/t und Vernachlässigung anderer negativer Umwelteffekte verfügt die Braunkohle über die niedrigsten Kosten. Ab CO2-Zertifikatspreisen von 20 bis 50 Euro/t CO2 befinden sich die Grenzkosten der Braunkohle in einer Konkurrenzsituation mit anderen fossilen Energieträgern. Effiziente
GuD-Kraftwerke weisen zum Teil bereits jetzt – bei einem Stand des CO2-Preises vonca. 20 Euro (August 2018) – niedrigere Kosten als Steinkohlekraftwerke auf; konventionelle Gaskraftwerke werden dagegen aufgrund ihrer deutlich höheren Brennstoffkosten nur für die Deckung von Bedarfsspitzen angefragt. Der fast vierfache
Preisanstieg der CO2-Emissionen im Vergleich zum Vorjahr (von nur ca. 5,50 Euro/t
CO2 im August 2017), den höchsten Preisen seit 7 Jahren, wird auch auf die Reformen
des Emissionshandelssystems zurück geführt. Anzunehmen ist, dass sich Energiekonzerne wie RWE gegen das Risiko von steigenden CO2-Preisen abgesichert haben,
indem sie für Jahre im Voraus CO2-Emissionszertifikate zu günstigen Preisen gekauft
haben (Bloomberg 2018). Dementsprechend werden sich die neuen Emissionshandelspreise erst mittelfristig auf die Merit-Order in Deutschland auswirken.

Box 1.1: Kapazitätsinstrumente

Energieversorgungsunternehmen sind darauf angewiesen, neben ihren variablen
Kosten auch ihre Fixkosten zu decken, die unabhängig von ihrer Auslastung anfallen.
Dies gilt sowohl für konventionelle Kraftwerke als auch für erneuerbare Energien.
Grundsätzlich sind für die Deckung von variablen und fixen Kosten und zur Absicherung von zu jedem Zeitpunkt ausreichenden Kapazitäten unterschiedliche Preismodelle denkbar (Beckers und Hoffrichter 2014; Matthes u. a. 2015). Idealtypisch wird
zwischen folgenden beiden Organisationsmodellen unterschieden:~ Im bestehenden „Energy-only“ System erzielen die Unternehmen ihre Erlöse aus
dem Verkauf von Strom, der an einer Großhandelsbörse gehandelt wird. Erneuerbaren Energien ist bislang ausreichender Erlös durch den Einspeisevorrang sowie
andere Fördermechanismen garantiert. Konventionelle Kraftwerke müssen Stromzu Preisen anbieten, die langfristig die gesamten variablen und fixen Kosten decken
können. Braunkohlekraftwerke und Atomkraftwerke werden aufgrund ihrer derzeit
vergleichweise geringen Grenzkosten bisher fast durchgehend in der Merit-Orderabgerufen. Durch diese hohe Auslastung erwirtschaften sie trotz schwankender
Börsenstrompreise über das Jahr ausreichend Erträge, um ihre sog. Vollkosten (variable Kosten und Fixkosten) zu decken. Spitzenlastkraftwerke, wie z. B. Gasturbinen
mit vergleichweise hohen Grenzkosten, werden nur in den wenigen Stunden eines
Jahres abgerufen, in denen ein Engpass zur Deckung der gesamten Stromnachfrage
besteht. In diesen Stunden sind ausreichend hohe Preisspitzen notwendig, damit die
Kraftwerke dennoch ihre gesamten Vollkosten decken können.

Die Bundesregierung hat sich auf
ein Energy-Only-Marktdesign
festgelegt. Gründe sind die hohen
Kosten, Probleme bei der Administrierbarkeit sowie die erwartete
Förderung von Überkapazitäten bei
der Einführung von Kapazitätsinstrumenten.

Themenblock 1~ Dagegen zielt das System „Kapazitätsinstrumente“ auf eine zweistufige Erlösstruktur ab. Neben dem Erlös aus den veräußerten Strommengen sollen einige
Unternehmen zusätzlich die gesicherte Bereitstellung von Stromerzeugungskapazität bezahlt bekommen. Dies kann durch die Ausschreibung der Bereitstellung vonbestimmten Mengen gesicherter Leistung durch die ÜNB geschehen. Die Unternehmen werden hierbei dafür vergütet, dass sie den ÜNB zusichern im Bedarfsfall Kapazität bereitstellen zu können. Die zusätzlichen Kosten können über den Strompreis
auf die Endverbraucher umgelegt werden.
Die Bundesregierung hat sich aufgrund der hohen Kosten eines solchen Mechanismus und der erwartbaren Förderung von Überkapazitäten sowie absehbaren Problemen bei der Administrierbarkeit auf ein Energy-Only-Marktdesign festgelegt (BMWi(2015), Germanwatch (2012), hierzu kritisch der Bundesverband der Energie- undWasserwirtschaft (BDEW 2017)).

25
1.4 ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE ARGUMENTE FÜR EINEREDUZIERUNG DER KOHLEVERSTROMUNG»

Die technische Inflexibilität von Kohlekraftwerken führt bei zunehmend
wachsenden Anteilen von erneuerbaren Energien zu Strompreisverfall bis
hin zu negativen Strompreisen und zusätzlicher Belastung für das Stromnetz.

»

Maßnahmen zur Reduzierung und Beendigung der Kohleverstromung erhöhen die Auslastung der CO2-ärmeren, flexibleren Gaskraftwerke.

»

Der durch solche Maßnahmen induzierte leichte Anstieg des Börsenstrompreises reizt zusätzliche notwendige Investitionen in Nachfragemanagement,
Speicher- und Effizienztechnologien an. Größere Preisspreizungen undpunktuell höhere Spitzenpreise können Signale für Investitionen in Power-to-X
Anwendungen, synthetische Kraftstoffe und verschiedene Batterietechnologien setzen, bei einer nur geringfügigen Mehrbelastung der Verbraucher.

»

Ein Rückgang der Kohleverstromung führt zur Reduzierung von Netzengpässen, da derzeit Erneuerbare mit konventionellen Energieträgern um
Netzkapazitäten konkurrieren.

»

Stromexporte, die mit ihrem hohen Anteil an Kohle-, insbesondere Braunkohlestrom, auch Gaskraftwerke in europäischen Nachbarländern belasten,würden durch eine Reduzierung der Kohleverstromung verringert. Inländischer Kohlestrom würde nur sehr geringfügig durch ausländischen Kohleund Atomstrom ersetzt.

Flexibilität von Kohle- und Erdgaskraftwerken
Aufgrund des steigenden Anteils fluktuierender erneuerbarer Energien im deutschen
und europäischen Strommix steigen die Flexibilitätsanforderungen im zukünftigen
Stromversorgungssystem (vgl. Kap. 3.1). Dabei gilt im Grundsatz, dass Anlagen, die mit
Festbrennstoffen befeuert sind, deutlich unflexibler sind, als Anlagen, die mit flüssigenoder gasförmigen Brennstoffen befeuert sind. Insbesondere die Flexibilität von Braunkohlekraftwerken wird durch ihre langsamen Startvorgänge und ihre hohen Mindestlasten eingeschränkt (Öko-Institut 2017b). Zudem spielt auch hier – wie auch bei der
Effizienz der Anlagen – das Errichtungsjahr eine erhebliche Rolle (siehe Tab. 1.4.1).

Aufgrund der zunehmenden
Volatilität der Stromerzeugung
durch den steigenden Anteil
fluktuierender erneuerbarer
Energien steigen auch die
Flexibilitätsanforderungen im
zukünftigen Stromversorgungssystem.

Die vergleichsweise hohe technische Inflexibilität von Kohlekraftwerken verhindert
eine schnelle Reaktion auf Änderungen bei der Erzeugung von erneuerbarem Strom.
Es verhindert insbesondere auch das Abschalten von nicht benötigter Kraftwerkskapazität (sog. konventionelle Mindesterzeugung). Dies führt zu Preisverfall bis hin zu
negativen Strompreisen (im Jahr 2017 für 146 Stunden, 2011 für 15 Stunden), einer zusätzlichen Belastung des Stromnetzes und damit verbunden zu Zusatzkosten für das
Gesamtsystem (Consentec 2016).

Die technische Inflexibilität vonKohlekraftwerken führt bei
wachsenden Anteilen vonerneuerbaren Energien zu
Strompreisverfall bis hin zu
negativen Strompreisen undzusätzlicher Belastung für das
Stromnetz

Bei der konventionellen Mindesterzeugung, welche zu ungefähr 70 % auf Braunkohleund Atomkraftwerke entfällt, lassen sich die „systemdienliche Mindesterzeugung“ undder „konventionelle Erzeugungssockel“ unterscheiden. Die „systemdienliche Mindesterzeugung“ umfasst die für das Stromsystem benötigten Komponenten zur Bereitstellung von positiver und negativer Redispatch- sowie Regelleistung (zu den Begriffen
unten im Abschnitt „Entlastung bei Netzengpässen“ bzw. in Kap. 3.5) und wird von derBNetzA (2017) für Deutschland im Jahr 2015 auf 3 bis 5 GW angegeben. Der „konventionelle Erzeugungssockel“ umfasst dagegen weitere 19 bis 24 GW, die auf betriebstechnische Gründe (lange Anfahrzeiten und Mindestbetriebszeiten), betriebswirtschaftliche Gründe (zusätzliche Kosten durch das Runter- und Hochfahren von Anlagen) oderdie wärmebedingte Einspeisung infolge von KWK (hierauf entfallen 7 bis 8 GW) zurückzuführen sind.

Der „konventionelle Erzeugungssockel“ umfasst 19 bis 24 GW, dieauf betriebstechnische bzw.
betriebswirtschaftliche Gründe(Anfahrzeiten, Mindestbetriebszeiten, Verschleiß) sowie wärmebedingte Einspeisung infolge vonKraft-Wärme-Kopplung zurückzuführen sind.

ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE ASPEKTE

26
Tab. 1.4.1: Mögliche Geschwindigkeit der Leistungsanpassung fossiler Kraftwerkstypen
zwischen Mindest- und Volllast
Erdgaskraftwerke sind flexibler als
Stein- und Braunkohlekraftwerke.
KRAFTWERKSTYPMÖGLICHEGESCHWINDIGKEIT
DER LEISTUNGSANPASSUNG ZWISCHENMINDEST- UND
VOLLLAST (IN % DER
NENNLEISTUNG PROMINUTE)KALTSTARTFÄHIGKEIT*

WARMSTARTFÄHIGKEIT*ÄLTERE BRAUNKOHLEKRAFTWERKE

1-2 %8-10 STUNDEN

4-6 STUNDEN

ÄLTERE STEINKOHLEKRAFTWERKE

1,5-4 %

5-10 STUNDEN

2,5-3 STUNDENNEUE BRAUNKOHLEKRAFTWERKE

2-6 %5-8 STUNDEN

1,25-4 STUNDENNEUE STEINKOHLEKRAFTWERKE

3-6 %3-6 STUNDEN

80 MINUTEN – 2,5
STUNDEN

OFFENE GASTURBINEN

10-15 %

5-11 MINUTEN

5-11 MINUTEN

GAS-UND-DAMPFTURBINENKRAFTWERKE(ERDGASBETRIEBEN)

4-8 %2-4 STUNDEN

30-90 MINUTEN

Quelle: Prognos und Fichtner (2017)*Anmerkung: Kaltstartfähigkeit bedeutet, dass sich das Kraftwerk vorher für mehr als 48 Stunden
außer Betrieb befunden hat. Durch die größeren Temperaturdifferenzen kommt es zu einer höheren
thermischen Beanspruchung von Kraftwerksteilen, weshalb das Kraftwerk langsamer hochgefahren
werden muss. Die Angaben zur Warmstartfähigkeit beziehen sich auf Kraftwerke, die zuvor fürweniger als 8 Stunden außer Betrieb waren.
Es bestehen zahlreiche technische
Möglichkeiten, um die Flexibilität
der Kohlekraftwerke zu erhöhen.
Eine flexible Fahrweise führt aberzu höheren Kosten und Verschleißder Anlagen.

Es bestehen zahlreiche technische Möglichkeiten, um die Flexibilität der Kraftwerkezu erhöhen. Hierdurch haben auch viele Kohlekraftwerke in den letzten Jahren ihre
Flexibilität verbessern können. Auch wenn sich die Fahrweise von Kohlekraftwerken(insb. Steinkohle) stärker als in Vorjahren an die Stromerzeugung der Erneuerbaren
anpassen kann, bleiben sie deutlich unflexibler als gasbefeuerte Anlagen (Öko-Institut
2017b). Zudem führt eine flexiblere Fahrweise bei den Kohlekraftwerken zu einer stärkeren thermischen Belastung und somit zu steigenden Betriebs- und Wartungskosten,sowie einer Verringerung der Lebensdauer einzelner Komponenten (Prognos undFichtner 2017). Außerdem hat sie eine Verringerung der Effizienz zur Folge, da die elektrischen Wirkungsgrade im Teillastbetrieb sinken (Öko-Institut 2017b). Größere Nachrüstungen sind mit zum Teil beträchtlichen Investitionskosten verbunden (Glensk undMadlener 2016).

Höhere Marktanteile für flexible Erdgaskraftwerke als „Partner der Erneuerbaren“
Gaskraftwerke konnten in denvergangenen Jahren häufig nicht
mehr wirtschaftlich betrieben
werden.

Es ist davon auszugehen, dass ein
Kohleausstieg zu einer stärkeren
Auslastung von Gaskraftwerken
führt.

Themenblock 1

Aufgrund der niedrigen Börsenstrompreise liefen Gaskraftwerke in 2017 im Durchschnitt
nur ca. 2.700 Stunden im Jahr (Braunkohle kam fast auf das Zweieinhalbfache mit mehrals 6.600 Stunden; Steinkohlekraftwerke liefen im Durchschnitt 3.600 Stunden). Unterdiesen Bedingungen war es für Gaskraftwerke (und auch für Steinkohlekraftwerke)schwer, die über die variablen Kosten hinausgehenden Deckungsbeiträge für die Fixkosten zu erwirtschaften. Daher wurden eine Vielzahl von Erdgaskraftwerken in den
letzten Jahren stillgelegt bzw. haben ihre geplante Stilllegung angezeigt (BNetzA 2018c).
Durch ihre vergleichsweise höhere Flexibilität und gleichzeitig geringe CO2-Intensität
könnten Gaskraftwerke jedoch für eine Übergangszeit fluktuierende erneuerbare
Energien gut ergänzen (vgl. Kap. 3.3). Studien gehen davon aus, dass ein Kohleausstieg
zu einer stärkeren Auslastung von Gaskraftwerken führt (ewi 2016; PwC 2016; enervis

27energy advisors 2015; DIW Berlin 2014a). Das energiewirtschaftliche Institut Köln (ewi
2016) hat berechnet, dass ein Kohleausstieg für die Betreiber von Gaskraftwerken zu
einem zusätzlichen Ertrag von ca. 2,4 Mrd. Euro und für erneuerbare Energien zu einem
zusätzlichen Ertrag von 5,1 Mrd. Euro führt.

Wirtschaftliche Anreize für weitere Technologien
Ein beschleunigter Kohleausstieg könnte kurzfristig einen leichten Börsenstrompreisanstieg bewirken (DIW Berlin 2014e; PwC 2016) (vgl. Kapitel 4.4). Mögliche Abwanderungseffekte der energieintensiven Industrien aus Deutschland sind aufgrund der zu
erwartenden Börsenstrompreisveränderungen nicht zu befürchten (Germeshausen
und Löschel 2015; Agora Energiewende 2014b; SRU 2017; DIW Berlin 2014c). Ein leichter
Anstieg des Börsenstrompreises kann für das künftige Stromsystem dringend benötigte Investitionen anreizen. Dies betrifft neben CO2-ärmeren Kraftwerkstechnologien
auch die Weiterentwicklung von Speichertechnologien, Nachfragemanagementoptionen und Energieeffizienzmaßnahmen. So findet derzeit u. a. aufgrund zu niedriger
Preisspitzen oder einer zu geringen Preisspreizung Lastmanagement im industriellen
Bereich kaum statt, obwohl hierfür erhebliches technisches Potenzial beispielsweisein den Branchen Aluminiumelektrolyse/Luftzerlegung, Elektrostahl und der Papier- undPappeherstellung besteht (UBA 2015b). Auch Investitionen in Speichertechnologien
außerhalb von Eigenversorgungslösungen werden erst dann angereizt, wenn durch
Preisspreizungen entsprechende Signale gesetzt werden. Insbesondere für die Entwicklung und den Einsatz von Power-to-Gas oder synthetischen Kraftstoffen sind höhere Strompreise als Investitionsanreiz notwendig (Agora Energiewende 2014a; Agora
Energiewende und Agora Verkehrswende 2018). Zudem können Power-to-Heat Anlagenaber auch verschiedene Batterietechnologien von höheren Strompreisen profitieren(Agora Energiewende 2017b). Höhere Preise können außerdem Anreize zu mehr Energieeffizienz sowohl für Haushalte als auch für industrielle Verbraucher bieten (DIW
Berlin 2018a).

Ein Kohleausstieg kann benötigte
Investitionen in den Bereichen
erneuerbare Energien, Speichertechnologien, Nachfragemanagementoptionen und Energieeffizienzmaßnahmen anreizen.

Entlastung bei Netzengpässen und Netzausbaubedarf
Der Transport von Strom unterliegt physikalischen Gesetzen. So nimmt Strom immer
den Weg des geringsten Widerstandes zu den Verbrauchszentren, was in den meisten
Fällen dem kürzesten Weg entspricht. An Standorten, an denen neben erhöhter Einspeisung von erneuerbaren Energien auch große konventionelle Anlagen wie Atomkraftwerke oder Kohlekraftwerke ins Netz einspeisen, führt dies häufig zu Netzengpässen (BNetzA 2018b). Die ÜNB müssen dann Systemstabilitätsmaßnahmen wie die
Abregelung von Erneuerbaren (Einspeisemanagement) und sog. Redispatch durchführen. Redispatch bedeutet, dass Stromerzeugungsanlagen, die vor dem Netzengpass
liegen abgeregelt werden, und Anlagen, die hinter dem Netzengpass liegen, die Versorgung übernehmen. Die dadurch anfallenden Kosten beliefen sich im Jahr 2017 aufrund 1,4 Mrd. Euro (BNetzA 2018b). Eine Analyse des BMWi und der BNetzA (2017) zeigt,
dass eine Reduzierung der Kohleverstromung die Netzsituation in Deutschland entlasten kann, wodurch die Versorgungssicherheit gestärkt und Kosten für Systemdienstleistungen eingespart werden können.

Netzengpässe entstehen insbesondere auch dort, wo neben
erneuerbaren Energien große
konventionelle Anlagen wie
Atomkraftwerke oder Kohlekraftwerke Strom einspeisen.

Die technische Inflexibilität bestehender konventioneller Kraftwerksanlagen verstärkt
dieses Problem, da Kraftwerke nicht komplett abgeschaltet werden können. Der Netzbetreiber 50Hertz, in dessen Versorgungsgebiet neben der Lausitz auch das Mitteldeutsche Kohlerevier fällt, hat für den zukünftigen Netzausbaubedarf daher auchverschiedene Sensitivitäten u. a. zur Geschwindigkeit des Kohleausstiegs mit einbezogen. Die Ergebnisse zeigen, dass ein beschleunigter Braunkohleausstieg zu einem 5 %niedrigeren Netzausbaubedarf führt, ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden(50Hertz 2016).

50Hertz geht davon aus, dass einbeschleunigter Braunkohleausstieg
zu einem 5 % niedrigeren Netzausbaubedarf führt.

ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE ASPEKTE

28
Auswirkungen auf den Energiemix in den Nachbarländern
Deutschlands Stromexporte sind inden letzten Jahren stark angestiegen und betragen ungefähr 10 %des eigenen Verbrauchs.

In Deutschland ist der Nettostromexport, d. h. die Differenz zwischen Exporten und
Importen, in den letzten Jahren kontinuierlich gestiegen. Im Jahr 2017 waren es knapp
60 TWh, was ungefähr 10 % des deutschen Stromverbrauchs entspricht (vgl. auch Abb.
1.4.1) (Fraunhofer ISE 2018a; Agora Energiewende 2018). Der Anstieg ist auf die vergleichsweise niedrigen Preise an der deutschen Strombörse zurückzuführen (Prognos
und Öko-Institut 2017). Der durchschnittliche Preis der Stromausfuhr lag im Jahr 2017bei 35,57 Euro/MWh, während der Preis für Einfuhr bei 38,31 Euro/MWh lag (Fraunhofer
ISE 2018a).

Der deutsche Stromexport mit
seinem hohen Anteil an Kohle-, undinsbesondere Braunkohlestrom,belastet Gaskraftwerke ineuropäischen Nachbarländern.

Der deutsche Stromexport mit seinem hohen Anteil an Kohle-, insbesondere Braunkohlestrom (era 2017), belastet auch die europäischen Nachbarländer (energate 2017).
Im Ergebnis werden Gaskraftwerke nicht nur in Deutschland, sondern auch in Nachbarländern wie Österreich, den Niederlanden und Italien aus dem Markt gedrängt.
Diese Effekte könnten sich durch den Ausbau von Stromleitungen von Deutschlandnach Norwegen, die Niederlande, Belgien, Dänemark und Österreich noch verstärken
(Agora Energiewende 2017c).
Abb. 1.4.1: Entwicklung von deutschen Stromexporten und -importen sowie desBörsenstrompreises

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf Fraunhofer ISE (2018a, 2018b)

Themenblock 1

29
Box 1.2: Auswirkungen einer Reduzierung der Kohleverstromung in Deutschland auf
Stromimporte

Deutschland würde bei einer Reduzierung von Kohlekraftwerken zunächst nur weniger Kohlestrom exportieren und nicht automatisch Atomstrom aus Frankreich oder
Kohlestrom aus Polen importieren (Energy Brainpool 2017; PwC 2016). Es sind verschiedene Studien vorgelegt worden, wonach Deutschland selbst bei einem Komplettausstieg aus der Kohle bis 2030 allenfalls in geringem Maße Nettoimporteur
würde bzw. eine ausgeglichene Strombilanz aufweisen könnte (Öko-Institut 2018b;
Agora Energiewende 2017c; DIW Berlin 2015b). Nach einer Analyse könnte Deutschland sogar Nettostromexporteur bleiben (Energy Brainpool 2017a).

Ein Kohleausstieg würde zu einer
Reduktion der deutschen Stromexporte führen, aber nicht notwendigerweise zum Import vonAtomstrom aus Frankreich oder
Kohlestrom aus Polen.

Stromimporte sind für Abnehmerländer nur dann lohnend, wenn die Stromproduktion im eigenen Land teurer ist. Daher verdrängt günstiger deutscher Kohlestromderzeit vor allem emissionsärmere Gaskraftwerke im Ausland. Bei einem Rückgang
der deutschen Kohlestromerzeugung ist im europäischen Ausland also hauptsächlich
mit einer höheren Stromproduktion von Gaskraftwerken, und nicht von derzeit ausgelasteten Atom- oder Braunkohlekraftwerken, zu rechnen. Modellergebnisse zeigen,dass eine Reduzierung der Kohleverstromung in Deutschland auch im Jahr 2030 nicht
zu einer erhöhten Nutzung von Atomkraft in Frankreich und nur zu einer minimalen
Erhöhung der Kohleverstromung in europäischen Nachbarländern führt. Die reduzierte deutsche Kohleverstromung würde in Europa zudem zu einer deutlich erhöhten Auslastung und einem deutlich erhöhten Ausbau der erneuerbaren Energien
Anlagen führen (DIW Berlin 2018b).

ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE ASPEKTE

30
1.5 MONITORING ZUR GEWÄHRLEISTUNG VONVERSORGUNGSSICHERHEIT»

Ein Genehmigungsvorbehalt für Stilllegungen (Prüfung durch Bundesnetzagentur) und Reservekapazitäten tragen dafür Sorge, dass eine hinreichendgesicherte Leistung in Deutschland auch bei umfangreichen Stilllegungenvon Kohlekraftwerken bereitgestellt werden kann.

»Die Übertragungsnetzbetreiber sind zu einer jährlich durchzuführenden
Systemanalyse verpflichtet, in der mögliche kritische Grenzsituationen desStromversorgungssystems (extreme Last-, Erzeugungs- und Netzannahmen)
zu untersuchen sind.

In Deutschland existiert ein umfangreiches Regelungsregime, mit dem sichergestellt
wird, dass Versorgungssicherheit gewährleistet ist und Kraftwerksstilllegungen nicht
zu Lücken in der Versorgungssicherheit führen.

Monitoring von KraftwerksstilllegungenEine beabsichtigte Kraftwerksstilllegung muss 12 Monate vorher der
Bundesnetzagentur angezeigt
werden. Im Falle der Feststellung
der Systemrelevanz, sind Kraftwerke in Bereitschaft zu halten. Der
Betreiber erhält die dadurch entstehenden Kosten erstattet.

Im Falle einer beabsichtigten Stilllegung eines Kraftwerks muss dies nach § 3 b Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) 12 Monate vor dem dafür anvisierten Termin der BNetzA
angezeigt werden. Diese übergibt den Stilllegungsantrag zunächst an die ÜNB, welche
die Systemrelevanz des Kraftwerkes prüfen. Im Falle der Feststellung der Systemrelevanzkann eine Stilllegung verhindert werden; die Kraftwerke sind dann zunächst für 24
Monate in Bereitschaft zu halten. Dieser Zeitraum kann beliebig häufig um weitere 24
Monate verlängert werden. Der Betreiber erhält die durch die Aufrechterhaltung derBereitschaft entstehenden Kosten erstattet (nach § 13 c EnWG). Die Kosten werden auf
die Netzentgelte umgelegt. Aktuell sind 26 Kraftwerksblöcke mit einer Netto-Nennleistung von etwa 6,9 GW als systemrelevant eingestuft. Mit 13 Kraftwerksblöcken wird
die Mehrheit dieser Anlagen mit einer Gesamtkapazität von 3,0 GW mit Erdgas betrieben. Sieben Kraftwerksblöcke mit einer Kapazität von 2,3 GW werden mit Steinkohle befeuert. Hinzu kommen sechs Kraftwerksblöcke, die mit Mineralölprodukten
befeuert werden mit 1,6 GW.

Reserven
Vorgesehen ist zudem die Einrichtung verschiedener Reserven sowie Lastmanagement(EnGW §13 b, d, e, f und § 11 Abs. 3):
Weitere Sicherheit bieten
verschiedene Reserven sowie
Lastmanagement.

Netzreserve hat den Zweck für das Winterhalbjahr genügend flexible Er• Die
zeugungskapazität für die netzdienliche Engpassbewirtschaftung vorzuhalten.
Sie beinhaltet sowohl Redispatchkapazitäten, als auch Maßnahmen zur Spannungshaltung oder zum Wiederaufbau der Versorgung nach einem Ausfall im
Inland oder Ausland. Die Netzreserve zielt vor allem auf die Behebung von Netzengpässen von Norden nach Süden ab.

sollen den ÜNB ab 2020 Netzstabilitätsanlagen als besondere netztech• Fernernische Betriebsmittel für Behebungen von Störungen im deutschen Übertragungsnetz zur Verfügung gestellt werden.

der Absicherung von netzseitigen Störungen, sorgt die sog. Kapazitäts• Neben
reserve ab 2019 für außergewöhnliche und unvorhergesehene Situationen vor.
Diese würde beispielweise greifen, wenn auf deutschen Strommärkten Stromerzeugung und Stromverbrauch nicht ausgeglichen werden könnten. Um das
Volumen der strategischen Reserven zu minimieren, wird die Kapazitätsreserve
auf Geheiß der Europäischen Kommission mit der Netzreserve verschränkt.
Kraftwerke können sich gleichzeitig für beide Sicherheitsmechanismen qualifizieren, sofern sie an einem netzdienlichen Standort liegen.

Themenblock 1

31können die ÜNB sog. abschaltbare Lasten kontrahieren und im Be• Zusätzlich
darfsfall gegen eine Vergütung ihre Stromlieferung reduzieren, um auf Erzeugungs- oder Netzengpässe reagieren zu können. Anbieter von abschaltbaren
Lasten sind z. B. Industriebetriebe, die im Mittel-, Hoch- oder Höchstspannungsnetz angeschlossen sind. Die Vergütung ist für Betriebe lohnend, bei denen die
Produktion durch eine kurzzeitige Verringerung oder Abschaltung ihres Strombezuges nicht oder nur insignifikant gestört wird.

Falle angebotsseitiger Engpässe durch extreme und längerfristig absehbare• Im
Wettersituationen kann zudem als letzte Absicherung der Stromversorgung die
Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft aktiviert werden, in der vorläufig stillgelegte Braunkohlekraftwerke vorgehalten werden. Angesichts der bestehenden
Kraftwerksüberkapazitäten und der geringen Flexibilität dieser Anlagen ist ihr
Einsatz in der Phase der Sicherheitsbereitschaft allerdings unwahrscheinlich(UBA (2017a), dazu Kapitel 5.3).

Die verschiedenen Reserven sowie Lastmanagementoptionen besitzen – ohne die
Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft – eine Gesamtkapazität von 11,3 GW, bestehend
aus der Netzreserve (6,6 GW für das Winterhalbjahr 2018/19), netzstabilisierenden
Anlagen (1,2 GW ab 2020), Kapazitätsreserve (2 GW) und abschaltbaren Lasten (1,5 GW).
Die Gesamtkapazität der Reserven kann sich aufgrund der Verschränkung von Netzund Kapazitätsreserve um maximal 2 GW verringern, sofern sich Kraftwerke für beide
Sicherheitsmechanismen qualifizieren.

Deutschland besitzt Reservekapazitäten und Nachfragemanagementoptionen von ca. 11,3 GW

Die Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft umfasst derzeit 0,9 GW und wird bis 2019 auf
maximal 2,7 GW anwachsen. Sie wird dann bis zum Jahr 2023 absinken und auslaufen.
Angesichts der geringen Flexibilität von Braunkohleanlagen ist ihr Einsatz allerdings
unwahrscheinlich.

Interventionsmöglichkeiten
Bei einer absehbaren Unterdeckung bestehen für die BNetzA bzw. die ÜNB kurz- undmittelfristig wirkende Handlungsoptionen:• Ausweitung der Kapazitätsreserve nach § 13 e EnWG
von Kraftwerken (z. B. Gasturbinen) als besondere netztechnische Be• Zubau
triebsmittel (kurzfristig umsetzbar, in § 11 Abs. 3 EnWG angelegt)

Bei einer absehbaren Unterdeckung bestehen für die Bundesnetzagentur verschiedene
Möglichkeiten gesicherte Leistungzu beschaffen, wie die Ausweitung
der Kapazitätsreserve oder derZubau von Gaskraftwerken.

Durch Anpassung des Gesetzes über den Bundesbedarfsplan (BBPlG) wäre zudem derAusbau der Grenzkuppelleistungen ins europäische Ausland möglich.
Die Dimensionierung der einzelnen Sicherheitsmechanismen fußt auf einer jährlich
durchzuführenden Systemanalyse, in der die ÜNB mögliche kritische Grenzsituationen
des Stromversorgungssystems untersuchen. Diesen Analysen werden verschiedene
extreme Last-, Erzeugungs- und Netzannahmen zugrunde gelegt. Die Analyse wird
zum einen für die kurzfristige Perspektive der jeweils kommenden Winterperiode, also
der Zeitraum im Jahr, in dem die höchste Stromnachfrage besteht, vorgenommen.
Außerdem wird sie langfristig für mindestens ein weiteres der darauffolgenden vier
Betrachtungsjahre durchgeführt und durch die BNetzA bestätigt.

Bundesnetzagentur und Übertragungsnetzbetreiber nehmenregelmäßig Systemanalysen vor,
um kritische Grenzsituationen desStromversorgungssystems zu
untersuchen. Dabei werden
extreme Last-, Erzeugungs- und
Netzannahmen zugrunde gelegt.

ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE ASPEKTEThemenblock

KLIMAWANDEL UND KLIMAPOLITISCHE ZIELE

ZUSAMMENFASSUNG

Treiber für den Umbau der Energieversorgung in Deutschland und weltweit ist der menschengemachte globale Klimawandel durch die Emission von Treibhausgasen (THG) und die in Reaktion
darauf entwickelten internationalen und nationalen Klimaschutzziele.
In diesem Kapitel werden die Folgen des Klimawandels beschrieben (Kap. 2.1), die internationalen
Klimaziele und das Konzept eines begrenzten CO2-Emissionsbudgets erläutert (Kap. 2.2) sowie internationale Trends bei der Kohlenutzung beschrieben (Kap. 2.3). Es werden dann Ziele und Stand desKlimaschutzes in Deutschland dargestellt (Kap. 2.4) und der klimapolitische Rahmen für die Reduzierung und Beendigung der Kohleverstromung in Deutschland abgeleitet (Kap. 2.5).

TREIBHAUSGASNEUTRALITÄT BIS MITTE DES JAHRHUNDERTS

Der derzeit beobachtete Klimawandel ist in seiner Stärke nachweislich menschengemacht. Seine
Folgen werden weltweit direkt oder indirekt Auswirkungen auf alle Bereiche des Lebens und Wirtschaftens haben. Die volkswirtschaftlichen Kosten eines ungebremsten Klimawandels sind deutlichhöher als die Kosten eines frühzeitigen Klimaschutzes.
Mit dem Pariser Klimaabkommen wurde vereinbart, den Anstieg der durchschnittlichen Erdtemperatur auf deutlich unter 2 °C über dem vorindustriellen Niveau zu begrenzen und Anstrengungen zu
unternehmen, diesen Temperaturanstieg auf 1,5 °C zu halten. Der deutsche Klimaschutzplan formuliert
zur Umsetzung der Klimaziele von Paris das Leitbild der weitgehenden THG-Neutralität bis Mitte
des Jahrhunderts, d. h. die nahezu vollständige Vermeidung der energiebedingten THG-Emissionen
bis 2050, das wichtigste THG hier ist CO2.
Studien, u. a. im Auftrag des Bundesverbandes der Deutschen Industrie (BDI), zeigen, dass ein bis 2050
auf 80 % THG-Minderung zielender Pfad für Deutschland mindestens kostenneutral wäre. Für das
95 %-Ziel wird es von zentraler Bedeutung sein, mit internationalen Partnern Bündnisse einzugehen,etwa um Kosten für neue Technologien zu senken. Allerdings müssen bereits die kurz- und mittelfristigen Klimaschutzmaßnahmen so ausgelegt sein, dass das 95 %-Ziel bis 2050 erreichbar bleibt.

UMSTELLUNG DER ENERGIEVERSORGUNG – NATIONAL UND GLOBAL

Während Deutschland lange Zeit als Vorreiter im globalen Klimaschutz galt, sind in den letzten Jahren die THG-Emissionen in Deutschland nicht mehr gesunken. Nach aktuellen Prognosen wird das
Klimaziel für das Jahr 2020 (40 % THG-Reduktion gegenüber 1990) deutlich verfehlt. Der Anteil desKohlestroms ist in Deutschland höher als in den USA. Deutschland ist mit Abstand der größte Nutzer
von Braunkohle weltweit. In anderen Ländern wird Kohlenutzung hingegen massiv gedrosselt. So
hat Großbritannien in den letzten fünf Jahren den Anteil von Kohlestrom von 39 % auf 2 % zurückgefahren und auch in China, dem weltweit größten Nutzer von Kohlestrom, ist der Wachstumstrend
der letzten Jahrzehnte gebrochen.
Dabei ist die Frage, wie schnell und wie weitgehend Deutschland seine Abhängigkeit von der Kohle
reduzieren kann, von großer Bedeutung für Fortschritte beim Klimaschutz weltweit. Denn viele
Länder schauen auf die Energiewende in Deutschland. Wenn es einem technologisch führenden undwohlhabenden Land wie Deutschland nicht gelingt zu zeigen, dass und wie eine Transformation desEnergiesystems hin zu sehr hohen Anteilen erneuerbarer Energien möglich ist, dann dürfte dies den
Glauben an die Umsetzbarkeit der Pariser Klimaziele erschüttern und Klimaschutzanstrengungenin vielen Ländern erheblich erschweren.

MITTELFRISTIG – DAS 2030 ZIEL

Das deutsche Klimaziel für 2030 sieht eine Minderung der THG-Emissionen insgesamt um mindestens 55 % gegenüber dem Jahr 1990 vor. Der deutsche Klimaschutzplan bricht das Klimaziel für
2030 auf die verschiedenen Sektoren herunter. Gemäß Klimaschutzplan soll die Energiewirtschaft
hier einen Minderungsbeitrag von 61 % bis 62 % leisten. Für die Stromproduktion müssen die hierfür notwendigen Einsparungen im Wesentlichen aus der Reduktion von Kohlestrom kommen. Eine
Reduzierung bei Erdgas ist kurz- bis mittelfristig nicht sinnvoll, da Gas weniger CO2-intensiv ist und
Gaskraftwerke flexibler als Kohlekraftwerke betrieben werden können, um auf die fluktuierende
Stromerzeugung aus Sonne und Wind zu reagieren. Es ist daher davon auszugehen, dass der Anteil
von Gas im Strommix bis 2030 sogar steigen wird. Analysen zeigen, dass vor diesem Hintergrund
die jährlich produzierte Menge Kohlestrom zur Erreichung des für 2030 gesetzten Ziels bis 2030 um
mindestens 60 % gegenüber heute sinken muss. Szenarien, die auf eine Reduktion der THG um 95 %bis zum Jahr 2050 zielen und damit den oberen Rand des Zielkorridors der Bundesregierung für 2050
abbilden, zeigen, dass bis zum Jahr 2030 sogar eine Minderung der Kohleverstromung um ca. 70 %bis 85 % notwendig wäre.

STILLLEGUNG DES LETZTEN KOHLEKRAFTWERKS UND KURZFRISTIGE MINDERUNGSBEITRÄGE

Die Diskussion um etwaige Ausstiegspfade aus der energetischen Nutzung von Kohle muss überdies
berücksichtigen, dass es aus klimaphysikalischer Sicht einen großen Unterschied macht, ob Kraftwerke früher oder später innerhalb eines gesetzten Zeitraums stillgelegt werden. Entscheidend ist
das Emissionsbudget das über einen Zeitraum in Anspruch genommen wird. Das bedeutet, dasssich durch eine ambitionierte, kurzfristige Reduktion Spielräume ergeben, letzte Kraftwerke länger
am Netz zu halten. Andererseits muss, je länger man mit Maßnahmen zur Reduzierung wartet, derspätere Rückgang umso steiler sein.
Für die „Klimaschutzlücke“ aus dem Verfehlen des für das Jahr 2020 gesetzten Ziels ergibt sich daraus
gleichermaßen, dass diese so schnell wie möglich geschlossen werden sollte. Nach aktuellem Trend
würde das 2020-Klimaziel um 8 Prozentpunkte verfehlt werden. Diese Differenz entspricht etwa 100
Mio. t CO2. Im Vergleich zu anderen Sektoren können in der Energiewirtschaft durch die Reduktion
der Kohleverstromung größere CO2-Einsparpotenziale relativ kurzfristig realisiert werden.

34
2.1 FOLGEN DES KLIMAWANDELS IN DEUTSCHLAND UND
WELTWEIT
»
»
»

»

»

Das Klima ändert sich bereits heute: Die globalen Mitteltemperaturen sindseit vorindustriellen Zeiten um mehr als 1 °C gestiegen. Der derzeit beobachtete Klimawandel ist in seiner Stärke nachweislich menschengemacht.
Weltweite Folgen sind u. a. Extremwetterereignisse wie Starkregen, Stürme,Hitzewellen oder Dürren. Darüber hinaus steigt der Meeresspiegel und die
Meere versauern.
Daraus resultieren viele negative Folgen für Ökosysteme, die menschliche
Gesundheit, Infrastruktur, Städte, Landwirtschaft, Tourismus und Energieproduktion. Diese Folgen beschränken sich nicht auf den globalen Süden,sondern sind auch in Deutschland zu spüren.
Darüber hinaus können die indirekten Folgen des Klimawandels Deutschland und Europa betreffen: Hungerkatastrophen können internationale
Konflikte verstärken und zu erhöhter Migration führen; lokale Extremwetterereignisse können zu Beinträchtigungen des Welthandels führen.
Die volkswirtschaftlichen Kosten eines ungebremsten Klimawandels sinddeutlich höher als die Kosten eines frühzeitigen Klimaschutzes.

Kein Zweifel am menschengemachten Klimawandel
Ursache des Klimawandels ist dermenschengemachte
Treibhauseffekt durch erhöhte
Treibhausgasemissionen.

Es besteht ein klarer Zusammenhang zwischen CO2-Anteil in derAtmosphäre und Anstieg dermittleren globalen Lufttemperatur.

Das Klima der Erde ist seit jeher von langfristigen Schwankungen geprägt. Im Laufe von Jahrmillionen wechselten sich im globalen Mittel wärmere und kältere Zeiten
ab. Eine Reihe von Phänomenen verursachen diese natürlichen Schwankungen, z.
B. unterschiedliche Grade der Sonnenaktivität, Naturkatastrophen wie Vulkanausbrüche oder Veränderungen in der Wärmezirkulation der Ozeane. Der Anstieg der
THG in der Atmosphäre und damit einhergehende Erwärmung der globalen Mitteltemperatur der letzten 100 Jahre lässt sich hingegen nicht allein durch natürliche
Ursachen erklären. Der derzeit stattfindende Klimawandel ist nachweislich menschengemacht und Resultat des verstärkten Treibhauseffekts, der durch die seit derIndustrialisierung ausgestoßenen THG hervorgerufen wird (IPCC 2014). Hierüber
sind sich praktisch alle Klimaexperten einig, wobei das Maß der Zustimmung steigt,
je höher die Expertise der Wissenschaftler ist (Cook u. a. 2016).
Abb. 2.1.1: Globale Jahresmittelwerte der bodennahen Lufttemperatur 1860 bis 2005.

Quelle: (Kasang o. J.) basierend auf IPCC (2007)

Themenblock 2

35
Abb 2.1.1 stellt die globale mittlere Temperatur eines Jahres der mittleren Temperatur über einen Zeitraum von 30 Jahren gegenüber (die mittlere Temperatur derJahre 1960 bis 1990 als Basisperiode). Relevant im Bezug auf die Erderwärmung undihre Auswirkungen ist dabei nicht allein der Absolutwert, sondern vor allem auchdie Veränderung der globalen mittleren Temperatur. Abgesehen von kurzfristigen
Schwankungen in einzelnen Jahren zeigt die Entwicklung der jährlichen Durchschnittstemperaturen in den vergangenen 100 Jahren einen klar ansteigenden Trend
und damit eine Entwicklung, die mit der der THG-Emissionen übereinstimmt (kleines Bild links oben) .
2016 war im globalen Mittel mit ca. 1,1 °C über vorindustriellen Temperaturen das
wärmste Jahr seit Beginn der Temperaturaufzeichnungen (Jones 2017). Die 20 wärmsten Jahre seit Beginn der Aufzeichnungen liegen alle in der Periode seit 1990 (UBA
2018d). Dabei ist der Temperaturanstieg an Land generell höher als in den Meeren.
In einzelnen Regionen kann die Erderwärmung weit über dem globalen Mittel liegen.
Beispielsweise stiegen die Temperaturen in der Arktis in den vergangenen 100
Jahren doppelt so schnell wie im globalen Durchschnitt (UBA 2013b).

2016 war mit ca. 1,1 °C übervorindustriellen Temperaturen das
wärmste Jahr seit Beginn derAufzeichnungen. Die 20 wärmsten
Jahre seit Beginn der Aufzeichnungen liegen alle in der Periode seit
1990.

Auswirkungen des Klimawandels
Der Klimawandel wird das Leben auf der Erde massiv verändern, denn das Klima
prägt entscheidend mit, wo und wie sich menschliche Zivilisation und Ökosysteme
entfalten. Es geht nicht nur um graduelle Temperaturveränderungen, sondern umeine grundlegende Umwälzung klimatischer Grundstrukturen (Schleussner u. a.
2016), vor allem der etablierten Wetterlagen, die für vorhersehbare Nahrungsmittelproduktion unabdingbar sind. Die Folgen des Klimawandels werden direkt oderindirekt Auswirkungen auf alle Bereiche des Lebens und Wirtschaftens haben. Zu
den direkten Auswirkungen gehören:Klimawandel bedeutet nicht nur
graduelle Veränderungen, sondern
eine grundlegende Umwälzung
klimatischer Grundstrukturen, vor
allem der etablierten Wetterlagen,die für eine vorhersehbare
Nahrungsmittelproduktion
unabdingbar sind.

Es ist bereits jetzt zu beobachten, dass es durch die• Extremwetterereignisse:
globale Erwärmung zu mehr Extremwettereignissen kommt – dazu gehören
Hitzewellen, vermehrt auftretende Stürme, aber auch längere Dürreperioden
und Starkregen.

Starke Hitze belastet den Kreislauf, vor allem von älteren und chro• Gesundheit:nisch kranken Menschen, und kann tödliche Folgen haben. Änderungen der

Klimazonen führen auch dazu, dass Krankheitsüberträger, wie z.B. die der Malaria, sich in Regionen ausbreiten können, in denen sie bisher nicht vorkamen.“(Stöver 2015).

Eine Erhöhung der Temperatur von über 1,5 °C wird drastische• Wasserversorgung:
Folgen u. a. für die Mittelmeerregion haben. So wird davon ausgegangen, dassab einer Erhöhung der Temperatur um 1,5 °C die Niederschläge um 10 bis 20 %sinken (Iglesias u. a. 2006), welches enormen Einfluss auf die Verfügbarkeit vonWasser im ganzen mediterranen Raum hat.

Bei einer Erhöhung der globalen Erwärmung von 1,5 °C auf 2 °C
• Meeresspiegel:
wird angenommen, dass der Meeresspiegel bis 2100 um weitere 10 cm auf 50

cm relativ zum Jahr 2000 steigen wird. Unmittelbar betroffen sind bei einem
Anstieg von bis zu einem Meter u. a. die Malediven, das Nil-Delta in Ägypten,
die Stadt Shanghai und viele weitere Inselstaaten (Schröter 2013; Germanwatch2002). Betroffen sind aber auch viele andere dicht besiedelte Küstenregionen,
etwa im Nordosten Amerikas und Teilen Asiens (Munich RE o. J.).

Räume und Infrastruktur: Mehr als die Hälfte der Weltbevölkerung lebt
• Urbanein Städten und diese liegen sehr häufig an Flüssen oder Meeren. Durch den An-

stieg des Meeresspiegels und extremes Wetter entstehen direkte Gefahren fürdie Bevölkerung, die städtische Infrastruktur und Unternehmen, wie die amerikanischen Hurrikane der vergangenen Jahre plastisch verdeutlichten (Mooney2017). Aber auch Städte, die nicht direkt an Küsten liegen, werden mit Klima-

KLIMAWANDEL UND KLIMAPOLITISCHE ZIELE

36folgen, besonders in Form anhaltender hoher Hitze, zu kämpfen haben (Rosenzweig u. a. 2015).

Durch den Klimawandel werden sich die Vegetationsperioden• Landwirtschaft:verschieben. Extreme Wetterbedingungen können ganze Ernten gefährden.
Manche Regionen werden nicht wie bisher für die Nahrungsmittelproduktion
genutzt werden können, wie zum Beispiel der Süden des Mittelmeerraums. Eingewanderte Schädlinge können zu Ertragseinbußen und vermehrtem Einsatz
von Schädlingsbekämpfungsmitteln führen, was wiederum mögliche negative
Auswirkungen auf die Gesundheit hat.

Es steht zu erwarten, dass durch den Klimawandel in vielen Gebieten• Tourismus:
völlig veränderte klimatische Bedingungen herrschen. Dies wird insbesondere
für die Wirtschaftsleistung von touristisch geprägten Regionen stark negative
Auswirkungen bedeuten.

Längere Wärmeperioden bedrohen die Versorgungssicherheit• Energieproduktion:
durch fossile und nukleare Kraftwerke, denn große Kraftwerke benötigen zur
Kühlung große Mengen Wasser, die typischerweise aus Flüssen entnommen
werden. Hierzu darf das Flusswasser jedoch eine bestimmte Maximaltemperatur
nicht überschreiten.

Die Folgen des Klimawandels sindnicht linear. Eine höhere Erwärmung kann Entwicklungenauslösen, die nicht mehr aufgehalten werden können.

Dabei steigen die Folgen des Klimawandels nicht linear an, sondern nehmen mit
höherer Erwärmung überproportional zu. Hinzu kommt, dass bestimmte Effekte
des Klimawandels irreversibel sind und Entwicklungen auslösen, die nicht mehraufgehalten werden können (sog. Kipppunkte) wie etwa Methanfreisetzung durchtauende Permafrostgebiete (PIK 2007).
Zusätzlich zu den direkten Folgen, die sich aus wandelnden klimatischen Verhältnissen ergeben, lassen sich eine Reihe von indirekten Folgen ableiten, u. a.:• Konflikte und möglicherweise Kriege um Nahrungsmittel und Wasser (Anton 2017),
infolge von Nahrungsmittelknappheit und Konflikten um Wasser• Migration
resourcen sowie aufgrund von Klimakatastrophen (Pinzler 2017),
und Beeinträchtigungen des Welthandels durch wiederkeh• Wirtschaftskrisen
rende Wetterkatastrophen (Jahn 2015; van Asselt 2017; Darby 2015).
Ein Großteil der klimatischen Veränderungen und der negativen Folgen sind in
Ländern des globalen Südens zu erwarten. Diese Länder haben gleichzeitig die geringsten ökonomischen und technischen Kapazitäten, um sich anzupassen. Aberauch in Deutschland sind Folgen des Klimawandels bereits spürbar, wie vermehrt
auftretende Hitzeperioden, Stürme, Überflutungen durch Starkregen oder Trockenheiten. Soweit Folgen nicht unmittelbar in Europa auftreten, ist vor dem Hintergrund
einer steigenden Globalisierung zu erwarten, dass hieraus starke wirtschaftlicheund soziale Auswirkungen für Europa und Deutschland erwachsen (Wirtschaft,Migration).

Kosten des Klimawandels
Die Kosten des Klimawandels sinddeutlich höher als die Kosten desKlimaschutzes.

Themenblock 2

Je stärker die Folgen des Klimawandels ausfallen, desto höher werden die volkwirtschaftlichen Kosten sein. Der ehemalige Chefökonom der Weltbank, Sir Nicholas Stern,bezifferte die Kosten einer globalen Erwärmung von 2 °C bis 3 °C auf 5 bis 20 % desglobalen Bruttoinlandsprodukts (BIP). Diese Kosten des Nichtstuns liegen damit
deutlich über den errechneten Kosten effektiven Klimaschutzes, die Stern auf 1 %des BIP pro Jahr schätzte (Stern 2006). Je länger mit der Bekämpfung des Klimawandels und mit Anpassungsmaßnahmen an nicht mehr vermeidbare Folgen gewartet wird, desto höher werden die Kosten ausfallen. Umgekehrt können früh
begonnene Klimaschutzmaßnahmen in Deutschland sogar in Summe ökonomische
Vorteile bewirken (Fraunhofer ISI u. a. 2012).

37
2.2 INTERNATIONALE KLIMASCHUTZZIELE UND LEITPRINZIPEINES VERFÜGBAREN EMISSIONSBUDGETS»»

Das Klimaabkommen von Paris erfordert, dass die Treibhausgasemissionen
weltweit spätestens in der zweiten Hälfte dieses Jahrhunderts auf Null gesenkt werden.
Entscheidend für den Klimaschutz sind nicht die Treibhausgasemissionen
zu einem bestimmten Zeitpunkt, sondern die Summe der Emissionen übereinen Zeitraum (Betrachtung des Emissionsbudgets).

Pariser Klimaziele
2015 wurde im Abkommen von Paris das Ziel vereinbart „den Anstieg der durchschnittlichen Erdtemperatur deutlich unter 2 °C über dem vorindustriellen Niveau[zu halten] und Anstrengungen [zu unternehmen], um den Temperaturanstieg auf
1,5 °C über dem vorindustriellen Niveau zu begrenzen“ (UNFCCC 2015, Art. 2).
Zur Umsetzung der Pariser Klimaziele haben mit Stand März 2018 169 Länder Minderungspläne (Nationally Determined Contributions - NDCs), beschlossen und bei
der UNFCCC eingereicht (UNFCCC 2018). Die aktuellen NDCs führen vorraussichtlichzu einer Klimaerwärmung über 3° C (CAT 2018). Nach Abschätzungen des UN-Umweltprogramms müssten die globalen THG-Emissionen bis 2030 um weitere 22 %bis 38 % über die bestehenden Absichtserklärungen der Staaten hinaus reduziert
werden, wenn die Pariser Klimaziele eingehalten werden sollen.
Nach den im Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) untersuchten
Szenarien gilt eine Begrenzung auf maximal 2 °C Erwärmung nur dann als erreichbar, wenn die globalen (Netto-)THG-Emissionen vor 2100 auf Null gesenkt werden(IPCC 2014). Für die Einhaltung des 1,5 °C Ziels ist es notwendig, die globalen Emissionen zwischen 2055 und 2075 auf Null zu senken. Dabei gehen die meisten Szenarien, die mit dem 1.5 °C Ziel kompatibel sind, und auch viele 2 °C Szenarien, davonaus, dass in der zweiten Hälfte des Jahrhunderts „negative Emissionen“ erfolgen(Rogelj u. a. 2018). Solche sog. negativen Emissionen wären technisch durch ein direktes Entziehen von THG aus der Atmosphäre (direct air capture) oder der Abscheidung und Einlagerung von CO2-Emissionen aus THG-neutralen Quellen (Kohlenstoffsequestrierung bei Bioenergie) möglich. Die hierfür benötigten technologischen
Verfahren sind jedoch entweder noch nicht kommerziell verfügbar, mit hohen
Kosten verbunden oder führen zu Nutzungskonkurrenzen (z.B. Nahrungsmittelproduktion) (Wuppertal Institut, Fraunhofer ISI, und IZES 2018; Heck u. a. 2018; Smithu. a. 2016).

Zur Einhaltung der Klimaziele vonParis müssen die globalen Treibhausgasemissionen in der zweiten Jahrhunderthälfte auf Null sinken.

Neben diesen langfristigen Zielen ist es notwendig, dass die globalen Emissionen
auch kurzfristig reduziert werden, um das insgesamt zur Verfügung stehende Emissionsbudget nicht zu überschreiten. Die globalen energiebedingten CO2-Emissionen
müssen zwischen 2020 und 2030 ihr Maximum erreicht haben und danach zurückgehen (Rogelj u. a. 2018; IEA 2017d, 78; UNEP 2017; IPCC 2014).

Emissionsbudgets
Klimaschutzziele werden häufig als Minderungsziel zu einem bestimmten Zeitpunkt
formuliert. So hat sich zum Beispiel Deutschland zum Ziel gesetzt, den THG-Ausstoßbis zum Jahr 2030 gegenüber 1990 um mindestens 55 % zu reduzieren. Aus politischer
Sicht handelt es sich um eine nachvollziehbare Art der Zielformulierung, weil „x %Reduktion bis 20xx“ sowohl einfach zu kommunizieren als auch gut zu überprüfen
ist. Aus klimaphysikalischer Sicht ist ein solches Ziel aber nicht ausreichend. Denn
für das Ausmaß der Erderwärmung sind nicht die Emissionen zu einem bestimmten
Zeitpunkt entscheidend, sondern die gesamten Emissionen über einen Zeitraum.
Daher sprechen viele Klimaexpert/innen von einem maximal zur Verfügung ste-

Für das Ausmaß der Erderwärmung
sind nicht die Emissionen zu einem
bestimmten Zeitpunkt, sondern die
kumulierten Emissionen über einen
Zeitraum entscheidend.

KLIMAWANDEL UND KLIMAPOLITISCHE ZIELE

38
henden „Emissionsbudget“.
Das Konzept des Emissionsbudgets verdeutlicht, dass ein zurückhaltender Klimaschutz heute dazu führt, dass die THG-Emissionen in der Zukunft deutlich stärker
sinken müssen (vgl. erste Kurve in Abb. 2.2.1). Andersherum können ambitionierte
Maßnahmen zu einem frühen Zeitpunkt Spielräume für weniger drastische RedukAbb.2.2.1: Das Emissionsbudget – entscheidend für die Klimawirkung sind die Emissionen
innerhalb eines Zeitraums
Mehr-Emissionen (rote Fläche)müssen durch äquivalente
Minder-Emissionen (grüne Fläche)ausgeglichen werden, um das
verfügbare Emissionsbudget(Fläche unter der gestrichelten
Linie) einzuhalten.

Verzögerter Klimaschutz führt zu höheren Anforderungen in der Zukunft

Eine frühzeitige Reduktion der THG Emissionen ermöglicht Spielräume in der Zukunft

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf SRU (2017)

tionspfade in der Zukunft eröffnen (vgl. zweite Kurve in Abb. 2.2.1).
Um das 2 °C Ziel einzuhalten,
dürfen weltweit bis 2100 noch
785 Gt CO2 emittiert werden.
Aktuell betragen die weltweiten
CO2-Emissionen
ca. 35 Gt CO2 pro Jahr.

Gemäß IPCC dürfen zwischen den Jahren 1870 und 2100 global maximal ca. 2.900
Gt CO2 emittiert werden, um die Erderwärmung unter 2 °C zu halten. Bis 2011 sindbereits mehr als 1.900 Gt CO2 ausgestoßen worden (IPCC 2014) und zwischen 2012und 2017 weitere 215 Gt (eigene Rechnung basierend auf Global Carbon Project 2017;
World Bank 2018). Um das 2 °C Ziel noch einzuhalten, müssen daher die kumulierten
Emissionen zwischen den Jahren 2018 und 2100 auf unter 785 Gt CO2 bleiben. Werden
1,5 °C angestrebt, beträgt das Emissionsbudget lediglich 180 Gt CO2 (basierend auf
Rogelj et al. 2018). Vor dem Hintergrund, dass aktuell die CO2-Emissionen weltweit
ca. 35 Gt pro Jahr betragen, wird deutlich, dass eine unmittelbare Reduktion derEmissionen nötig ist.

Kohlekraftwerke sind für 45 % der
globalen Treibhausgasemissionen
verantwortlich.

Im Jahr 2015 entfielen 14,5 Gt CO2 und somit 45 % der globalen energiebedingten
CO2-Emissionen auf die Gesamtheit aller Kohlekraftwerke weltweit (IEA 2017a, 2018d).
Werden alle bestehenden, im Bau befindlichen und fest geplanten Kohlekraftwerke
bis an das Ende ihrer technischen Lebensdauer betrieben, würden sie insgesamt ca.
234 Gt CO2 emittieren (CoalSwarm, Sierra Club, und Greenpeace 2017). Damit wird
deutlich, dass die Klimaziele nur erreicht werden können, wenn CO2-Emissionen aus
Kohlekraftwerken deutlich reduziert werden.

Themenblock 2

39
2.3 GLOBALE ENTWICKLUNGEN BEI DER KOHLEVERSTROMUNG»

Nach einer langen Phase der Expansion ist im Kohlesektor weltweit eine
Trendwende zu beobachten. So ist auch in China, dem weltweit größten
Kohlenutzer, der Wachstumstrend der letzten Jahrzehnte gebrochen.

»

Bis auf Deutschland und Spanien sind alle westeuropäischen Länder entweder bereits aus der Kohle ausgestiegen oder bereiten den Ausstieg vor.
Großbritannien hat in den letzten fünf Jahren den Anteil von Kohlestrom
von 39 % auf 2 % zurückgefahren.

»

Der Anteil des Kohlestroms ist in Deutschland höher als in den USA. Deutschland ist mit Abstand der größte Nutzer von Braunkohle weltweit.

Wachstumstrend der Kohle gebrochen
Nach fast zwei Jahrzehnten eines starken Wachstums ist im globalen Kohlesektor
seit 2015 eine Trendwende zu beobachten: Der Kohlebergbau verzeichnete 2015, 2016und 2017 den größten Rückgang seit 1971. Die Nachfrage nach Kohle sank kontinuierlich um jeweils 2 % gegenüber dem Vorjahr und es wurden deutlich weniger neue
Kraftwerke gebaut (IEA 2017c). Verantwortlich für diese Entwicklung sind vor allem
China, Europa und die USA. So ging die Kohleförderung in den USA 2016 um geschätzte 17 % gegenüber dem Vorjahr zurück (IEA 2017c) und Indien und China
legten 2016 zusammen über 100 geplante Kraftwerksprojekte still (CoalSwarm, Sierra Club und Greenpeace 2017). Weltweit sank die Anzahl der begonnenen Kraftwerksneubauten in den vergangen zwei Jahren jeweils um 29 % im Vergleich zum Vorjahr.
Gleichzeitig wurden im letzten Jahrzehnt vermehrt Kraftwerke stillgelegt (CoalSwarm,
Sierra Club und Greenpeace 2017).

Die weltweite Nachfrage nach
Kohle geht deutlich zurück.

Ein zukünftiges Wachstum der Kohlenachfrage, das noch vor einigen Jahren als
gesichert galt, wird inzwischen angezweifelt: So hat China, das Land mit dem weltweit größten Kohleverbrauch, sich in seinem Beitrag zum Pariser Übereinkommen
verpflichtet, bis 2030 den Höhepunkt seiner Emissionen aus Kohlekraftwerken zu
erreichen. Die Internationale Energie Agentur (IEA) geht sogar davon aus, dass China den Höchststand des Kohleverbrauchs bereits jetzt erreicht hat (IEA 2016; vgl.
auch Green und Stern 2017).

Die Internationale Energie Agentur
geht davon aus, dass China den
Höchststand des Kohleverbrauch
bereits jetzt erreicht hat.

Auch die Zukunft der Kohle in den USA ist ungewiss: Obgleich die Trump-Regierung
der Kohleindustrie ihre volle Unterstützung zugesagt hat, stellt Erdgas die Wettbewerbsfähigkeit von Kohlestrom zunehmend in Frage (IEA 2017c). Der Anteil der
Kohle am Strommix der USA ist von 53 % im Jahr 2000 auf 34 % im Jahr 2015 zurückgegangen (IEA 2018c).

Der Anteil der Kohle am Strommix
der USA ist von 53 % im Jahr 2000
auf 34 % im Jahr 2015
zurückgegangen.

Selbst in Indien und Südostasien, die lange Zeit als Hoffnungsträger für Kohleexporteure galten, kann inzwischen ein weiteres Wachstum der Kohlenachfrage nicht
mehr als gesichert gelten. Gründe dafür sind rapide sinkende Kosten für erneuerbare Energien und Proteste gegen Luftverschmutzung (IEA 2017d).
In der EU wurden zwischen 1990 und 2007 jährlich etwa 1.000 TWh Strom aus
Kohle erzeugt. Zwischen 2007 und 2015 ist die Erzeugung auf 826 TWh gesunken(IEA 2018b). Damit sank der Kohleanteil an der Stromerzeugung von 30 % auf 26 %.
Dabei zeigen sich deutliche Unterschiede zwischen ost- und westeuropäischen
Ländern: Alle west- und nordeuropäischen Staaten – bis auf Spanien und Deutschland – sind entweder bereits aus der Kohleförderung und -nutzung ausgestiegenoder steigen innerhalb der nächsten zehn Jahre aus (UNEP 2017). Hervorzuheben ist
hier Großbritannien, das seinen Kohlestromanteil innerhalb nur weniger Jahren
von 39% (2012) auf 2% (2017) gesenkt hat(CoalSwarm, Sierra Club und Greenpeace2017). Die Niederländische Regierung verkündete im Mai 2018, die Verwendung vonKohle zur Stromerzeugung im kommenden Jahrzehnt zu verbieten und zwei ihrer
fünf Kohlekraftwerke bis Ende 2024 stillzulegen, wenn sie nicht die Brennstoffe

Großbritannien hat seinen hohen
Anteil von Kohle innerhalb von fünf
Jahren von 39% (2012) auf 2% (2017)
gesenkt.

Die Niederlande werden bis 2030
alle Kohlekraftwerke schließen.

KLIMAWANDEL UND KLIMAPOLITISCHE ZIELE

40
wechseln (Meijer 2018). Die Mehrzahl der mittel- und osteuropäischen Länder hält
hingegen an der heimischen Kohleproduktion fest (UNEP 2017).
Setzen sich die aktuellen Trends fort, werden ab dem Jahr 2022 jedes Jahr mehr
Kohlekraftwerke stillgelegt als neu gebaut, so dass der globale Kohlekraftwerksparkzu schrumpfen beginnt (CoalSwarm, Sierra Club und Greenpeace 2017).

Kohleausstiegs-Allianz
35 Staaten und Regionen habensich zur Powering Past Coal Alliancezusammengeschlossen und sich zu
einem Kohleausstieg bis spätestens
2030 verpflichtet.

Unter Führung von Großbritannien und Kanada gründete sich 2017 die Powering
Past Coal Alliance mit dem Ziel, den weltweiten Kohleausstieg zügig voranzutreiben,
um die Erderwärmung deutlich zu begrenzen. Dafür müssen der Allianz zufolge alle
OECD-Länder bis 2030 und alle Nicht-OECD Länder bis 2050 aus der Kohleverstromung aussteigen. Im Dezember 2017 vereinte die Initiative bereits mehr als 35
Staaten und Regionen, die sich zu einem Kohleausstieg bis spätestens 2030 verpflichtet haben. Darüber hinaus gehören ihr 24 Unternehmen und Organisationenan, die zukünftig nicht mehr in Kohlekraftwerke ohne Kohlenstoffsequestrierung(Carbon Capture and Storage, CCS) investieren werden. Zu den Mitgliedern zählen
neben Großbritannien und Kanada u. a. Mexiko, Neuseeland, mehrere US-Bundesstaaten sowie die europäischen Länder Österreich, Belgien, Dänemark, Finnland,Frankreich, Irland, Italien, Lettland, Lichtenstein, Litauen, Luxemburg, die Niederlande, Portugal, Schweden und die Schweiz (Powering Past Coal Alliance 2017). Auch
wenn der Allianz viele Länder angehören, in denen Kohle ohnehin eine untergeordnete Rolle spielt, so sind doch einige Länder dabei (wie etwa die Niederlande undGroßbritannien), für deren Strommix Kohle bisher eine wichtige Rolle gespielt hat.

Kohlenutzung in Deutschland im internationalen Vergleich
Wie Abb. 2.3.1 darstellt, ist die CO2-Intensität der Stromproduktion in Deutschland
mit 425 g CO2/kWh deutlich höher als der Durchschnitt der EU Staaten (276 g CO2/kWh).
Nur fünf EU Staaten (Bulgarien, Estland, Griechenland, Polen, Tschechien) weisen
einen höheren Anteil an Kohlestrom auf (IEA 2018b; World Bank 2018). Einen großen
Einfluss hat der hohe Anteil der besonders CO2-intensiven Braunkohle. Mit 20 % der
globalen Fördermenge ist Deutschland mit Abstand der größte Braunkohlenutzer
weltweit (vgl. Abb. 2.3.2). Die Fördermenge beträgt etwa das Zweieinhalbfache vonanderen großen Förderländern wie Russland, Australien, Polen und der USA.
Abb. 2.3.1: CO2-Intensität der Stromerzeugung der EU Länder im Vergleich
Die CO2-Intensität der deutschen
Stromerzeugung liegt über dem
europäischen Mittel.

Quelle: EEA (2016)

Themenblock 2

41Abb. 2.3.2: Braunkohlenutzung weltweit – Top Ten der Länder mit der höchsten Braunkohlenutzung in Mt pro Jahr, 2015
Deutschland ist der größte Nutzer
von Braunkohle weltweit.

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf IEA (2018)

Box 2.1: Deutschland - Vorreiter im Klimaschutz?

Deutschland galt lange Zeit als ein Vorreiter im globalen Klimaschutz. Die Förderung
der erneuerbaren Energien in Deutschland (und anderen Vorreiterländern) hat zu
massiven Senkungen der Technologiekosten geführt und damit die globale Verbreitung von Wind- und Solarenergienutzung überhaupt erst ermöglicht. Der Begriff„Energiewende“ ist zu einem weltweit genutzten Fachbegriff geworden.
Doch in den letzten Jahren hat sich die internationale Wahrnehmung geändert.
Längst ist nicht mehr vom Vorreiter die Rede (Vahlenkamp u. a. 2018). Kritisiert wird,
dass Deutschland zwar lange als Klimaschutzchampion galt, die THG-Emissionen
aber seit einigen Jahren nicht mehr sinken und Deutschland mit ca. 44 % einen höheren Anteil Kohlestrom aufweist als etwa die USA mit ca. 34 % (World Bank 2018;
IEA 2018a). Im von McKinsey erstellten globalen Energiewende-Index hat Deutschland
bei vielen Indikatoren relativ gute Noten, belegt aber insgesamt nur Platz 12 unterden betrachteten europäischen Ländern. Im globalen Vergleich ist Deutschland vor
allem beim Indikator „Struktur des Energiesystems“ weit abgeschlagen: Es belegt
hier Platz 110 von 114 Ländern. Grund hierfür ist vor allem der hohe Anteil des Kohlestroms, der zu einer hohen CO2-Intensität des deutschen Strommixes führt (vgl. Abb. 2.3.1).
Die Wirkung des Klimaschutzes in Deutschland geht weit über die tatsächlich eingesparten Tonnen an CO2 hinaus, denn die deutsche „Energiewende“ wird international genau beobachtet. Wenn ein reiches, hochindustrialisiertes Land wie Deutschland keine weitergehenden Maßnahmen zur THG-Reduktion umsetzt und seine
Klimaschutzziele verfehlt – so wird häufig argumentiert – wie sollen es dann andere, überwiegend wirtschaftlich schwächere Länder schaffen?

Eine erfolgreiche Energiewendekann den Klimaschutz global
voranbringen.

Klimaschutz in Deutschland kommt insofern eine wichtige Vorbildfuktion für die
technische, energiewirtschaftliche und ökonomische Machbarkeit einer „Energiewende“ allgemein zu und trägt damit über die eigenen Grenzen hinaus zur Senkung
der globalen Emissionen bei.

KLIMAWANDEL UND KLIMAPOLITISCHE ZIELE

42
2.4 UMSETZUNG DER KLIMAZIELE IN DEUTSCHLAND
»
»
»
»
»

Deutschland hat seit dem Jahr 1990 seine Treibhausgasemissionen um knapp
28 % reduziert.
Seit 2014 sind die Treibhausgasemissionen allerdings kaum noch gesunken.
Das 2020-Ziel von 40 % wird absehbar deutlich verfehlt.
Zur Umsetzung der Pariser Klimaziele soll sich Deutschland nach dem Klimaschutzplan der Bundesregierung am Ziel der weitgehenden Treibhausgasneutralität bis zum Jahr 2050 orientieren.
Die kurz- bis mittelfristigen Klimaschutzmaßnahmen müssen so ausgerichtet sein, dass eine langfristige Emissionsreduktion von 95 % bis zum Jahr
2050 erreichbar bleibt.
Für die Erreichung der kurz- und mittelfristigen Klimaziele kommt derEnergiewirtschaft eine Schlüsselrolle zu. Ohne die Dekarbonisierung derStromversorgung können auch andere Sektoren nicht erfolgreich dekarbonisiert werden.

Deutschlands Klimaschutzziele
Auf Basis internationaler Klimaschutzverpflichtungen hat sich Deutschland bereits
1995 sein erstes nationales Klimaziel gesetzt und schon 2007 wurde beschlossen die
THG-Emissionen bis zum Jahr 2020 um mindestens 40 % (gegenüber 1990) zu senken. Seitdem hat Deutschland seinen Klimaschutzbemühungen in einer Reihe vonZielen und konkreten Maßnahmen Ausdruck verliehen (BMUB 2007; Bundesregierung 2010). Im Jahr 2016 wurde im Klimaschutzplan die weitgehende THG-Neutralität bis zur Mitte des Jahrhunderts als Leitbild verankert (BMUB 2016). Außerdem
wurden eigenständige Ziele für die einzelnen Sektoren (Energiewirtschaft, Industrie,
Gebäude, Verkehr und Landwirtschaft) für das Jahr 2030 formuliert. Das Ziel für die
Energiewirtschaft beträgt 61 bis 62 % Minderung gegenüber 1990.
Tab. 2.4.1: Deutschlands Klimaschutzziele bis zum Jahr 2050 (Referenzjahr 1990)

DEUTSCHE KLIMAZIELE

2020

2030

2050

MINDESTENS -40 %MINDESTENS -55 %-80 BIS -95 %Quelle: BMUB (2016)

Tab. 2.4.2: Ziele für sektorale Emissionsreduktionen bis 2030 gemäß Klimaschutzplan 2050
SEKTOREN

PROZENTUALE REDUZIERUNG 2030 (GGÜ. 1990)

ENERGIEWIRTSCHAFT

61 – 62 %GEBÄUDE

66 – 67 %VERKEHR

40 – 42 %INDUSTRIE

49 – 51 %LANDWIRTSCHAFT

31 – 34 %TEILSUMME

54 – 56 %SONSTIGE

87 %GESAMTSUMME

55 – 56 %Quelle: BMUB (2016)

Themenblock 2

43
Klimaschutzbilanz
Deutschland hat in den letzten Jahrzehnten im Klimaschutz viel erreicht. In den
letzten Jahre stagnieren die Erfolge jedoch. Im Jahr 2017 betrugen die THG-Emissionen ca. 905 Mio. t CO2-Äq. Dies entspricht einer Minderung von 28 % gegenüber 1990.
Seit 2014 sind die THG-Emissionen jedoch kaum noch gesunken (vgl. Abb. 2.4.1).

Die deutschen Emissionen sind seit2014 kaum gesunken. Das Klimaziel
2020 wird vorraussichtlich um
8 Prozentpunkte verfehlt(32 statt 40%).

Um das 2020-Ziel von 40 % Emissionsminderung gegenüber 1990 zu erreichen,wurde von der Bundesregierung bereits im Dezember 2014 das „Aktionsprogramm
Klimaschutz 2020“ (BMUB 2014) beschlossen. Trotz dieser Maßnahmen ist jedochabsehbar, dass das 2020-Klimaziel verfehlt wird. Nach dem aktuellen Klimaschutzbericht der Bundesregierung wird von einer Zielverfehlung um rund 8 Prozentpunkte ausgegangen (BMU 2018). Dies entspricht einem jährlichen Fehlbetrag vonetwa 100 Mio. t CO2.
Aus Sicht des Klimaschutzes sind jedoch nicht die Emissionen in einem einzelnen
Zieljahr, sondern die Gesamtemissionen über einen Zeitraum entscheidend (Budgetansatz, vgl. Kap. 2.2). Wenn also das 2020-Klimaziel verfehlt wird, so genügt es nicht,
als nächstes das 2030-Ziel anzustreben. Vielmehr sind umfangreiche und kurzfristig wirksame Maßnahmen notwendig, um so schnell wie möglich auf den ursprünglichen Zielpfad zurückzukehren.

Deutsche Klimaziele im Verhältnis zu Paris
Eine stringentere Umsetzung des Leitbildes der THG-Neutralität bis zur Mitte desJahrhunderts erfordert eine Minderung der THG-Emissionen um 95 % bis 2050 unddamit eine Orientierung am oberen Rand des Zielkorridors, den die Bundesregierung
in ihrem „Energiekonzept“ im Jahr 2010 für die Minderung der THG-Emissionen
definiert hat. Der durch die Zwischenziele der Bundesregierung beschriebene Reduktionspfad – 55 % THG-Reduktion bis 2030 und 70% Reduktion bis 2040 – läuft
nicht auf eine 95 %-Reduktion der THG hinaus (vgl. Abb. 2.4.1). Hierfür müsste das
Minderungsziel für das Jahr 2030 eher bei 58 bis 59 % liegen. Vor diesem Hintergrund
wurde bereits die Forderung erhoben, die Zwischenziele anzupassen (DENA 2018).
Abb.2.4.1: Entwicklung der THG-Emissionen in Deutschland von 1990 bis 2016 und
Reduktionspfad entlang der Klimaschutzziele bis 2050.
1.400
1.251

1.200

800
600

400

historische Emissionen

1.043
992

Klimaziele
942

Reduktionspfad Klimaziele
Bundesregierung

902

751
563

375
250 - 80 %200
63 - 95%

0

1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
2040
2042
2044
2046
2048
2050

Mio. t CO2-Äquivalent

1.000

1.121

Die Klimaziele für 2020, 2030 und
2040 laufen nicht auf einen
linearen Pfad einer Treibhausgasreduktion von 95 % bis zum Jahr
2050 hinaus.

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf historischen Daten (UBA 2018g) und Klimazielen für 2020, 2030, 2040
und 2050 (BMWi 2017c)

KLIMAWANDEL UND KLIMAPOLITISCHE ZIELE

44
Eine Reduktion der Treibhausgasemissionen um 80 % bis 2050 ist
volkswirtschaftlich mindestens
kostenneutral. Für eine Reduktion
um 95 % ist es von zentraler
Bedeutung, internationale
Bündnisse einzugehen, etwa um
Kosten für neue Technologien zu
senken.

Aktuelle Studien, u. a. auch im Auftrag des Bundesverbandes der deutschen Industrie, zeigen, dass eine Einhaltung der aktuellen deutschen Klimaziele auf dem
80 %-Pfad für die Volkswirtschaft aufgrund der ausgelösten Innovations- und Investitionsimpulse mindestens kostenneutral wäre oder sogar positive Wirkungenentfalten kann (BCG und Prognos 2018). Für das deutlich ambitioniertere Ziel einer
Reduktion um 95 % ist es von zentraler Bedeutung, mit internationalen Partnern
Bündnisse zum Klimaschutz einzugehen, etwa um mit diesen gemeinsam die Kosten für neue Technologien zu senken. In jedem Fall ist es notwendig, die kurz- undmittelfristigen Klimaschutzmaßnahmen so auszurichten, dass langfristig das
95 %-Ziel bis 2050 erreichbar bleibt.

Entwicklung der Treibhausgasemissionen nach Sektoren
Betrachtet man die THG-Emissionen nach Sektoren (vgl. Abb. 2.4.2) so zeigt sich, dassdie Energiewirtschaft bis heute mit Abstand der Sektor mit den absolut höchsten
Emissionen ist. Ihr Anteil liegt bei 36 %. Es folgen die Sektoren Industrie (21 %), Verkehr (19 %), Haushalte (10 %), Landwirtschaft (8 %), Gewerbe, Handel, Dienstleistungen (5 %) und Abfall und Abwasser (1 %).
Abb.2.4.2: Entwicklung der THG-Emissionen in Deutschland von 1990 bis 2016 nach
Sektoren und Klimaschutzziele 2020/2030.
1.440

73

72

72

188

188

193

min. -40 %ggü. 1990
min. -55 %ggü. 1990

39
171

2020

328

2017 Schätzung

91

37

39
166

162
88
349

343

2015

2016

91

36
159
83
360

2014

2030

71
72
181
380

2013

VerkehrIndustrieübrige Emissionen

180

70
180
377

2012

Haushalte

Gewerbe, Handel, Dienstleistungen
Landwirtschaft

903 907 909 905

39

367

2011

95

37

36
154

158

189
153

155

369

2010

107

112
397

2005

91

160

42

Energiewirtschaft

101

69

69
192
42

208
48
386

2000

119

130
400

0

1995

200

466

400

942
920 925
70

943

186

993

132

600

181

245
177

163

58

78

800

1.045
74

284

76

1.123

1990

Mio. t CO2-Äquivalente

1.000

90

1.252

1.200

Ziele des Energiekonzepts 2010

Quelle: UBA (2017h)

Die bisherige Treibhausgasminderung im Energiesektor
gegenüber dem Jahr 1990 liegt bei
rund 30 %, in der Stromerzeugung
bei 22 %.
In den Sektoren Industrie undGebäude sind die höchsten
Emissionsminderungen zu
verzeichnen, aber sie stagnieren inden letzten Jahren.
Im Verkehr liegen die Treibhausgasemissionen heute über denen
von 1990.

Themenblock 2

Die Entwicklung seit 1990 ist in den Sektoren sehr unterschiedlich:

der gesamten Energiewirtschaft lag die Minderung bei rund 30 %. Die THG-Emis• Insionen
der Stromerzeugung gingen dagegen nur um 22 % zurück (UBA 2018e).
(-32 %) und im Gebäudebereich (-38 %) kommen die Minderungen• IndemIndustrieGesamtziel von 40 % bis 2020 am nächsten, wobei besonders in der Indus-

trie viele Erfolge auf Strukturveränderungen nach der Wiedervereinigung zurückzuführen sind. In den letzten Jahren stagnieren die Emissionen in diesen
Sektoren.

Verkehrsbereich konnte dagegen keine Minderung erreicht werden – hier• Imsind die Emissionen seit 1990 sogar um 5 % gestiegen. Die in den letzten Jahrzehnten in dem Sektor erzielten technologischen Fortschritte sind durch Nachfragesteigerungen (Anzahl und Motorkraft) überkompensiert worden.

45
Minderungspotenziale in den verschiedenen Sektoren
Würde man den energiepolitischen Rahmen so belassen, wie er heute ist, so ist zu
erwarten, dass Deutschland sein Klimaziel für das Jahr 2050 verfehlt. Analysen
gehen davon aus, dass bis 2050 statt der angestrebten THG-Neutralität nur THG-Reduktionen zwischen 61 % und 65 % (gegenüber 1990) erreicht werden (BCG und
Prognos 2018; Prognos, EWI, und GWS 2014).
Insofern wird es darauf ankommen, in allen Sektoren die vorhandenen Minderungspotenziale zu heben. Allerdings bestehen in einigen Sektoren gerade kurzfristig
erhebliche Umsetzungsbarrieren (Prognos, EWI, und GWS 2014): Im industriellen
Bereich etwa ist die marktförmige Entwicklung und Umsetzung neuer Technologien
und Prozesse (z. B. wasserstoffbasierte Stahlerzeugung) notwendig. In der Landwirtschaft und Landnutzung stehen nur begrenzt technische Lösungen zur Verfügung
- Klimaschutz erfordert hier letztlich auch veränderte Ernährungs- und Konsumgewohnheiten von Verbraucher/innen.

Alle Sektoren müssen erhebliche
Minderungsbeiträge leisten, um die
Ziele des Klimaschutzplans zu
erreichen.

Bei der Stromerzeugung sind Emissionsminderungen hingegen auch kurzfristig
erreichbar. Erneuerbare Energien können einen kontinuierlich höheren Anteil an
der Energieversorgung übernehmen (vgl. Kap. 3.2). Fast 60 % der Kohlekraftwerke
sind heute bereits älter als 30 Jahre. Ein knappes Drittel ist sogar bereits vor über 40
Jahren in Betrieb gegangen (vgl. Kap. 1.1). Zudem besteht in Deutschland seit Jahren
ein erheblicher Überschuss bei der Stromerzeugung. In 2017 entsprach der Exportüberschuss mit 55 TWh fast einem Zehntel des Bruttostromverbrauchs. Mittel- bis
langfristig kann durch die Verwendung von (dann CO2-armem) Strom im Verkehrssektor, im Gebäudesektor und in der Industrie auch hier eine weitere Reduktion der
THG-Emissionen erfolgen (Sektorkopplung, vgl. Kap. 3.1). Dieser Ansatz bedingt aberinsbesondere auch, dass eine möglichst frühe Reduzierung der Stromerzeugung
durch Stein- und Braunkohle erfolgt, um einen signifikanten Beitrag für den Klimaschutz zu erreichen (BCG und Prognos 2018). Dies liegt daran, dass der durch neue
Verbraucher (z. B. Elektromobilität) tendenziell steigende Stromverbrauch nur dannzu Netto-THG-Emissionsminderungen führt, wenn die CO2-Intensität des Stroms(durch eine deutliche Erhöhung der Anteile erneuerbarer Energien im Strommix)
weiter reduziert werden kann.

Im Stromsektor sind kurzfristige
Emissionsreduktionen möglich.
Über die Sektorkopplung kann er
zudem eine Schlüsselrolle in der
Dekarbonisierung aller anderen
Sektoren spielen.

KLIMAWANDEL UND KLIMAPOLITISCHE ZIELE

46
2.5 PFADE ZUR REDUKTION DER KOHLEVERSTROMUNG IN
DEUTSCHLAND»»»»

Um das Ziel der Treibhausgasneutralität zu erreichen, ist ein vollständiger
Ausstieg aus der Kohleverstromung notwendig.
Bis 2030 müssen die Emissionen aus der Kohleverstromung um rund 60 %bis 85 % gegenüber 2017 sinken.
Ein Beitrag zur Reduzierung der „Klimaschutzlücke“ aus der Verfehlung des2020-Ziels kann durch die Reduktion des Anteils von Kohle im Strommix
relativ kurzfristig realisiert werden.
Für alle diese Maßnahmenbereiche gilt: Eine schnelle Reduktion des Kohlestromanteils eröffnet Möglichkeiten bei gleichem Emissionsbudget einige
wenige Kraftwerke länger betreiben zu können.

Wenn man den Beitrag des Kohlesektors zur Erreichung der Klimaziele Deutschlands
bemessen will, stellen sich drei zentrale Fragen, wie sie (in dieser Reihenfolge) auch
im Einsetzungsbeschluss der Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung“ adressiert werden:

Umfang muss die Verstromung von Kohle bis 2030 reduziert werden,• Inumwelchem
die deutschen Klimaziele einzuhalten?
• Bis wann ist die vollständige Beendigung der Kohleverstromung notwendig?
Potenzial besteht kurzfristig, um durch eine Reduktion der Kohlestrom• Welches
erzeugung einen Beitrag zum 2020-Klimaziel zu leisten?
Um diese Fragen beantworten zu können, werden für jeden dieser Zeithorizonte
folgende Aspekte geprüft werden müssen: die technische Realisierbarkeit mit Blickauf die Versorgungssicherheit (vgl. Kap. 3), die Transformationskosten im Hinblick
auf Strompreise, Beschäftigung und Strukturwandel (vgl. Kap 4) sowie Instrumentenoptionen zur Umsetzung (vgl. Kap 5). In diesem Abschnitt werden zunächst nur
Ziel-Aspekte, die sich aus den Klimazielen Deutschlands herleiten, erläutert.
Box 2.2: Kohlenstoffsequestrierung/Carbon Capture and Storage (CCS)
Kohlenstoffsequestrierung(Carbon Capture and Storage) ist
keine Option für deutsche
Kohlekraftwerke.

Eine technische Möglichkeit, Emissionen aus fossilen Energieträgern zu reduzieren,
ist die Abscheidung und Einlagerung von CO2 (Carbon Capture and Storage - CCS)
etwa in tiefen Erdschichten. Vor ca. 15 Jahren wurden in Europa große Hoffnungenauf dieses Verfahren gesetzt und diverse Forschungs- und Pilotvorhaben auch in
Deutschland gestartet. Obwohl die technische Machbarkeit von relevanten Technologien gezeigt werden konnte, gibt es eine Reihe von Barrieren für den großtechnischen Einsatz. Hierzu zählen die relativ geringe technische Reife einzelner Schlüsseltechnologien, insgesamt relativ hohe CO2-Vermeidungskosten und Grenzen bei der
Speicherung großer Mengen von CO2 (Wuppertal Institut 2010; Wuppertal Institut,
Fraunhofer ISI, and IZES 2018; Oei and Mendelevitch 2016). In Deutschland kommt
ein starkes Akzeptanzproblem in der Bevölkerung hinzu. Vor diesem Hintergrundmuss davon ausgegangen werden, dass der Einsatz von CCS-Technik für deutsche
Kohlekraftwerke keine Option sein wird (Wuppertal Institut, Fraunhofer ISI, und IZES
2018; Hirschhausen u. a. 2012).
Diese Einschätzung ist zu unterscheiden von Diskussionen über die Nutzung von CCS
in anderen Sektoren - etwa zur Minderung der THG-Emissionen in der Industrie, z. B.
bei der Stahl- oder Zementherstellung (acatech 2017) oder von Strategien zum Erreichen negativer Emissionen weltweit durch CCS von Biomasse oder direkter CO2-Abscheidung aus der Luft (vgl. Kap. 2.2).

Themenblock 2

47
Reduktionsziel für die Kohleverstromung bis zum Jahr 2030
Der Klimaschutzplan sieht vor, dass die THG-Emissionen für die gesamte Energiewirtschaft (einschl. Erdgas u. a.) bis 2030 um 61 bis 62 % gegenüber 1990 gemindert
werden. Geht man davon aus, dass die Emissionsminderung im Bereich der Stromerzeugung in Deutschland vollständig durch eine Verringerung der THG-Emissionen
von Braun- und Steinkohle erfolgen muss, während die THG-Emissionen von Erdgasübergangsweise eher noch etwas steigen dürften (vgl. Kap. 3.3) und die erzeugte
Strommenge insgesamt konstant bleibt, dann müssen die THG-Emissionen aus derKohleverstromung bis 2030 um mindestens 60 % gegenüber dem Jahr 2017 reduziert
werden. Geht man von einem Anstieg des Stromverbrauchs aus, müssen die
THG-Emissionen aus der Kohleverstromung entsprechend stärker reduziert werden.

Um das Ziel des Klimaschutzplansfür den Energiesektor zu erreichen,muss die Kohleverstromung bis2030 um 60% reduziert werden.

Allerdings zeigt sich, dass das Sektorziel für 2030 des Klimaschutzplans hinter dem
zurückbleibt, was für ein Erreichen von THG-Neutralität bis zum Jahr 2050 erforderlich wäre: Abb. 2.5.1 stellt eine Übersicht der Strommengen aus der Kohleverbrennung
in Klimaschutzszenarien dar, die eine 95 %-ige Reduktion der Emissionen bis 2050
beschreiben und damit dem Pariser Abkommen und einer weitgehenden THG-Neutralität bis zur Mitte des Jahrhunderts entsprechen. Demnach muss die Stromproduktion aus Kohle im Jahr 2030 um etwa 72 % bis 84 % gegenüber 2017 sinken. Der
Blick auf ein „Referenzszenario“ (Fraunhofer ISI, Consentec GmbH, and ifeu 2017)
stellt dem gegenüber, auf welchem Pfad sich Deutschland gegenwärtig bewegt unduntermauert somit den großen Handlungsbedarf.

Für das Ziel der Klimaneutralität
zur Mitte des Jahrhunderts ist es
notwendig, die Stromproduktion
aus Kohle bis zum Jahr 2030 um 72
bis 84 % zu reduzieren.

Abb. 2.5.1: Entwicklung der Bruttostromerzeugung aus Braun- und Steinkohle (in TWh)
350
300
250
Ist

200

Referenz
KS 95

150

Diskrepanz zum
Referenzszenario(66 % bis 80 %)

100
50
0

95 %-Pfad
UBA

Spanne in den Szenarien für 2030(-72 % bis -84 % ggü. 2017)
2000

2010

2020

2030

2040

2050

Quelle: Darstellung Wuppertal Institut basierend auf „Ist“ (AG Energiebilanzen 2018a), „Referenzszenario“ Fraunhofer ISI, Consentec GmbH, and ifeu 2017), “95% Pfad” (BCG und Prognos 2018), “KS 95“ (Öko-Institut und Fraunhofer ISI 2015), “UBA” (UBA 2017c)
Hinweis: In einigen der Szenarien finden sich nur Angaben zur Nettostromerzeugung. Diese wurden für den Vergleich in dieser
Abbildung in Bruttostromerzeugung umgerechnet, indem vereinfacht ein durchschnittlicher Eigenstromverbrauch der Kohlekraftwerk in Höhe von 10 % angenommen wurde.

KLIMAWANDEL UND KLIMAPOLITISCHE ZIELE

48
Ausstieg aus der Kohleverstromung
Das langfristige Ziel der THG-Neutralität ist nur erreichbar, wenn die Emissionen
im Stromsektor gegen Null gehen. Dabei ist es sinnvoll, dass die im Vergleich
CO2-ärmeren und im Betrieb flexibleren Gaskraftwerke länger laufen sollen, als die
CO2-intensiveren und in der Fahrweise weniger flexiblen Kohlekraftwerke (vgl. Kap. 3.3).
Aus Sicht des Klimaschutzes sind dabei die insgesamt erreichten Emissionsminderungen über dem gesamten Zeitverlauf entscheidend (vgl. Kap 2.2). Daher können
frühzeitige Emissionsminderungen die Grundlage dafür schaffen, dass das fürKohlekraftwerke bzw. die Stromerzeugung insgesamt zur Verfügung stehende
Emissionsbudget länger ausreicht, um einzelne Kraftwerke zur Gewährleistung der
Versorgungssicherheit länger am Netz zu halten. Je später hingegen die Reduktion
der Kohleverstromung erfolgt, desto steiler muss der spätere Rückgang der Stromerzeugung aus Kohle sein.
Die meisten Szenarien, die mit den
Klimazielen von Paris kompatibelsind, beinhalten einen vollständigen Kohleausstieg zwischen 2030
und 2040.

Die vorliegenden Energie- und Klimaschutzszenarien geben gleichwohl einen Anhaltspunkt, in welchem Zeitraum die Stromerzeugung aus Kohle (weitgehend) abgeschlossen sein sollte, wenn Deutschland seine Klimaziele erreichen will. In den
Szenarien mit 95 % THG-Minderung bis 2050 wird eine Reduktion der Kohleverstromung bis zum Jahr 2040 zwischen 86 % und 100 % zugrunde gelegt (UBA 2017c;
BCG und Prognos 2018; Öko-Institut und Fraunhofer ISI 2015). Darüber hinaus gibt
es eine Reihe von Studien, die unmittelbar aus den Klimazielen von Paris Aussagen
für die zukünftige Kohlenutzung in Deutschland oder Europa ableiten (vgl. Tab. 2.5.1).
In Abhängigkeit der als maximal zulässig angenommenen Klimaerwärmung (unter
1,5 °C, unter 1,75 °C oder unter 2 °C) und spezifischen Annahmen zur Verteilung derverbleibenden Emissionsbudgets auf verschiedene Länder und die einzelnen Sektoren kommen die meisten dieser Szenarien zu einem notwendigen vollständigenAusstieg aus der Kohleverstromung zwischen 2030 und 2040.
Tab. 2.5.1: Daten für einen Kohleausstieg in verschiedenen mit dem Klimaabkommen vonParis kompatiblen Klimaszenarien
STUDIEANNAHME KLIMAPOLITISCHES ZIEL– MAXIMALE ERWÄRMUNG

KONSEQUENZ FÜR KOHLEVERSTROMUNG(PROGNOS UND ÖKO-INSTITUT
2017)

KLEINER 2°

KOHLEAUSSTIEG BIS 2035

95 % REDUKTION IN 2050

KOHLEAUSSTIEG BIS 2040

95 % REDUKTION IN 2050

REDUKTION KOHLESTROM BIS
2040 UM 96 % GGÜ. 201795 % REDUKTION IN 2050

REDUKTION KOHLESTROM BIS
2040 UM 87 % GGÜ. 2017

BELOW 2 DEGREES SZENARIO DERINTERNATIONALEN ENERGIEAGENTUR (IEA 2017C)

KLEINER 1,75°

KOHLEAUSSTIEG BIS 2030

SUSTAINABLE DEVELOPMENTSZENARIO DES WORLD ENERGYOUTLOOKS 2017 (IEA 2017D)

KLEINER 2°

REDUKTION KOHLESTROM BIS
2040 UM 86% GGÜ. 2016

(CLIMATE ANALYTICS 2017)

1,5° BIS 2°

KOHLEAUSSTIEG BIS 2030

GREENEE-SZENARIOIN EUROPA

IN DEUTSCHLAND(UBA 2017A)

Themenblock 2

95 % KLIMAPFAD(BCG UND PROGNOS 2018)
KLIMASCHUTZSZENARIO –KS 95 (ÖKO-INSTITUT UNDFRAUNHOFER ISI 2015)

49
Kurzfristige Treibhausgasminderungspotenziale
Derzeit zeichnet sich eine Verfehlung des für 2020 definierten Minderungsziels um
8 Prozentpunkte ab (etwa 100 Mio t CO2äq) ab (vgl. Kap. 2.4). Die Notwendigkeit,
diese „Klimaschutzlücke“ möglichst schnell und möglichst weitgehend zu schließen,
folgt wiederum aus dem Leitprinzip des verfügbaren Emissionsbudgets (vgl. Kap. 2.2).
Ein Beitrag zur Reduzierung dieser „Klimaschutzlücke“ kann durch die Reduktion
des Anteils von Kohle im Strommix erreicht werden. Im Vergleich zu anderen Sektoren sind hier größere CO2-Einsparpotenziale relativ kurzfristig zu realisieren (vgl.
Kap. 2.4). In den letzten Jahren sind zu dieser Frage eine Reihe von Studien veröffentlicht worden, die von der Realisierbarkeit kurzfristiger Reduktionspotenziale in einer
Größenordnung von rund 50 bis 80 Mio. t als Beitrag des Kohlesektors zum 2020-Klimaziel ausgehen (Prognos und Öko-Institut 2017; Agora Energiewende 2017c; Öko-Institut 2018b). Zu Fragen nach energie- und regionalwirtschaftlichen Auswirkungenwird auf die Kapitel 1 und 4 verwiesen.

Insbesondere die Reduktion vonKohle in der Stromerzeugung kanneinen erheblichen Beitrag zur
Schließung der “Klimaschutzlücke“bis zum Jahr 2020 beitragen.

KLIMAWANDEL UND KLIMAPOLITISCHE ZIELE

Themenblock

TECHNISCHE MACHBARKEIT EINERENERGIEVERSORGUNG OHNE KOHLE
ZUSAMMENFASSUNG

Der Energiesektor ist weltweit, nicht nur in Deutschland, einem grundlegenden Umbau unterworfen.
Das Ziel ist eine treibhausgasneutrale Energieversorgung. Im Vordergrund stehen dabei der Verzicht
auf fossile Energieträger, der Systemwechsel zu erneuerbaren Energien und eine effizientere Nutzung
von Energie. In Deutschland und Europa beeinflussen weitere Trends den Umbau des Energiesektors:
die Liberalisierung und Europäisierung des Strommarkts, die Digitalisierung und das Auflösen von
Sektorgrenzen, konkret die Nutzung von Strom in den Bereichen Wärme und Verkehr. Dies alles hatenorme Auswirkungen auf die Erzeugung und Verteilung von Energie.
Analysen zu den deutschen Klimazielen zeigen übereinstimmend, dass ihre Umsetzung, einschließlich
Kohle- und Atomausstieg, technisch machbar und ökonomisch tragfähig ist. Mehr noch, beides ist
eine entscheidende Grundvoraussetzung für den Erfolg der Energiewende. Die für den anstehenden
Prozess eines Ausstiegs aus der Kohleverstromung notwendigen Technologien sind vorhanden bzw.
ist deren Entwicklung soweit fortgeschritten, dass sie in der entsprechenden Phase der Energiewende
zur Verfügung stehen werden. Kapitel 3 stellt die für eine Energieversorgung ohne Kohle zentralen
Aspekte dar: Flexibilisierung und Sektorkopplung (Kap. 3.1), Ausbau der Erneuerbaren (Kap. 3.2.), Erdgas als Brückentechnologie (Kap. 3.3) und Speicher (Kap. 3.4). Es behandelt überdies Implikationen
einer Reduzierung und Beendigung der energetischen Nutzung von Kohle für die sichere Versorgung
mit Strom und Wärme (Kap. 3.5 und 3.6).

DAS ENERGIESYSTEM VON MORGENDie Umstellung auf eine klimaverträgliche Stromversorgung bedeutet einen grundlegenden Systemwechsel. So wird es zunehmend weniger Grundlastkraftwerke auf Basis von fossilen Energieträgern
oder Uran geben. Stattdessen können und werden erneuerbare Energien mit fluktuierender Einspeisung Energie liefern, Versorgungssicherheit gewährleisten und Systemdienstleistungen erbringen.
Dafür muss das Stromsystem insgesamt auf der Erzeugungs- und Nachfrageseite flexibler werden.
Umsetzungsoptionen umfassen Netzausbau und die weitgehende Digitalisierung örtlicher Verteilnetze (z. B. der Trafostationen), den Ausbau von Lastmanagement (Demand Side Management) undSpeichern sowie – für eine Übergangszeit – eine erhöhte Flexibilität im Bereich der verbleibenden
konventionellen Kraftwerke. Ein weiterer Ansatz zur Flexibilisierung und gleichzeitigen Senkung von
CO2-Emissionen ist die verstärkte Nutzung von Strom in den Sektoren Wärme und Verkehr, etwa im
Rahmen von E-Mobilität oder durch Wärmepumpen für Gebäude und Industrie (Sektorkopplung).

AUSBAU ERNEUERBARER ENERGIENIm Stromsektor ist der Anteil der Erneuerbaren von 6,5 % im Jahr 2000 auf 36,4 % im Jahr 2017 angestiegen. Zugleich sind die Kosten für Solar- und Windstrom in den letzten Jahren drastisch gesunken.
So liegen heute die Stromgestehungskosten für Wind- und Solarstrom in etwa gleich auf oder sogar
unter denen von neuen fossilen Kraftwerken. Hier gilt es, auch künftig nicht nachzulassen und die
technologiespezifischen Ausbaupfade für Wind und Photovoltaik (PV) so weiterzuentwickeln, wie
es auch die aktuelle Vereinbarung des Koalitionsvertrages vorsieht. Demnach gilt das Ziel, in 2030
einen Anteil erneuerbarer Energien von 65 % im Bereich Strom zu erreichen.

DIE ROLLE VON ERDGAS UND SYNTHETISCHEM GAS

Auch wenn Kohlekraftwerke in den letzten Jahren nachgerüstet worden sind und heute flexibler
eingesetzt werden können, sind Gaskraftwerke technisch besser als Kohlekraftwerke geeignet,
flexibel Strom bereit zu stellen, und dies bei deutlich geringeren spezifischen CO2-Emissionen. Erdgaskraftwerke stellen daher einen wichtigen Baustein für die Versorgungssicherheit im Rahmen derTransformation des Energiesystems dar. Das Ziel einer treibhausgasneutralen Energieversorgung
bis Mitte des Jahrhunderts bedeutet allerdings, dass letztlich auch fossiles Erdgas durch erneuerbare
Energien ersetzt werden muss. Langfristig könnten Anwendungen, für die heute Erdgas verwendet
wird, mit synthetischem, CO2-neutralem Gas (Erzeugung auf Basis von erneuerbarem Strom) weitergeführt werden. Dabei sind die hohen energetischen Umwandlungsverluste zu berücksichtigen, dieeine Nutzung begrenzen. Eine höhere Auslastung bestehender Gaskraftwerke ist insofern sinnvoll,um vorübergehend die Versorgung in einem System mit abnehmenden Anteilen von Strom undWärme aus Kohle zu übernehmen. Der Neubau von Gaskraftwerken muss aber auf das notwendige
Minimum beschränkt werden, zumal diese neuen Gaskraftwerke perspektivisch vornehmlich als„Backup“-Kapazitäten dienen oder zur Deckung von Spitzenlasten mit entsprechend geringen Laufzeiten vorgehalten werden.

BEDEUTUNG VON SPEICHERTECHNOLOGIENDie Entwicklung von Stromspeichern ist für den Erfolg der Energiewende insgesamt ein wichtiger
Faktor. Für die Frage, wie schnell eine Reduktion der Kohleverstromung erfolgen kann, ist dieses
Thema jedoch nicht limitierend. Denn Stromspeicher sind nur ein Baustein unter mehreren, um
Angebot und Nachfrage zu einem Ausgleich zu bringen. Langfristig besteht zwar Entwicklungsbedarf, insbesondere für Speicher, mit denen große Mengen Energie sehr langfristig gespeichert
werden können. Bis diese benötigt werden, stehen jedoch weitere Optionen wie Sektorkopplung,stromgeführte Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) und Demand-Side Management (auch mit Hilfe von
Wärmespeichern) zur Verfügung. Die Verfügbarkeit von Stromspeichern ist daher kein limitierender
Faktor für den Kohleausstieg.

VERSORGUNGSSICHERHEIT IM RAHMEN EINER TRANSFORMATION DES STROMSEKTORS

Eine sichere und unterbrechungsfreie Stromversorung ist ein zentraler Baustein für den Wirtschaftsstandort Deutschland und darf auch bei zunehmender Dekarbonisierung im Zuge der Energiewende
nicht gefährdet werden. Um dies sicher zu gewährleisten, steht bereits heute ein breites Portfolio
an Technologien zur Verfügung. Sowohl die sog. gesicherte Leistung als auch andere heute vonkonventionellen Kraftwerken bereitgestellte Systemdienstleistungen können in einem Mix von erneuerbaren Energien, Reserve- und Gaskraftwerken, kurz- und langfristigen Speichern und flexiblen
Lasten im europäischen Verbund bereitgestellt werden.

TRANSFORMATION IM BEREICH DER ERZEUGUNG VON WÄRME AUS KOHLE

Im Rahmen der Umstellung der Stromversorgung ist auch die Sicherstellung der Wärmeversorgung
zu berücksichtigen, denn einige fossil befeuerte Kraftwerke produzieren neben Strom auch Wärme
für Haushalte oder Industrie. Technologisch stehen hier grundsätzlich Alternativen zur Verfügung,so z. B. die Substitution durch andere Energieträger (Erdgas, Abfall), die Nutzung industrieller Abwärme und Verbrauchsreduktion durch mehr Energieeffizienz. Solche Substitutionsmaßnahmen
haben allerdings einen Vorlauf (z. B. für Planung und Bau) von einigen Jahren. Dennoch steht die
Sicherheit der Wärmeversorgung der kurzfristigen Reduktion des Kohlestroms nicht entgegen, da
es ausreichend Kohlekraftwerke ohne bzw. mit nur sehr geringen Anteilen an Wärmeauskopplunggibt. Soweit Ersatzanlagen errichtet werden müssen, kann es für eine Übergangszeit zur Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung notwendig sein, dass Steinkohlekraftwerke in geringem Maße
weiterbetrieben werden. Bei den größeren Braunkohlekraftwerken werden oft mehrere Blöcke aneinem Standort betrieben. Bei einer Abschaltung älterer Kraftwerksblöcke kann die Wärmeversorgung übergangsweise durch die neueren Blöcke übernommen werden.

52
3.1 DAS ENERGIESYSTEM VON MORGEN»

Die gesamte Energiewirtschaft steht vor einer grundlegenden Transformation. Um die Klimaziele zu erreichen, muss die Stromversorgung Deutschlands vollständig aus erneuerbaren Energien erfolgen. Sonne und Windwerden in der Stromerzeugung die Hauptenergieträger sein.

»

Zusätzlich ist eine deutliche Steigerung der Energieeffizienz nötig, um den
Energiebedarf zu senken und die Umstellung auf 100 % Erneuerbare wirtschaftlich zu gestalten.

»

Mittelfristig wird Strom auch in der Wärmebereitstellung und im Verkehr
stark an Bedeutung gewinnen (Sektorkopplung). Nur wenn die CO2-Emissionen der Stromproduktion schnell gesenkt werden, wird die Sektorkopplung auch zu Emissionsreduktionen führen.

»

Die aktuelle Herausforderung liegt in der Systemintegration von erneuerbaren Energien in ein zunehmend flexibleres Stromsystem. Die dafür kurzund mittelfristig notwendigen Technologien (wie insbesondere Demand-Side Management, Netzausbau und Kurzzeitspeicher) stehen bereits zur
Verfügung.

»

Digitalisierung wird neue Geschäftsmodelle möglich und auch nötig machen.

Kernelemente des Energiesystems „von morgen“
Aus Klimaschutzgründen ist eineTransformation des Energiesystems erforderlich.
Eine Reduktion der Treibhausgase
um 95 % bis 2050 ist technologischmöglich.

Die Umstellung auf erneuerbare
Energien bedeutet einen grundlegenden Systemwechsel in derStromversorgung.

Aus Gründen des Klimaschutzes ist eine grundlegende technologische Umgestaltung
unseres Energiesystems unumgänglich. Zur Frage, wie das Energiesystem der Zukunft aussehen kann und soll, gibt es eine Vielzahl von Studien. Eine zentrale Aussage aller Studien ist, dass eine 95 %-ige Reduktion der Treibhausgase (THG) bis 2050
technologisch möglich ist (z. B. BCG und Prognos 2018; DENA 2018; BMUB 2016).
Parallel muss dauerhaft die Energieeffizienz in allen Sektoren gesteigert werden,um die Energiewende kostenoptimiert umsetzen zu können (BMWi 2017b).
Die Umstellung auf eine Stromversorgung, die im Wesentlichen auf erneuerbaren
Energien basiert, beinhaltet einen grundlegenden Systemwechsel. Langfristig wird
es keine durchlaufenden Grundlastkraftwerke auf Basis von fossilen Energieträgern
oder Uran mehr geben. Stattdessen wird eine Vielzahl von Quellen erneuerbarer
Energien zu unterschiedlichen Zeitpunkten und in unterschiedlichem Maße Stromzur Verfügung stellen. War die Stromversorgung bislang dadurch geprägt, dass das(Strom) Angebot stets der volatilen Nachfrage (Last) zu folgen hatte, ist mit derTransformation der Energieversorgung hin zu erneuerbaren Energien auch auf
Seiten des Angebots mit zunehmender Volatilität zu rechnen.

Phasen der Transformation
Ausgehend vom wachsenden Anteil an erneuerbaren Energien im Energiesystemlassen sich drei Phasen der Transformation ableiten (vgl. Abb. 3.1.1). In der ersten
Phase, die mittlerweile abgeschlossen ist, standen Innovation und Kostensenkung
im Bereich der Erneuerbaren im Vordergrund.

Themenblock 3

53
Abb. 3.1.1: Phasen der Energiewende - Transformation des Energiesystems und Ausbau
erneuerbarer Energien

Anteil EE am Stromerzeugungs-Mix

100 %Phase I
Entwicklung EE

Phase II
Systemintegration• Entwicklung und Markteinführung EE• Wesentliche Kostenreduktionen bei Wind
und PV• Geringe Auswirkungenauf das Stromsysteminsgesamt• EE übernehmen Systemfunktionen• Kurzzeitspeicher, Demandside Management, Netzausbau• Beginn der SektorkopplungPhase IIIÜbergang zu 100 %EE im Strommix

2017: 36 %• Sehr hohe Flexibilisierung von Angebot undNachfrage• Langzeitspeicher notwendig, Power-to-X

4%
1990

Atomausstieg

Kohleausstieg

Zeit

Quelle: eigene Darstellung, basierend auf (acatech 2017; Henning et al. 2014)

Aktuell befinden wir uns in der zweiten Phase, in der es vor allem darum geht, dieerneuerbaren Energien besser in das System zu integrieren. Bei einem steigenden
Anteil volatiler Einspeisung durch Wind und PV muss sich insbesondere die verbleibende Energieerzeugung auf Basis fossiler Energieträger flexibilisieren. Wo essinnvoll und wirtschaftlich ist, dient auch eine zunehmende Flexibilierung desVerbrauchs der Integration von Erneuerbaren in das Gesamtsystem. Dabei stehen
nicht nur technologische Fragen, sondern auch Fragen des Strommarktdesigns undder politischen Rahmenbedingungen im Vordergrund. Technologien, die in dieser
Phase benötigt werden, stehen bereits zur Verfügung oder sind in Entwicklung undMarktreife absehbar.

Die aktuelle Herausforderung
besteht darin, die erneuerbaren
Energien besser in das System zu
integrieren. Dies bedeutet auchdass Stromverbrauch und-erzeugung flexibler werden
müssen.

Erst wenn die Erneuerbaren hohe Anteile an der Stromerzeugung erreichen (Phase III),werden auch Langzeitspeicher benötigt. Diesbezügliche Technologien sind noch inder Entwicklung (im Einzelnen siehe Kap. 3.4).

Langzeitstromspeicher sind erst fürsehr hohe Anteile Erneuerbare
notwendig.

Flexibilisierung des Stromverbrauchs
Den Herausforderungen, die sich durch eine zunehmend fluktuierende Einspeisung
aus Erneuerbaren ergeben, muss durch eine Kombination unterschiedlichster Technologien und Handlungsansätze auf der Verbrauchs- und der Erzeugungsseite entsprochen werden. Auf Seiten der Erzeugung ist eine Diversifizierung der Standorte
der Erneuerbaren-Anlagen und ein entsprechender Ausbau der Stromnetze notwendig. Verbrauchseitig gibt es unterschiedliche Möglichkeiten, um eine immer
stärkere Flexibilisierung des Stromsektors zu erreichen: Dazu zählen vor allem
Lastmanagement (Demand-Side Management), die weitgehende Digitalisierungörtlicher Verteilnetze (z. B. der Trafostationen), die zunehmende europäische Integration der Strommärkte, sowie – für eine Übergangszeit – eine erhöhte Flexibilität im Bereich der verbleibenden konventionellen Kraftwerke. Der Ausbau vonStromspeichern ist eine weitere Option (von mehreren), um Angebot und Nachfrage zu einem Ausgleich zu bringen (Krzikalla, Achner und Brühl 2013; acatech,
Akademienunion und Leopoldina 2015).

Zur Flexibilisierung des Stromsystems stehen eine Vielzahl vonTechnologien und Handlungsansätzen zur Verfügung.

TECHNISCHE MACHBARKEIT EINER ENERGIEVERSORGUNG OHNE KOHLE

54
Es gibt ein hohes Potenzial fürLastmanagement in verschiedenen
Sektoren.

Für Lastmanagement besteht v. a. in Industriebetrieben ein großes Potenzial (Arnold
et al. 2016). Gemäß verschiedener Studien liegt das Potenzial zur kurzfristigen Reduktion des Stromverbrauchs (positive Regelleistung) hier zwischen etwa 0,5 GW
und 2 GW und zwischen etwa 0,7 und 4,4 GW für zusätzliche Verbraucher im Falleeines zu hohen Stromangebots (Krzikalla, Achner, and Brühl 2013). Im Zuge der Verbreitung „intelligenter“ Stromanwendungen bietet sich ein wachsendes Lastverlagerungspotenzial auch im Haushaltsbereich, z. B. bei Waschmaschinen, Trockner
und Kühl- bzw. Gefrierschränken (Krzikalla, Achner, und Brühl 2013). Laut Dena
Netzstudie II kann für den Haushaltssektor ein maximales positives Lastverlagerungspotenzial in Höhe von 6,7 GW und ein maximales negatives Potenzial in Höhevon 35,3 GW realisiert werden (DENA 2010). Für die deutsche Industrie ergibt sichdie Möglichkeit, in diesem Bereich neue Geschäftsmodelle und technologische Innovationen auch für den Export zu entwickeln (Energieagentur NRW 2016).

Sektorkopplung
Eine zentrale Säule des Energiesystems von morgen wird eine deutlich stärkere
Kopplung der energienachfragenden Sektoren untereinander sein. In der Vergangenheit wurden die Nachfragesektoren Elektrizität, Wärme, Verkehr sowie Industrie inder Regel getrennt betrachtet. Entsprechend wurden spezifische technische Lösungen und politische Rahmensetzungen überwiegend getrennt entwickelt. Für ein
effizientes, flexibles und robustes Energiesystem der Zukunft werden hingegensektorübergreifende Lösungen gefragt sein. Durch eine geschickte Sektorkopplung
ist es möglich,Durch die Nutzung von Strom inden Bereichen Mobilität undWärme (Sektorkopplung) ist eine
Reduktion von CO2-Emissionen
möglich.

und Wärme auf erneuerbare Energien umzustellen, um so die CO -Emis• Mobilität
sionen in diesen Feldern zu reduzieren undFlexiblität zu schaffen, indem für das fluktuierende Angebot von• zusätzliche
Energie aus Wind und Sonne zusätzliche Anwendungen eröffnet werden, v. a. in2

den Bereichen Mobilität und Wärme, einschließlich kostengünstiger Speichermöglichkeiten (insbesondere im Rahmen der Elektromobilität).

Die Umsetzung der Sektorkopplung wird Innovationen in unterschiedlichen Feldern
erfordern (Beispiel E-Mobilität) und mit Investitionen in neue Infrastrukturen (Beispiel Ladestationen für Elektroautos) verbunden sein. Für den Stromsektor stellt die
Sektorkopplung in vielen Fällen einen Paradigmenwechsel dar, wenn etwa unser
Energiesystem zunehmend durch dezentrale, miteinander über intelligente Steuerungen verknüpfte Einheiten geprägt wird (z. B. die Steuerung der Be- und Entladezyklen von Elektrofahrzeugen) und nicht mehr durch große zentrale Einheiten.
Die Energieeffizienz mussgesteigert werden, um die
Erhöhung des Stromverbrauchs auf
ein Minimum zu begrenzen.
Die CO2-Intensität des Stroms muss
sinken, nur dann schützt die
Sektorkopplung das Klima.

Diese zunehmende Vernetzung der Sektoren über den zentralen, weil vielseitigen
Energieträger Strom führt allerdings auch zu einer höheren Stromnachfrage (BCG
und Prognos 2018; Prognos und Öko-Institut 2017). Hier muss mit einer Erhöhung
der Energieeffizienz gegengesteuert werden, um den zusätzlichen Strombedarf auf
ein Minimum zu begrenzen. Außerdem muss die CO2-Intensität der Stromerzeugung
sinken. Deshalb ist die Reduzierung und Beendigung der Kohleverstromung eine
Vorraussetzung für eine sinnvolle Sektorkopplung.

Digitalisierung und Dezentralisierung in der Energiewirtschaft
Die Kopplung der Sektoren und die zunehmende Nachfrage nach Flexibilität, sowohl
auf der Angebots- als auch auf der Nachfrageseite, führen schon heute dazu, dasssich die Energieversorgungsunternehmen vom klassischen Energieversorger zum
umfassenden Energiemanager und -dienstleister weiterentwickeln, indem sie verschiedene Systemelemente miteinander verknüpfen (vgl. Abb. 3.1.2). Dabei ist die
Anforderung, CO2-frei Energie bereit zu stellen, nur ein Treiber in diesem Transformationsprozess. Ebenso bedeutend sind die zunehmende Digitalisierung von Wirtschaft und Gesellschaft sowie die zunehmende europäische Integration der Strommärkte. Für Netzmonitoring und zum ökonomisch optimierten Betrieb

Themenblock 3

55
unterschiedlicher Erzeugungsanlagen werden „smarte“ Systemdienstleistungenentwickelt werden. Darüber hinaus wird die steigende Dezentralisierung die Grenzen von Energieversorgern und Energieverbraucher/innen aufweichen. Als „Prosumer“ wird der Verbraucher gleichzeitig Erzeuger.
Abb. 3.1.2: Systemelemente einer digitalisierten Energiewirtschaft

Quelle: Wuppertal Institut (2018)

In diesem Umfeld einer stärker digitalisierten und sektorenübergreifenden Energiewirtschaft bieten sich für die Unternehmen zahlreiche Chancen. Ökologisch undökonomisch nachhaltige Dienstleistungskonzepte, in denen Kundinnen und Kunden
aktiv eingebunden sind, können das Aufgabenspektrum von Energieunternehmenvergrößern. Der Betrieb von (Groß-)Kraftwerken, der für viele Energieversorger bisher das „klassische“ Geschäftsmodell darstellte, wird hingegen mehr und mehr an
Bedeutung verlieren und durch andere innovative Geschäftsmodelle ersetzt werden
müssen.

Das Aufgabenfeld der Energiewirtschaft wird sich erweitern – dasbirgt Chancen für die Unternehmen.

TECHNISCHE MACHBARKEIT EINER ENERGIEVERSORGUNG OHNE KOHLE

56
3.2 DER AUSBAU ERNEUERBARER ENERGIEN UND DER
STROMNETZE»

Erneuerbare Energien decken mittlerweile mehr als ein Drittel des deutschen
Strombedarfs.

»

In Deutschland gibt es ausreichend Potenziale, um die Stromerzeugung aus
erneuerbaren Energien auch in den kommenden Jahrzehnten weiter deutlich zu steigern und den Strom sowohl aus Atom- als auch aus Kohlekraftwerken vollständig zu ersetzen.

»

Eine vollständig oder weitgehend auf erneuerbaren Energien basierende
Stromversorgung ist bis zum Jahr 2050 technisch und ökonomisch umsetzbar und laut Studien nicht teurer als eine weiterhin im Wesentlichen auf
fossilen Energieträgern basierende Stromversorgung.

»

Die Stromerzeugungskosten erneuerbarer Energien sind in den letzten 20
Jahren deutlich gesunken und befinden sich mittlerweile auf ähnlichem
Niveau wie die der fossilen Energien.

»

Das Erreichen der mittel- bis langfristigen Klimaschutzziele der Bundesregierung erfordert einen stärkeren Zubau von Erneuerbaren-Anlagenentsprechend der im Koalitionsvertrag vereinbarten Ausbauziele.

»

Verzögerungen beim Netzausbau sind kein limitierender Faktor für die
Umsetzung des Kohleausstiegs.

Ausbaupotenziale
Der Strombedarf Deutschlands
kann bis 2050 vollständig durch
erneuerbare Energien gedeckt
werden.

Die größten Ausbaupotenziale für
erneuerbare Energien liegen bei
Windenergie sowie Photovoltaik.

Themenblock 3

Es gibt heute einen breiten wissenschaftlichen Konsens darüber, dass es technischund ökonomisch möglich ist, bis 2050 den Strombedarf weitgehend durch heimischeerneuerbare Energien zu decken. Dies gilt selbst dann, wenn es mittel- bis langfristig zu einem Anstieg der Stromnachfrage durch eine verstärkte Nutzung von Strom(z. B. durch Elektromobilität und Wärmepumpen) kommen sollte (vgl. Abb. 3.2.1).
Während im Jahr 2000 mit 38 TWh lediglich 6,5 % des Bruttostromverbrauchs durch
erneuerbare Energien gedeckt wurden, waren es 2017 mit 218 TWh bereits 36,4 %(AG Energiebilanzen 2018a). Derzeit beträgt das Nettostromaufkommen aus allen
Energieträgern in Deutschland rund 566 TWh (AG Energiebilanzen 2018b). Verschiedenen Studien zufolge (BMVI 2015; UBA 2013a; Scholz 2010; UBA 2017c; BCG und
Prognos 2018) könnte die jährliche Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien bis
Mitte des Jahrhunderts auf mindestens 700 bis 800 TWh erhöht werden, wobei die
größten Ausbaupotenziale bei der Windenergie „onshore“ und „offshore“ sowie bei
der PV liegen.

57
Energie- und Klimaszenarien
Abb.3.2.1: Nettostromerzeugung und -verbrauch nach Energieträgern im Jahr 2017 sowie
nach verschiedenen Szenarien in den Jahren 2030 und 2050 (in TWh, ohne Pumpspeicherstrom, inkl. Nettoimport)
95 % Szenarien

80 % Szenarien

80 % Szenarien

95 % Szenarien

900

858
763

800
700
600

566
494

TWh

500

567

511

485

568

566

617

697

597

471

400
300
200
100
0
-100

Export

Ist
2017

ZS

80 %- KS 80
Pfad

KS 95 95 %- UBA 95
Pfad

ZS

2030
Atomenergie
Windenergie Onshore
Sonstige Erneuerbare

80 %- KS 80
Pfad

KS 95 95 %Pfad UBA 95

2050
Kohle (inkl. Öl und Sonstige)
Windenergie Offshore
Nettostromimport/-export

ErdgasPV
Wert = Stromverbrauch

Quelle: Darstellung Wuppertal Institut basierend auf „Ist“ (AG Energiebilanzen 2018a), “ZS” (Prognos, EWI, und GWS 2014), “80 %bzw. 95 % Pfad” (BCG und Prognos 2018), “KS80 bzw. KS95 (Öko-Institut und Fraunhofer ISI 2015), “UBA 95” (UBA 2017c)

Verschiedenen Studien zufolge (BCG und Prognos 2018; UBA 2017c; Öko-Institut undFraunhofer ISI 2015) erlaubt der weitere Ausbau der erneuerbaren Energien bereits
bis zum Jahr 2030 nicht nur die Kompensation der durch den Atomausstieg wegfallenden Stromerzeugung, sondern auch eine Kompensation fossiler Stromerzeugung. Abbildung 3.2.1 verdeutlicht, dass diese „wegfallende“ Stromerzeugung aus
Atom-, Braun- und Steinkohlekraftwerken bis 2030 insbesondere durch einen
weiteren Ausbau der Wind- und Solarenergie ausgeglichen werden könnte. Alle
Szenarien setzen voraus, dass die bestehenden Effizienzpotenziale ausgeschöpft
werden. In einigen der Szenarien führt dies sogar zu einem Rückgang des Strombedarfs.

Der weitere Ausbau der erneuerbaren Energien erlaubt sowohl die
Kompensation der durch den
Atomausstieg wegfallenden
Stromerzeugung als auch eine
Kompensation fossiler
Stromerzeugung.

Für alle Szenarien wurden detaillierte, stündlich auflösende Stromsystemmodelle
zugrunde gelegt, sodass Entwicklungspfade beschrieben werden, die einen hohen
Grad an Versorgungssicherheit gewährleisten. Die mit hohen Anteilen fluktuierender erneuerbarer Energien einhergehende Herausforderung in Bezug auf die Sicherstellung einer stetigen und zuverlässigen Stromversorgung kann den Szenarien
zufolge insbesondere mit Hilfe einer Flexibilisierung der Nachfrage, eines Aus- bzw.
Umbaus der Übertragungs- und Verteilnetze und des Einsatzes von (wenige Stunden
im Jahr laufenden) Back-up-Kraftwerken auf Basis von Erdgas oder synthetischem
Methan (gewonnen aus erneuerbarem Strom) gelöst werden. Auch die derzeit nochvon Kohlekraftwerken erbrachten Systemdienstleistungen können zukünftig –unter anderem durch erneuerbare Energien – ersetzt werden (vgl. Kap. 3.5).

Für die Versorgungssicherheit
spielen Flexibilisierung desStromverbrauchs und Spitzenlast-Gaskraftwerke eine wichtige
Rolle.

TECHNISCHE MACHBARKEIT EINER ENERGIEVERSORGUNG OHNE KOHLE

58
Anpassung der Ausbauziele
Ein weiterer dynamischer Ausbau
der Erneuerbaren ist in Zukunft
notwendig.

Eine entsprechende Transformation des Stromsystems, die mit den langfristigen
Klimaschutzzielen der Bundesregierung in Einklang steht, erfordert in den kommenden Jahrzehnten einen weiteren dynamischen Ausbau der erneuerbaren Energien. Das im Koalitionsvertrag der laufenden Legislaturperiode genannte Ziel eines
Erneuerbaren-Anteils von 65 % im Strombereich bis zum Jahr 2030 trägt diesem
Erfordernis Rechnung. Entsprechend ist es erforderlich, die technologiespezifischen
Ausbaupfade für Wind und PV anzupassen.

Erneuerbare Energien und Netzausbau
Der Umbau der Stromversorgung und der Zubau der Erneuerbaren stellt die Netzinfrastruktur vor neue Herausforderungen. Dies gilt u. a. für den Stromtransport vonden Erzeugungsschwerpunkten im Norden in die Verbrauchszentren im Süden sowie
eine verstärkte dezentrale Einspeisung von Erneuerbaren-Strom in die Verteilnetze.
Bereits im Jahr 2009 wurde mit der Verabschiedung des Energieleitungsausbaugesetzes (EnLAG) der Fokus auf die Beschleunigung des Netzausbaus auf Höchstspannungsebene gelegt. Für die Planung von neuen Trassen wurde die Netzentwicklungsplanung gesteuert durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) eingeführt. Fürdie Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren wurde im Jahr
2011 das „Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz“ (NABEG) verabschiedet. Darüber hinaus wurde mit dem Bundesbedarfsplangesetz die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und der vordringliche (Ausbau)Bedarf für bestimmte
Vorhaben verbindlich festgestellt.
Die Gesamtlänge der Leitungen, die sich aus dem EnLAG ergeben, liegt aktuell bei
rund 1.800 km. Unter Berücksichtigung des zweiten Quartals 2018 sind insgesamt
rund 1.150 km genehmigt und davon rund 800 km realisiert, das sind knapp 45 %der Gesamtlänge. Die Gesamtlänge weiterer bundesweit 43 Vorhaben nach dem
Bundesbedarfsplangesetz liegt bei etwa 5.900 km. Davon sind etwa 3.050 km als
Netzverstärkung/-optimierung kategorisiert und gut 2.800 km als Neubautrassen.
Insgesamt sind nach dem zweiten Quartal 2018 rund 600 km genehmigt, davon
rund 150 km realisiert. Für die großen Nord-Süd-Trasse Südlink und Südostlink
rechnet die BNetzA mit einer Fertigstellung in 2025.
Verzögerungen beim Netzausbau
sind kein Hemmnis für die
Umsetzung des Kohleausstiegs.

Zwar erfolgt der Netzausbau bisher verzögert, vor allem hinsichtlich der wichtigen
Nord-/Süd-Trassen. Der Netzausbau ist aber gleichwohl kein limitierender Faktor
für den weiteren Erneuerbaren-Zubau und die Umsetzung des Kohleausstiegs. Das
Ziel eines Erneuerbaren-Anteils von 65 % in 2030 fließt bereits in die aktuelle Netzentwicklungsplanung ein: In dem von der Bundesnetzagentur Mitte Juni 2018 genehmigten Szenariorahmen 2030 mit Stand 2019 wurde dieses Erneuerbaren-Zielallen Szenarien zugrunde gelegt und bildet somit die Basis für den künftigen Netzausbaubedarf. Im Koalitionsvertrag (Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und SPD2018) wurde zur besseren Synchronisierung des Ausbaus der erneuerbaren Energien
und des Netzausbaus eine stärkere regionale Steuerung des Erneuerbaren-Ausbaus
vereinbart. Darüber hinaus sollen die Genehmigungsverfahren beschleunigt sowie
vereinfacht und kurzfristige Verstärkungs- und Optimierungsmaßnahmen stärker
genutzt werden. Das Bundeswirtschaftsministerium hat bereits angekündigt, eine
Gesetzesnovelle mit entsprechenden Maßnahmen vorzulegen.

Entwicklung der Stromgestehungskosten
Langfristig ist eine auf erneuerbare
Energien basierende Stromversorgung günstiger als die Nutzung
fossiler Energieträger.

Themenblock 3

Vorliegende Studien (u. a. Fraunhofer IWES 2014; Agora Energiewende und Öko-Institut 2017) gehen davon aus, dass eine vollständig oder weitgehend auf erneuerbaren Energien basierende Stromversorgung bis Mitte des Jahrhunderts unter
entsprechenden Rahmenbedingungen (auch bei Vernachlässigung externer Kosten)etwas günstiger sein wird, als eine nach wie vor im Wesentlichen auf fossilen Energieträgern beruhende Stromversorgung.

59
Die in den letzten rund 20 Jahren unter anderem durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) ausgelöste Investitionsdynamik hat bedeutende Lern- sowie Skaleneffekte ausgelöst und dadurch maßgeblich dazu beigetragen, dass die spezifischen Investitionskosten und damit auch die Stromgestehungskosten insbesondere vonPV- und Windenergieanlagen deutlich gesunken sind. Mittlerweile sind die Stromgestehungskosten von neuen Onshore-Windenergieanlagen (4,0 bis 8,2 ct/kWh)und Freiflächen-PV-Anlagen (3,7 bis 6,8 ct/kWh) in Deutschland auf einem ähnlichen
Niveau wie die neuer Braunkohlekraftwerke (4,6 bis 8 ct/kWh), an guten bis mittelguten Standorten auch niedriger als bei neuen Steinkohlekraftwerken (6,3 bis 9,9ct/kWh) und neuen Erdgas-GuD-Kraftwerken (7,8 bis 10,0 ct/kWh) (ISE 2018). Bei denhier angegebenen Kosten für fossile Kraftwerke wurde für 2018 ein durchschnittlicher Zertifikatepreis in Höhe von 5,3 Euro/t CO2 angesetzt (ISE 2018).

Stromerzeugungskosten von Wind
und Solar liegen heute gleichaufoder sogar unter denen neuer
Kohle- und Gaskraftwerke.

Unberücksichtigt in diesen Kostenbetrachtungen sind die externen Kosten (Gesundheits- und Umweltschäden), die in der Regel die Bilanz zu Gunsten der erneuerbaren
Energien verbessern würden. Ebenfalls in dem Kostenvergleich unberücksichtigt
sind Systemkosten, die etwa durch Stromnetze und Maßnahmen zur Sicherstellung
einer kontinuierlichen und zuverlässigen Stromversorgung im Gesamtsystem entstehen (Samadi 2017). Diese Systemkosten liegen für hohe Anteile von fluktuierenden Erneuerbaren tendenziell höher, können aber nicht präzise einzelnen Erzeugungstechnologien zugeordnet werden.
In Zukunft werden bei PV- und Windenergieanlagen weitere Senkungen der Technologiekosten erwartet. Nachdem das EEG 2017 die Durchführung von Ausschreibungen für Wind- und PV-Anlagen ab einer Leistung von 750 kW sowie für Biomasse-Neuanlagen vorsieht, kann man zudem von wettbewerblichen Kostensenkungenausgehen. Darüber hinaus haben die CO2-Zertifikatspreise nach der letzten Reformdes Europäischen Emissionshandels ein höheres Niveau angenommen und werden
wohl auch in Zukunft weiter ansteigen (zur Entwicklung der Zertifikatspreise vgl.
Kap. 5.1). Dadurch verbessern sich die Wettbewerbsbedingungen zukünftig weiterzu Gunsten der Erneuerbaren.

TECHNISCHE MACHBARKEIT EINER ENERGIEVERSORGUNG OHNE KOHLE

60
3.3 DIE ROLLE VON ERDGAS UND SYNTHETISCHEM GAS»

Erdgaskraftwerke verursachen deutlich geringere CO2-Emissionen, sindbesser regelbar und im Bau kostengünstiger als Kohlekraftwerke. Sie können
im Rahmen eines Kohleausstiegs übergangsweise wichtige Aufgaben der
Versorgungssicherheit übernehmen.

»

Im Laufe des nächsten Jahrzehnts wird die Stromerzeugung aus Gaskraftwerken vorübergehend ansteigen, um einen Teil der wegfallenden bzw.
reduzierten Stromerzeugung aus Atom- und Kohlekraftwerken zu kompensieren.

»

Mittelfristig wird eine gegenüber heute höhere installierte Gaskraftwerkskapazität benötigt. Die Kraftwerke werden aber zunehmend als selten einzusetzende „Backup“-Kraftwerke dienen.

»

In einem mit den Klimazielen konformen treibhausgasneutralen Energiesystem kann kein fossiles Erdgas mehr eingesetzt werden. Synthetisch mit
erneuerbar erzeugtem Strom hergestelltes, CO2-neutrales Gas könnte nachdem Jahr 2040 aufgrund hoher Umwandlungsverluste und entsprechendhoher Kosten allenfalls punktuell Anwendungen ersetzen, die heute vonErdgas übernommen werden.

Geringere Emissionen als Vorteil der Verstromung von Erdgas gegenüber
Kohle
Erdgas wird in Deutschland gegenwärtig vor allem zur Bereitstellung von Raum- undProzesswärme sowie zur Stromerzeugung eingesetzt. Die Bruttostromerzeugung
auf Basis von Erdgas hat sich zwischen 1990 und 2017 von 36 TWh auf 87 TWh mehrals verdoppelt (AG Energiebilanzen 2018a). 2017 entsprach dies einem Anteil vonknapp über 13 % an der gesamten deutschen Bruttostromerzeugung. Mit 27 GW ist
in Deutschland eine Kraftwerksleistung auf Erdgasbasis installiert, die in etwa der
Größenordnung der installierten Leistung von Steinkohlekraftwerken entspricht.
Die CO2-Emissionen bei der Verstromung von Erdgas sind deutlich
geringer als bei der von Kohle.

Aus ökologischer Sicht ist Erdgas deutlich weniger schädlich als Kohle. Insbesondere ist die klimaschädigende Wirkung geringer: Die CO2-Emissionen einer Kilowattstunde Strom aus Erdgaskraftwerken (391 g/kWh) betragen weniger als die Hälfte
der Emissionen aus Steinkohlekraftwerken (863 g/kWh) und sogar nur ca. ein Drittel der von Braunkohlekraftwerken (1.151 g/kWh) (UBA 2017d). Auch unter Berücksichtigung der mit der Bereitstellung der Energieträger verbundenen Emissionen
von THG (also der Emissionen der „Vorkette“) behält Erdgas gegenüber Kohle einen
deutlichen Vorteil (Lambertz et al. 2012; Heath et al. 2014). Lediglich bei Erdgas, dasdurch sog. „Fracking“ gewonnen wird, entweichen relativ große Mengen klimaschädigendes Methan in die Atmosphäre, wodurch die gesamte Klimawirkungähnlich schlecht sein kann wie bei Kohlekraftwerken. Auch der Ausstoß von gesundheitsschädigenden Substanzen wie Schwefeldioxid, Stickoxid- und Quecksilber ist
bei Erdgaskraftwerken (pro erzeugter Kilowattstunde) deutlich niedriger als bei
Kohlekraftwerken (de Gouw u. a. 2014).

Gaskraftwerke eignen sich als Regelkraftwerke
Gaskraftwerke sind technischflexibler regelbar und weisen
spezifische niedrigere Investitionskosten auf als Kohlekraftwerke.
Sie sind daher gut geeignet,
Aufgaben der Versorgungssicherheit zu übernehmen.

Themenblock 3

Gaskraftwerke haben mehrere Eigenschaften, die sie zur Erbringung einer Vielzahl
von Energiesystemdienstleistungen prädestinieren. Daher eignen sie sich gut, um
die fluktuierende Stromerzeugung aus Wind- und Solarkraftwerken auszugleichen
und mithin einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit zu leisten (vgl. Kap.
3.5). So sind Gaskraftwerke technisch besser regelbar als Kohlekraftwerke (vgl. Kap.
1.4, Tab. 1.4.1). Außerdem sind die spezifischen Investitionskosten niedriger als die
von Kohlekraftwerken. Gaskraftwerke weisen daher bei geringen Auslastungen einebessere Wirtschaftlichkeit auf. Aus technischer und ökonomischer Sicht sind Gaskraftwerke also gut geeignet, Aufgaben der Versorgungssicherheit zu übernehmen.

61
Entsprechend sehen Studien zur Umsetzung der Klimaschutzziele für den Zeitraumbis 2030 einen schnellen Rückgang der Kohleverstromung vor, während die Stromerzeugung aus Erdgas etwa konstant bleibt oder leicht ansteigt (vgl. Abb. 3.3.1).
Zwischen 2030 und 2050 gehen diese Studien dann von einem Rückgang der mit
Erdgas produzierten Strommenge aus. Die CO2-Emissionen von Erdgas sind zwar
niedriger als die der Kohle, für das langfristige Ziel der THG-Neutralität muss allerdings auch Erdgas durch CO2-freie Energieträger ersetzt werden. Erdgas ist daher
nur eine relativ kurze Brücke in eine THG-neutrale Zukunft.

Bis zum Jahr 2030 wird Erdgas im
Strommix wichtiger, langfristig
sinkt der Ergasanteil aber.

Abb. 3.3.1: Nettostromerzeugung aus Kohle und Erdgas im Jahr 2017 sowie nach verschiedenen Szenarien in den Jahren 2030 und 2050 (in TWh)
80 % Szenarien

95 % Szenarien

95 % Szenarien

80 % Szenarien

250
216
200
150
121
100

82

116
70

50
0

110

93

89

70

59
35

47

36
0

Ist

80 %Pfad

KS 80

2017

KS 95

95 %- UBA 95
Pfad

80 %Pfad

2030

14 8
KS 80

0

13

KS 95

0 0

0 0

95 %- UBA 95
Pfad

2050
Kohle

ErdgasQuelle: Darstellung Wuppertal Institut basierend auf „Ist“ (AG Energiebilanzen 2018a), “80 % bzw. 95 % Pfad”(BCG und Prognos
2018), “KS80 bzw. KS95 (Öko-Institut und Fraunhofer ISI 2015), “UBA 95” (UBA 2017c)

Der in den Szenarien vorgesehene deutliche Rückgang der Erdgasverstromung
zwischen 2030 und 2050 geht allerdings nicht im gleichen Maße mit einem Rückgang von installierter Gaskraftwerkskapazität einher, denn auch Mitte des Jahrhunderts werden Erdgaskapazitäten noch als „back up“ benötigt, um in Zeiten
witterungsbedingt sehr geringer PV- und Windeinspeisung (speziell im Falle einersog. „Dunkelflaute“) eine sichere und kontinuierliche Stromerzeugung zu gewährleisten. Die Volllaststunden von Gaskraftwerken müssen aber spätestens nach 2030
kontinuierlich sinken, damit die CO2-Emissionen entsprechend der Klimaziele zurückgehen.

Der Rückgang der Erdgasverstromung zwischen 2030 und 2050
geht nicht mit einem entsprechenden Rückgang von installierter
Gaskraftwerkskapazität einher,
denn Erdgaskapazitäten werden
weiter als „back up“ benötigt.

Synthetisches Gas
Langfristig, ab etwa 2040, könnte verstärkt synthetisches Gas statt Erdgas verstromt
werden. Dieses Gas könnte im In- oder Ausland auf Basis von mit erneuerbaren
Energien erzeugtem Wasserstoff und unter Zuführung von CO2 produziert werden(sog. „Power-to-Gas“, PtG) und ist potenziell – je nach verwendeter CO2-Quelle – klimaneutral. Zu beachten sind hierbei allerdings die relativ hohen energetischen
Umwandlungsverluste während des Erzeugungsprozesses (DBI Gastechnologisches
Institut et al. 2017), die eine Herstellung zumindest auf der Basis heimischer erneuerbarer Energien begrenzen. Die entsprechenden Technologien sind derzeit noch inder Entwicklung, so dass noch erhebliche Unsicherheiten bezüglich der Kosten
bestehen.

Synthetisches Gas kannklimaneutral hergestellt werden,
es entstehen jedoch relativ hoheenergetische Umwandlungsverluste.

TECHNISCHE MACHBARKEIT EINER ENERGIEVERSORGUNG OHNE KOHLE

62
Synthetisches Gas könnte insbesondere dort eingesetzt werden, wo eine Elektrifzierung schwierig ist (etwa bei Flugzeugen, Schiffen, Lastwagen). Vorteilhaft ist auch,dass die bestehende Gasinfrastruktur (Netze und Speicher) weiter genutzt werden
kann. Unterschiedliche Szenarien weisen jedoch sehr unterschiedliche Anteile vonsynthetischem Gas (und synthetischen Kraftstoffen insgesamt) aus (vgl. etwa DENA
2018). Als Fazit kann festgehalten werden, dass PtG in der Energiewirtschaft, insbesondere aufgrund seiner Speicherfähigkeit, in einem künftigen Energiesystem
Anwendung finden wird. Von einer Substitution von Erdgas in der Breite kann allerdings alleine aufgrund der hohen Umwandlungsverluste nicht ausgegangen werden.

Themenblock 3

63
3.4 BEDEUTUNG VON SPEICHERTECHNOLOGIEN»

Speicher, mit denen Strom gespeichert und bei Bedarf ergänzend in das Netz
eingespeist werden kann, werden in Zukunft an Bedeutung gewinnen.

»

Für kurzfristige Anwendungen haben Speichertechnologien bereits einehohe technologische Reife und ihre Kosten sinken rapide.

»

Mittel- bis langfristig besteht Entwicklungsbedarf, insbesondere für sog.
saisonale Speicher, die große Energiemengen über lange Zeiträume speichern
können.

»Mittelfristig werden aber auch andere Flexiblisierungsoptionen, etwa Sektorkopplung, stromgeführte Kraft-Wärme-Kopplung und Demand-SideManagement (auch mit Hilfe von Wärmespeichern), noch kostengünstiger
sein als Stromspeicher.

»

Die Verfügbarkeit von Stromspeichern ist daher kein limitierender Faktor
für die Umsetzung des Kohleausstiegs.

Netzgekoppelte Stromspeicher vs. flexible Stromverbraucher und nicht netzgekoppelte Energiespeicher
Für die Bewertung der Frage, welche Rolle Speicher im Rahmen des Transformationsprozesses spielen, muss zwischen netzgekoppelten Stromspeichern und flexiblen
Stromverbrauchern unterschieden werden. Das entscheidende Merkmal eines netzgekoppelten Stromspeichers ist, dass Strom ein- und vor allem auch wieder ausgekoppelt werden kann. Dies unterscheidet netzgekoppelte Stromspeicher etwa vonBatterien für Laptops, Handys etc., aus denen kein Strom mehr in das Stromnetz
zurückfließt. Beispiele etablierter Technologien für netzgekoppelte Stromspeicher
sind Pumpspeicherkraftwerke, Batterien (z. B. Akkus von E-Autos), Schwungräder etc.

Netzgekoppelte Stromspeicher
machen eine aktive Stromeinspeisung zurück in das Stromnetz
möglich.

Jenseits von netzgekoppelten Stromspeichern gibt es eine Reihe von Energiespeichern, die auch ohne Netzkopplung Berührungspunkte mit dem Stromsystem haben- aus denen aber kein Strom in das Stromnetz eingespeist werden kann. Zu beachten
ist hierbei allerdings, dass abhängig von der eingesetzten Technik teils erhebliche
Energieverluste mit derartigen Speichern verbunden sein können. Ein Beispiel sind
etwa Wärmespeicher. Durch sie können z. B. Produktionsprozesse in der Industrieflexibilisiert werden. Ein weiteres Beispiel sind die sog. Power-to-X Systeme, die sichgegenwärtig in der Entwicklung befinden. Hier werden Energieträger (wie etwa
Wasserstoff) durch Strom synthetisch hergestellt (vgl. Kap. 3.3). Auch hier besteht
die Möglichkeit, die Produktion vorzugsweise dann vorzunehmen, wenn ein großes
Angebot von Solar- und Windstrom bei sonst geringer Nachfrage herrscht. Eine
spätere Rückwandlung der synthetisch hergestellten Energieträger in Strom ist zwar
möglich, eine Nutzung in anderen Sektoren aber wirtschaftlicher. Eine Produktion
dieser Energieträger auf Basis von Strom aus fossil betriebenen Kraftwerken führt
aufgrund der hohen Umwandlungsverluste nur zu zusätzlichen CO2-Emissionen.

Speicherbedarf und Optionen
Aktuell wird der überwiegende Anteil der Stromspeicherleistung über Pumpspeicherkraftwerke zur Verfügung gestellt. Die Angaben zur Speicherleistung variieren
aufgrund unterschiedlicher Bewertungen zwischen 6 und 11 GW, bei einem Speichervolumen von ca. 40 GWh (BCG und Prognos 2018; Deutscher Bundestag 2017).
Durch den zukünftig steigenden Anteil von fluktierenden erneuerbaren Energien
wird auch der Speicherbedarf ansteigen, um Angebot und Nachfrage ausgleichen
zu können. Dabei gibt es sehr unterschiedliche Einsatzfelder, von Kurzzeitspeichern,
die Strom zur Netzstabilisierung für weniger als eine Sekunde speichern, bis hin zu
sog. saisonalen Speichern, die große Mengen Energie über lange Zeiträume kostengünstig und verlustfrei speichern können müssen (vgl. Abb. 3.4.1). Ohne hier auf

TECHNISCHE MACHBARKEIT EINER ENERGIEVERSORGUNG OHNE KOHLE

64
Viele kurzfristige Speicher verfügen
bereits über eine hohe technologische Reife. Entwicklungsbedarf
besteht inbesondere für sog.
saisonale Speicher.

Spezifika und Entwicklungsstände einzelner Technologien eingehen zu können,
lässt sich sagen, dass Entwicklungsbedarf insbesondere für saisonale Speicher besteht, während viele kurzfristige Speicher bereits über eine hohe technologische
Reife verfügen (Wuppertal Institut, Fraunhofer ISI und IZES 2018; VDI 2017; Fraunhofer 2015).
Abb.3.4.1: Vergleich verschiedener Energiespeicher: Speicherkapazität und Ausspeicherdauer
Musterhaushalt(2 Personen) 2,9MWh/aJahresstrombedarf der Haushalte*

Dorf (100 Einwohner)
145 MWh/a

Stadt: Regensburg(150.000 Einw.)
217 GWh/aGroßstadt: Berlin
3,5 Mio. Einw.)
5,1 TWh/aPower to Gas

1 JahrWärmespeicher

1 Monat
1 WocheKavernenspeicher(Methan, Wasserstoff )latentBatterien

Redox Flow

Natrium-Schwefel

1 Std.

Lithium-Ionen
Blei-Säure

Kondensatoren

Porenspeicher

Fernwärmespeicher

sensibel

1 Tag

Pumpspeicherwerke
Druckluftspeicher(Kavernen)

chemisch

1 Min.

} thermischmechanischSchwungmassenspeicher} elektrochemisch} elektromagnetisch} elektrisch1 Sek.
Spulen

100 ms
1 kWh

1 MWh

1 GWh

1 TWh

Quelle: eigene Darstellung auf Basis von Sterner und Stadler 2017
* ohne Industrie und GHD; Strombedarf pro Person: 1,45 MWh/a. Die Datenwolken geben Bereiche an, in denen sicheinzelne heute bereits realisierte Anlagen in Deutschland bewegen.

Saisonale Speicher werden erst bei
einem sehr hohen Anteil erneurbarer Energien am Strommix
gebraucht.

Ein erheblicher Bedarf für saisonale Speicher wird in den meisten Szenarien undStudien erst für ein Energiesystem prognostiziert, das zu einem überwiegenden Teil
Strom aus Erneuerbaren bereitstellt (VDI 2017; Agora Energiewende 2014; acatech,
Akademienunion und Leopoldina 2015). Bis dahin können die steigenden Flexibilisierungbedarfe über kostengünstigere Optionen wie Flexibilisierung des Stromverbrauchs (inkl. Wärmespeicher), Netzausbau, Kurzzeitstromspeicher und Gaskraftwerke gewährleistet werden (vgl. Kap. 3.1). Erst für den folgenden Ausstieg aus derErdgasverstromung werden saisonale Speicher nötig (wie etwa Power-to-X). Insofern
stellt die Verfügbarkeit von Stromspeichern keinen limitierenden Faktor für den
Transformationsprozess im Stromsektor dar.

Bis 2040 ist mit einem Kostenrückgang um 60 % bei Kurzzeitspeichern zu rechnen, z. B. für Elektrofahrzeuge und Photovoltaikanlagenin Haushalten.

Für Batteriespeicher wird mittel- bis langfristig das größte Potenzial in Elektrofahrzeugen und PV-Anlagen in Haushalten erwartet (acatech, Akademienunion und
Leopoldina 2015). Hier sind die Kosten in den letzten Jahren stark gesunken und dieInternationale Energieagentur (IEA) geht von einem weiteren Kostenrückgang um
60 % bis 2040 aus (IEA 2017c). Bereits heute sind Batteriespeicher für PV-Anlagenschon wettbewerbsfähig, soweit sie zur Optimierung des Eigenverbrauchsanteils
verwendet werden.

Themenblock 3

65
3.5 VERSORGUNGSSICHERHEIT IM BEREICH STROM»

Die Versorgungssicherheit hat verschiedene Dimensionen: Im Vordergrund
stehen die gesichert vorhandene Leistung entsprechend der jeweils abgefragten Last sowie die Netz- und Systemstabilität (die u. a. über die sog.
Systemdienstleistungen abzusichern ist).

»

Aufgrund heute vorhandener Überkapazitäten können in Deutschland –auch bei gleichzeitigem Ausstieg aus der Kernenergie – weitere Schritte zur
Reduzierung der Kohleverstromung gegangen werden. Dabei kann hinreichend gesichert vorhandene Leistung durch ein Zusammenspiel von erneuerbaren Energien, Reserve- und Gaskraftwerken, Kurz- und Langzeitspeichern, flexiblen Lasten und Austausch mit dem Ausland bereitgestellt
werden.

»Die gegenwärtig von Kohlekraftwerken bereitgestellten Systemdienstleistungen können von bereits heute verfügbaren anderen Technologien (Gaskraftwerke, erneuerbare Energien, Speicher) übernommen werden.

Eine sichere und unterbrechungsfreie Stromversorung ist ein zentraler Baustein fürden Wirtschaftsstandort Deutschland. Versorgungssicherheit gliedert sich in verschiedene Dimensionen: Im Vordergrund steht, dass eine langfristig ausreichende,
gesichert vorhandene Leistung zur Verfügung gestellt wird. Zum anderen müssen
wesentliche Systemparameter (Spannung, Frequenz) auch kurzfristig in ihrem jeweiligen Nennbereich stabil gehalten werden (Netz- und Systemstabilität). Hiervon
zu unterscheiden ist die aktive Netzführung durch den sog. Redispatch, d. h. die
kurzfristige Anpassung der Fahrweise von Kraftwerken gegenüber der ursprünglichen Planung (vgl. Kap. 1.4).

Zur Versorgungssicherheit gehören
sowohl die gesicherte Leistung als
auch andere kurzfristige Systemdienstleistungen.

Methodische Ansätze zur Berechnung der gesichertem LeistungIm gesamten Stromsystem ist sicherzustellen, dass zu jedem Zeitpunkt mit hoher
Wahrscheinlichkeit jede auftretende Last durch eine entsprechende Erzeugungskapazität gedeckt werden kann. Der diesbezügliche Nachweis wird klassischerweise über Leistungsbilanzen erbracht, die die folgenden Elemente berücksichtigen:• Zur Verfügung stehende konventionelle thermische Kraftwerke,• Pumpspeicherkraftwerke,• Kraftwerke auf Basis von erneuerbaren Energien,• Kraftwerke der Netzreserve und Sicherheitsbereitschaft,• Nicht einsetzbare Kraftwerke, Revision und Ausfälle,• Möglichkeiten der Absenkung kontrahierter Lasten,• Vorhaltung von Kraftwerksleistung für Systemdienstleistungen.

Abhängig von der methodischen Herangehensweise, werden darüber hinaus auchweitere Elemente bei der Leistungsbilanzierung berücksichtigt:• Gesicherte Leistung durch die Einbettung in einem europäischen Gesamtsystem,• Reaktivierbare Kraftwerke aus der Kaltreserve,• Netzersatzanlagen (Notstromaggregate),• Marktbasierte Lastanpassung,• Dezentrale Speicher.

Es gibt unterschiedliche
methodische Ansätze die gesicherte Leistung zu berechnen.

Für die perspektivische Betrachtung wird bei jeder Form der Leistungsbilanzierung
die künftige Nachfrage- und Kraftwerkskapazitätsentwicklung aufgrund von Neubau und Stilllegungen berücksichtigt.

TECHNISCHE MACHBARKEIT EINER ENERGIEVERSORGUNG OHNE KOHLE

66
Entwicklung der gesicherten Leistung und Spielräume für zusätzliche Stilllegungen von Kraftwerken
Von den 216 GW Kraftwerksleistung tragen 118 GW zur gesicherten
Leistung bei.

Die Frage nach einer künftig vorhandenen Versorgungssicherheit erfordert eine
Prognosebetrachtung ausgehend vom aktuellen Kraftwerkspark. In 2017 waren in
Deutschland rund 216 GW Netto-Kraftwerksleistung installiert (BNetzA 2018a; UBA
2018a), wovon etwa 118 GW Kraftwerken zuzurechnen ist, welche prinzipiell einen
substanziellen Beitrag zur gesicherten Leistung liefern können. Für zukünftige Betrachtungen müssen Annahmen über die Außerbetriebnahme von Kraftwerken
und die Installation neuer Kraftwerke getroffen werden. Zu berücksichtigen sindinsofern die Stilllegung der letzten Kernkraftwerke Ende des Jahres 2022 und das
Auslaufen der Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft im Oktober 2023 (zusammen 12,2
GW). Hinzu kommen Stilllegungen von Kraftwerken aus ökonomischen Gründen
in aus heutiger Sicht unbekannter Höhe. Dem ist bis 2020/2023 ein Neubau vonetwa 2 bis 4 GW Kraftwerksleistung (BNetzA 2018a) gegenüberzustellen.

Für die Bewertung der Versorgungssicherheit ist das Jahr
2023 ein wichtiger Meilenstein, dadann die letzten Atomkraftwerke
vom Netz gegangen sein werden.

Für die Frage nach Spielräumen für zusätzliche Stilllegungen von Kraftwerken ist
insofern das Jahr 2023 von Interesse. Sie wird auf Basis der o. g. unterschiedlichen
methodischen Ansätze allerdings im Ergebnis sehr unterschiedlich beantwortet:
Die Betrachtungsweise der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) führt für das laufende Jahr zu folgendem Ergebnis: Die ÜNB gehen für das Jahr 2018 von einer gesicherten Leistung von 87 GW aus. Die Höchstlast inkl. der benötigten Kraftwerksleistungzur Bereitstellung von Systemdienstleistungen und der heute möglichen Lastreduktion wird für 2018 in einer Größenordnung von etwa 82 bis 84 GW gesehen. Perspektivisch kommen die ÜNB zu dem Ergebnis, dass die Höhe der gesicherten Leistungkontinuierlich sinkt und im Jahr 2020 auf Höhe der Höchstlast liegt (50Hertz u. a.
2017). Die Stilllegung der letzten Atomkraftwerke bis zum Jahr 2022 würde demnachohne zusätzliche Maßnahmen zu einer Deckungslücke bei der gesicherten Leistung
führen. Bei dieser Betrachtung werden allerdings diverse o. g. Möglichkeiten, gesicherte Leistung bereitzustellen, nicht berücksichtigt oder diesbzgl. nur sehr „konservative“ Einschätzungen vorgenommen. So repräsentieren die in der Analyse derÜNB angenommenen Verfügbarkeiten von konventionellen und erneuerbaren
Kraftwerken eher eine untere Grenze der wahrscheinlich vorhandenen Verfügbarkeiten (Bundesnetzagentur 2018).
Auch der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) kommt zu dem
Schluss, dass im Jahr 2023 eine Deckungslücke vorliegt. Für 2025 schätzt er, dass etwa
75 GW konventionelle Kraftwerkskapazität in Betrieb seien und damit rund 15 GW
weniger als im Jahr 2018. Nach den Berechnungen des BDEW liegt die verfügbare
konventionelle Kapazität damit unterhalb der Höchstlast von mehr als 80 GW (BDEW
2018). Bei dieser Einschätzung bleibt allerdings die Verfügbarkeit von über konventionelle thermische Anlagen hinausgehenden disponiblen Erzeugungseinheiten
wie Abfallverbrennungsanlagen, Pumpspeicher, Biomasse- und Laufwasserkraftwerke etc., die heute zusammen eine installierte Leistung von über 11,8 GW umfassen, ebenso unberücksichtigt wie abschaltbare Lasten.

Zur Bewertung der gesicherten
Leistung im Jahr 2023 (ohneweitere Maßnahmen) gibt es
unterschiedliche Einschätzungen.

Agora Energiewende greift die Leistungsbilanz der ÜNB auf, kommt allerdings
unter Berücksichtigung zusätzlicher im Ausland kontrahierbarer Leistung und derAnnahme höherer Verfügbarkeitswahrscheinlichkeiten der Energiewandler zu dem
Schluss, dass 2023, trotz der geplanten Außerbetriebnahme der letzten Kernenergieanlagen und dem Auslaufen der Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft (vgl. Kap. 5.3)
von zusammen 12,2 GW, noch eine Überkapazität von 10 bis 15 GW an gesicherter
Leistung verbleibt. Dabei berücksichtigt Agora Energiewende die Realisierung marktlicher Lastmanagementpotenziale (Agora Energiewende 2017c).
Studien mit einem Betrachtungszeitraum über 2023 hinaus zeigen Wege auf, wieauch bei einer Transformation des Energiesystems entsprechend der Klimaziele die
Bereitstellung von genügend gesicherter Leistung möglich ist. Dabei werden detaillierte Fundamentalmodelle des europäischen Energiemarktes verwendet und Kraft-

Themenblock 3

67
werksverfügbarkeit sowie Kraftwerkseinsatz in stündlicher Auflösung berechnet.
Als Rahmenbedingung wird angenommen, dass erneuerbare Energien ausgebaut,
Speicher auf Basis vorhandener Technologien installiert und Lastmanagement sowie
eine starke Integration in den europäischen Strommarkt realisiert werden. Ein Zubau von Gaskraftwerken ist dann nur in einem sehr beschränkten Maße, vorwiegend
als reine Backup-Kraftwerke, notwendig (wegen der niedrigen Kapitalkosten, aberhohen Produktionskosten) (Prognos und Öko-Institut 2017; IZES 2015; Öko-Institut
2017c; Energy Brainpool 2017a). Konsens dürfte insofern bestehen, dass sowohl bei
Stilllegungen, als auch bei einem ggf. notwendigen Neubau von Gaskraftwerken
aus Netzstabilitätsgründen die geografische Verteilung der Kraftwerke zu berücksichtigen ist.

Ein Zubau von Gaskraftwerken ist
nur in einem sehr beschränkten
Maße (als reine Backup-Kraftwerke)
notwendig.

Jenseits der hier behandelten Frage, welche technischen Kapazitäten für die Versorgungssicherheit existieren, sei an dieser Stelle explizit auf Kap. 1.1 verwiesen indem die institutionellen Prozesse dargestellt sind, mit denen in Deutschland sichergestellt wird, dass Kraftwerksstilllegungen nicht zu Lücken in der Versorgungssicherheit führen.

Bereitstellung von Systemdienstleistungen
Zur Sicherstellung eines stabilen und robusten Stromsystems sind überdies die sog.
Systemdienstleistungen entscheidend. Sie sichern Frequenz-, Spannungsstabilität
und erlauben einen Versorgungswiederaufbau nach einem Stromausfall. Die Sicherstellung der Deckung der Stromnachfrage wird durch einen zeitlich gestaffelten
Regelmechanismus sichergestellt. Abb. 3.5.1 zeigt die marktlich ausgeschriebenen
Systemdienstleistungen. Neben diesen gibt es noch weitere Systemdienstleistungen,welche heute implizit erbracht oder über spezifische Verträge mit den ÜNB gesichert
werden. Dies sind unter anderem die Momentanreserve, Blindleistungsmanagement,
Schwarzstartfähigkeit und die Bereitstellung von Kurzschlussströmen (vgl. Box 3.1).
Diese Systemdienstleistungen werden momentan nahezu ausschließlich von konventionellen Kraftwerken bereitgestellt. Im Rahmen einer Reduktion der Kohleverstromung können diese Systemdienstleistungen zunehmend von heute bereits
verfügbaren Technologien (Gaskraftwerke, Erneuerbare, Speicher) übernommen
werden.

Die heute von Kohlekraftwerken
bereitgestellten Systemdienstleistungen können von bereits
verfügbaren anderen Technologien(Gaskraftwerke, Erneuerbare,
Speicher) übernommen werden.

Abb. 3.5.1: Netzanforderungen an Kraftwerke zur Primär- und Sekundärregelleistungsowie Minuten- und Stundenreserve

Leistung

Sekundärregelleistung
Primärregelleistung

Stundenreserve

Minutenregelleistung

0 5s

30s

5 min

15 minZeit nach Systemanforderung

1hQuelle: Eigene Darstellung nach (Görner 2016)

TECHNISCHE MACHBARKEIT EINER ENERGIEVERSORGUNG OHNE KOHLE

68
Box 3.1: Systemdienstleistungen

Themenblock 3

Primärregelleistung:Marktlich ermittelter, durch alle am Stromnetz beteiligten ÜNB zur Verfügung gestellter Leistungspuffer, der nach spätestens 30 Sekunden vollumfänglich
und bis zu 5 Minuten zur Verfügung stehen muss.

Sekundärregelleistung:Marktlich ermittelte, durch den von einer Störung
betroffenen ÜNB zur Verfügung gestellte Leistungsreserve, die nach spätestens 5 Minuten vollumfänglich
zur Verfügung stehen muss.

Minutenreserve:

Marktlich ermittelte, innerhalb von 15 Minuten vollständig zu erbringende Leistung.

Stundenreserve:

Ist kein Produkt am Regelenergiemarkt. Konnte eine
Bilanzabweichung nach 60 Minuten nicht vom Verursacher behoben werden, ist der Verursacher derAbweichung selbst dafür verantwortlich, einen Ausgleich über den Intraday-Handel an der Spotbörse oderüber außerbörslichen Handel durchzuführen.

Momentanreserve:

Unmittelbar mit dem Zeitpunkt einer Störung, aufgrund der sich im System befindlichen trägen rotierenden Massen, in den Generatoren konventioneller
Kraftwerke zur Verfügung stehende Reserve.

Blindleistungsmanagement:

Um die Versorgungssicherheit zu garantieren, ist auchdas Einhalten von spezifischen Spannungswerten im
kompletten Netz notwendig. Dies wird über das Blindleistungsmanagement realisiert, das heute vor allemüber die konventionellen Kraftwerke (Synchrongeneratoren) realisiert wird.

Kurzschlussströme:

Im Falle eines Kurzschlusses einer Leitung oder eines
Transformators wird dieser durch fest installierte
Schutzvorrichtungen automatisch vom Netz getrennt.
Damit diese Schutzvorrichtungen auslösen, musszwischen dem Netz und der Fehlerstelle ein Kurzschlussstrom fließen, welcher heutzutage automatischaus den Synchrongeneratoren der thermischen Kraftwerke bereitgestellt wird. Eine Reduzierung der konventionellen Kraftwerkskapazität verringert prinzipiell das Kurzschlussstromniveau. Allerdings reduziert
der in den nächsten Jahren realisierte Netzausbau den
Kurzschlussstrombedarf. Es wird mittelfristig kein
Handlungsbedarf bzgl. einer zusätzlichen Kurzschlussstrombereitstellung gesehen (Bundesnetzagentur 2015).

69
3.6 TRANSFORMATION IM BEREICH DER ERZEUGUNG VONWÄRME AUS KOHLE»

Im Rahmen eines Ausstiegs aus der energetischen Nutzung von Kohle ist
auch die Sicherstellung der Wärmeversorgung zu berücksichtigen.

»

Kohlekraftwerke produzieren durch Kraft-Wärme-Kopplung 3,5 % der gesamten Wärme in Deutschland. Diese Wärme wird sowohl zum Heizen von
Gebäuden als auch in industriellen Produktionsprozessen verwendet.

»

Die im Kohlebereich typischen größeren Kraftwerksblöcke koppeln zum
Teil keine oder nur sehr wenig Wärme aus (Ausnahmen sind die Braunkohlekraftwerke Schwarze Pumpe, Schkopau, Lippendorf). Daher ist es bei
größeren Kraftwerksblöcken vergleichsweise einfach, die Wärmeproduktion – sofern vorhanden – zu ersetzen oder auch nur die Blöcke aus dem
Gesamtverbund stillzulegen, die keinen Beitrag zur Wärmeversorgung
leisten.

»Mittelfristig ist der Verzicht auf Wärmeversorgung auf Basis von Kohle
möglich. Für den Ersatz von Kohle-Kraft-Wärme-Kopplung stehen technologische Alternativen zur Verfügung (Substitution durch Erdgas oder Abfall
oder die Nutzung industrieller Abwärme). Für Genehmigungsverfahren,
Ausschreibungen und den Bau der Ersatzanlagen muss mit einem Zeitraumvon 4 bis 5 Jahren gerechnet werden. Zu beachten ist, dass die Klimaziele
letztlich eine Umstellung auf treibhausgasneutrale Wärmeerzeugung durch
erneuerbare Energien erforderlich machen.

Wärmebereitstellung durch Kohlekraftwerke
Viele Kohlekraftwerke sind KWK-Anlagen. Dies bedeutet, dass die bei der Stromerzeugung produzierte Abwärme nutzbar gemacht wird, etwa zur Beheizung und
Warmwasserbereitung oder für Produktionsprozesse (z. B. Prozessdampf). Durchdiese Kopplung erhöht sich der Nutzungsgrad der eingesetzten Primärenergie deutlich. Bei einer Reduzierung von Kohlekapazitäten muss der Umstand, dass viele
Kohlekraftwerke Wärme auskoppeln, berücksichtigt werden.

Bei einer Reduzierung vonKohlekapazitäten muss der
Umstand, dass viele Kohlekraftwerke Wärme auskoppeln,berücksichtigt werden.

Insgesamt spielt der Energieträger Kohle für die Wärmeversorgung aber eine vergleichsweise geringe Rolle (vgl. Tab 3.6.1). Bezogen auf die gesamte Wärmenutzung
beträgt der Kohle-KWK-Anteil 3,5 %. Von der gesamten KWK-Wärmeerzeugung voninsgesamt 224 TWh in 2016 entfallen nur 31,4 TWh auf die Steinkohle und 18 TWh
auf die Braunkohle, der Rest entfällt im Wesentlichen auf Erdgas und Biomasse. Im
KWK-Wärmemarkt beträgt der Kohleanteil insgesamt nur 22 %. In bestimmten
Regionen besteht für die Abnehmer jedoch eine strukturelle Abhängigkeit (etwaüber Anschluss an Wärmenetze). Hier ist ein Ersatz grundsätzlich möglich, jedoch
ist hierfür in der Regel ein entsprechender zeitlicher Vorlauf erforderlich.

Kohle spielt für die Wärmeversorgung nur eine vergleichsweise
geringe Rolle. Bezogen auf die
gesamte Wärmenutzung beträgt
der Kohle-KWK-Anteil nur 3,5 %.

Mit Blick auf die Wärmebereitstellung lassen sich drei Kraftwerks-Kategorien bilden(vgl. Tab. 3.6.1):

I. Braun- und Steinkohlekraftwerke, die keine Wärme auskoppeln
Die installierte Leistung der Steinkohlekraftwerke, die keine Wärme auskoppeln,
beträgt aktuell 4,9 GW. Davon ist für 0,7 GW bereits eine Stilllegung geplant (endgültige Stilllegungsanzeigen für die Blöcke Gernsteinwerk und Lünen 6 liegen bei
der BNetzA vor) (BNetzA 2018c), so dass im Jahr 2020 die installierte Leistung derSteinkohlekraftwerke ohne KWK etwa 4,2 GW betragen wird. Davon wurden 2,7 GW
vor 1990 errichtet. 1,5 GW entfallen auf neuere Kraftwerke, die erst in den letzten
Jahren in Betrieb genommen wurden (vgl. auch Darstellung in Kap. 1.1, Abb. 1.1.3).
Die installierte Leistung der Braunkohlekraftwerke, die keine Wärme auskoppeln,
beträgt aktuell 7 GW. Davon wird bis 2020 eine Kraftwerkskapazität von 0,9 GW in

Aktuell werden 4,9 GW Steinkohlekraftwerke zur reinen
Stromproduktion (ohne Wärme)eingesetzt.

TECHNISCHE MACHBARKEIT EINER ENERGIEVERSORGUNG OHNE KOHLE

70
die sog. Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft überführt. In 2020 sind dann noch
Braunkohle-Kraftwerkskapazitäten mit einer installierten Leistung von 6,1 GW ohne
Wärmeauskopplung in Betrieb.

II. Braun- und Steinkohlegroßkraftwerke
Viele Großkraftwerke koppeln
Wärme nur in geringen Mengenaus. Lediglich bei drei Kraftwerken
liegen die Wärmenutzungsanteile
höher (Schwarze Pumpe, Schkopau,
Lippendorf).

Viele Großkraftwerke (> 200 MW) dienen vorwiegend der Stromproduktion und
koppeln Wärme nur in geringen Mengen aus (vgl. Tab. 3.6.1). Dabei werden oft
mehrere Blöcke an einem Standort betrieben. Bei einer Abschaltung älterer Kraftwerksblöcke könnten die verbleibenden, neueren Kraftwerksblöcke die Wärmeversorgung übernehmen. Soweit Ersatzanlagen errichtet werden müssen, kann es aucheine Option sein, dass Kraftwerke für eine Übergangszeit reduziert in dem Maße
weiterbetrieben werden, wie es für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung
notwendig ist. Die Leistung solcher großer Steinkohlekraftwerke mit geringen
KWK-Anteilen beträgt 6 GW. Davon entfallen 3,5 GW auf Anlagen mit Inbetriebnahme ab 1990 und 2,5 GW auf Anlagen mit Inbetriebnahme vor 1990. Bei denmeisten großen Braunkohlekraftwerken beträgt der Anteil der Wärmenutzung
weniger als 3 % der Energiemenge der Stromproduktion. Lediglich bei drei Kraftwerken liegen die Wärmenutzungsanteile höher: Für Schwarze Pumpe und Schkopau
liegen diese bei 21 % bzw. 14 % (vorwiegend industrielle Wärmenutzung) sowie fürLippendorf 8 % (Einspeisung von Wärme in Fernwärmenetze) (Öko-Institut 2017a).

III. Kleine Braun- und Steinkohlekraftwerke vorwiegend zur Wärmeproduktion
Zwei Drittel der Wärmeproduktion
durch Kohle entfällt auf kleine
Kraftwerke mit < 200 MW Leistung.

Der überwiegende Anteil der mit Kohle produzierten Wärme wird von von kleinen
KWK-Anlagen (< 200 MW) bereitgestellt. Hierbei handelt es sich häufig um kommunale Anlagen, die in örtliche Wärmenetze einspeisen und die hauptsächlich zur
Wärmeproduktion betrieben werden. Ihre elektrische Leistung beträgt insgesamt
nur 3,9 GW.
Tab 3.6.1: Leistung von Kohlekraftwerken, KWK-Anlagen und Wärmebereitstellung

Energieträger

Elektrische Leistung(GWel)

Davon KWK-Anlagen(GWel)

Wärmeproduktion
2016 (TWhth)Braunkohle

20

12,9

18,0

davon > 200 MW

18,9

11,9

5,8

davon ≤ 200 MW

1,0

1,0

12,2

Steinkohle

21,9

17,0

31,4

davon > 200 MW

18,8

14,1

11,5

davon ≤ 200 MW

3,1

2,9

19,9

Quellen: a Angaben zur elektrischen Leistung basierend auf der Kraftwerkskiste im Anhang (Leistung der Anlagen, die Ende2017 in Betrieb waren) und zusätzlich noch Kraftwerke mit einer Leistung < 50 MW (+ 0,4 GW bei den Steinkohle-Kraftwerken
und + 0,4 GW bei den Braunkohle-Kraftwerken) b Angaben zur Wärmeproduktion: blockscharfe Angaben basierend auf
Öko-Institut (2018), skaliert basierend auf Umweltbundesamt (2018);

Themenblock 3

71Transformation der Wärmeversorgung durch Kohle-KWK
Technische Alternativen für Kohle-KWK sind vorhanden. Sie umfassen z. B. die
Substitution durch andere Energieträger (Erdgas, Abfall, Abwärme), idealerweise
kombiniert mit Verbrauchsreduktion durch mehr Energieeffizienz. Zum Teil können
auch andere Erzeugungsanlagen am Standort die Wärmeversorgung übernehmen.
Für Genehmigungsverfahren, Ausschreibungen und den Bau von Ersatzanlagenmuss mit einem Zeitraum von 4 bis 5 Jahren gerechnet werden. Mittel- bis langfristig ist zu beachten, dass die Klimaziele letztlich eine Umstellung auf eine vollständig THG-neutrale Wärmeerzeugung, wie Abwärmequellen und erneuerbare
Energien, erforderlich machen.

Technische Alternativen fürKohle-KWK sind vorhanden

Das KWK-Gesetz setzt aktuell starke Anreize, ältere Kohle-KWK-Anlagen zu ersetzen.
Es sieht vor, dass neue KWK-Anlagen auf Basis von Erdgas, flüssigen Brennstoffen,
Biomasse oder Abfall, die bis zum 31.12.2022 in Betrieb gehen, eine Förderung erhalten. Für den Ersatz von Kohlekraftwerken wird zudem ein Bonus gezahlt. Viele
Betreiber planen, bis 2022 bestehende KWK-Kraftwerke durch neuere, CO2-ärmere
Anlagen zu ersetzen (z. B. in Kiel, Cottbus, Chemnitz, Herne). So wird etwa das Kraftwerk Jänschwalde in Kürze nicht mehr für die Wärmeversorgung der Stadt Cottbus
benötigt, weil die Stadtwerke gerade eine Ersatzanlage errichten. In einigen Städten
gibt es bereits Prozesse für einen vollständigen Ausstieg aus der Kohleverstromung(z. B. München, Berlin).

Viele Betreiber planen, bis 2022
bestehende KWK-Kraftwerke durch
neuere, CO2 ärmere Anlagen zu
ersetzen.

Für Genehmigungsverfahren,
Ausschreibungen und den Bau vonErsatzanlagen muss mit einem
Zeitraum von 4 bis 5 Jahren
gerechnet werden.

Welche Ersatzanlagen errichtet werden, hängt von den regionalen Gegebenheiten
ab. In Kiel, Cottbus und Chemnitz sollen flexible Gasmotoren installiert werden. In
Herne plant die Steag die Errichtung eines Erdgas-GuD-Kraftwerks. In Hannover solleine Fernwärmeleitung errichtet werden, um Abwärme aus einer Müllverbrennungsanlage zu nutzen. In Wuppertal ist dies bereits geschehen und das alte kohlegefeuerte Heizkraftwerk außer Betrieb genommen worden. In München ist langfristig
eine Umstellung der Fernwärmebereitstellung auf Geothermie geplant.
Box 3.2: Energieträgerwechsel Kraft-Wärme-Kopplung - Beispiel Wuppertal

Bis vor kurzem existierten in Wuppertal zwei getrennte Fernwärmenetze. Eines
dieser Netze wurde aus dem Kohleheizkraftwerk Elberfeld mit Wärme versorgt undlieferte nicht nur Wärme für viele Haushalte sondern auch für die Wuppertaler Bayerwerke. Das Kraftwerk besteht seit 1900 und wurde mehrfach umgebaut. Zwischen
1969 und 1989 wurde es mit Erdgas betrieben. Der aktuelle, 1989 errichtete Kohleblock
ist nun am Ende seiner Lebensdauer angelangt und soll abgeschaltet werden.
Um das Fernwärmenetz weiter betreiben zu können, wurde eine 3,2 km lange Verbindungsleitung zur kommunalen Müllverbrennungsanlage errichtet. Diese wurde
am 7. Juli 2018 offiziell in Betrieb genommen und kostete die Stadtwerke rund 40
Mio. Euro. Damit endete die rund 120-jährige Ära der Kohleverstromung in Wuppertal. Die Stadtwerke gehen davon aus, durch die gesamten Maßnahmen 450.000 t
CO2 jährlich einsparen zu können.

TECHNISCHE MACHBARKEIT EINER ENERGIEVERSORGUNG OHNE KOHLE

Themenblock

STRUKTURWANDEL UND
TRANSFORMATIONSKOSTENZUSAMMENFASSUNG

Ein politisch induzierter beschleunigter Kohleausstieg geht mit Transformationskosten einher, führt
jedoch auch zu erheblichem Nutzen, der diese Kosten deutlich überwiegt. Um die regionalökonomischen Herausforderungen eines Kohleausstiegs zu beleuchten, gibt Kapitel 4.1 einen Überblicküber die regionale Wirtschaft in den Braunkohleregionen. Im Anschluss betrachtet Kapitel 4.2 dieBeschäftigungseffekte des Ausstiegs aus der Braun- und Steinkohleverstromung. Kapitel 4.3 zeigt
Möglichkeiten für einen erfolgreichen Strukturwandel auf. Kapitel 4.4 dient dazu, die Kosten einesbeschleunigten Strukturwandels sowie einer temporären Erhöhung der Börsenstrompreise aufzuzeigen. Desweiteren werden die neben der Bedeutung für den Klimaschutz zusätzlichen positiven
Effekte eines Kohleausstiegs benannt, wie vermiedene Tagebauerweiterungen, verminderte Umwelt- und Gesundheitsschäden sowie die Chance für betroffene Regionen sich durch bereitgestellte
Fördermittel hin zu neuen nachhaltigen Geschäftsfeldern zu entwickeln. Kapitel 4.5 befasst sich mit
den Renaturierungskosten der Tagebaue.

REGIONALE WIRTSCHAFT IN DEN BRAUNKOHLEREGIONENDie Braunkohleindustrie konzentriert sich im Rheinischen Revier (Nordrhein-Westfalen), im Lausitzer
Revier (Brandenburg und Sachsen) sowie im Mitteldeutschen Revier (Sachsen und Sachsen-Anhalt).
Sie ist hier für einige Landkreise strukturprägend. Dies sind v. a. der Rhein-Erft-Kreis und der RheinKreis Neuss im Rheinischen Revier, die Landkreise Spree-Neiße und Görlitz im Lausitzer Revier undder Landkreis Leipzig sowie der Burgenlandkreis und der Saalekreis im Mitteldeutschen Revier.
Betrachtet man nicht nur die Reviere, sondern die weiter gefassten, wirtschaftlich verflochtenen
Regionen, zeigt sich, dass die relative wirtschaftliche Bedeutung der Braunkohle im Rheinland undin Mitteldeutschland vergleichsweise eher gering ist. In beiden Regionen gibt es eine diversifizierte
Industrie und gut ausgebaute Infrastruktur, weshalb ein Kohleausstieg leichter verkraftbar ist. In der
strukturschwächeren Lausitz kommt der Braunkohle dagegen eine relativ wichtige Rolle zu. Unabhängig vom Kohleausstieg, führt der demografische Wandel in allen Regionen, insbesondere in den
ländlich geprägten, zu einem Rückgang der Erwerbsbevölkerung und zu einem Fachkräftemangel.

BESCHÄFTIGUNGSEFFEKTE DES KOHLEAUSSTIEGSIn den vergangenen Jahrzehnten haben sich die Beschäftigtenzahlen sowohl in der Braunkohle- alsauch in der Steinkohleindustrie stark reduziert und werden in den nächsten Jahren marktbedingt
weiter zurückgehen. Durch einen politisch induzierten Kohleausstieg kann sich dieser Prozessbeschleunigen. Aktuell sind noch ca. 18.500 Personen direkt in den Braunkohlekraftwerken und-tagebauen beschäftigt; weitere 4.000 bis 8.000 Personen sind in den Steinkohlekraftwerken tätig.
Bezieht man die indirekt und induziert Beschäftigten mit ein, d. h. die Beschäftigung, die bei Zulieferern
der Kohleindustrie entsteht oder durch die Verwendung der Löhne und Gehälter der Beschäftigten
für Konsumzwecke, kommen für den Bereich der Braunkohle noch einmal rund 11.000 Personen
in den Revieren hinzu. Bundesweit erhöht sich diese Zahl um nochmals 22.000 Personen. Für den
Bereich der Steinkohle wird von 4.800 - 9.600 indirekt und induziert Beschäftigten ausgegangen.
Da indirekte und induzierte Jobs bei einem Rückgang der Kohleverstromung zum Teil durch andere
Wirtschaftsentwicklungen aufgefangen werden können, müssen sie nicht zwangsläufig wegfallen.
So wurden in den letzten Jahren ca. 100.000 neue Arbeitsplätze im Bereich der erneuerbaren Energien
in den vom Kohleausstieg am stärksten betroffenen Bundesländern geschaffen. Daher überschätzt
eine Addition der direkten, indirekten und induzierten Arbeitsplatzeffekte den Beschäftigungseffekt
des anstehenden Kohleausstiegs.

Ein Kohleausstieg bedeutet nicht für alle in der Kohleindustrie Beschäftigten Arbeitslosigkeit. Ungefähr zwei Drittel der direkt in der Braunkohleindustrie Beschäftigten im Jahr 2018 sind bereits älter
als 46 Jahre. Daher kann ein großer Teil des Beschäftigungsrückgangs im Kohlesektor durch einen
regulären Renteneintritt aufgefangen werden. Beschäftigungsmöglichkeiten bei der Rekultivierung
der Tagebaue wirken zusätzlich abfedernd. Der Kohleausstieg kann also so gestaltet werden, dass erkaum negative Auswirkungen für die derzeitige Arbeitnehmergeneration hat. Für folgende Generationen muss der Strukturwandel allerdings aktiv gestaltet werden, so dass sich neue Perspektiven
für zukunftsfähige Arbeitsplätze in den Regionen bieten.

MÖGLICHKEITEN FÜR EINEN ERFOLGREICHEN STRUKTURWANDEL

Die negativen Folgen des Kohleausstiegs können durch eine gezielte Strukturpolitik verringert werden. Ein erfolgreicher Strukturwandel erfordert dabei sowohl Maßnahmen für die derzeit jüngeren
Beschäftigten der Kohleindustrie, die nicht regulär in Altersrente gehen können, als auch insbesondere Investitionen in die Zukunftsfähigkeit der Braunkohleregionen außerhalb der Kohleindustrie.
Für einen erfolgreichen Strukturwandel bietet sich ein Maßnahmenpaket an, das neben der klassischen Strukturförderung für Wirtschaft und Infrastrukturausbau auch gezielt die Wissenschaft undweiche Standortfaktoren adressiert. Positive Beschäftigungsaussichten, u. a. durch die Energiewende,
haben das Potenzial, die verlorenen Stellen in den Regionen mehr als auszugleichen.
Die Finanzierung der Maßnahmen sollte sich in die bestehende Förderstruktur (z. B. EU-Mittel) einordnen und diese sinnvoll ergänzen. Hierbei könnte ein Strukturwandelfonds in Betracht kommen,
der sich aus Bundesmitteln speist.

KOSTEN UND NUTZEN DES KOHLEAUSSTIEGS

Eine schrittweise Abschaltung aller Kohlekraftwerke könnte einen leichten Börsenstrompreisanstieg
induzieren. Unter der Annahme, dass sich die Auslastung der Gaskraftwerke in den nächsten Jahren
ohnehin erhöht, führt ein zusätzlicher Kohleausstieg nur zu einem geringen zusätzlichen Börsenstrompreisanstieg. Die genaue Höhe des Anstiegs ist hierbei u. a. von der Entwicklung der Rohstoffpreise und weiteren Marktentwicklungen abhängig. Da steigende Börsenstrompreise automatischzu einer sinkenden EEG-Umlage führen, werden die Strompreiseffekte eines Kohleausstiegs fürHaushaltskunden und Unternehmen, die nicht von der EEG-Umlage befreit sind, spürbar abgefedert.
Ein weiterer Kostenpunkt sind mögliche Sozialplankosten für die Beschäftigten der Kohleindustrie,
die nicht regulär in Rente gehen können. Einige Kommunen werden darüber hinaus mit Gewerbesteuerausfällen rechnen müssen.
Ein beschleunigter Kohleausstieg führt andererseits zu einer Reihe von positiven Effekten: Neben derBedeutung für den Klimaschutz, kann auf den Aufschluss neuer Tagebaue bzw. Tagebauabschnitte
verzichtet und damit die Umsiedlung einiger Ortschaften und die Zerstörung weiterer Landschaften
vermieden werden. Zum anderen besteht der Nutzen in verminderten Umwelt- und Gesundheitskosten durch verringerte Emissionen von Treibhausgasen und Luftschadstoffen, wie Quecksilber,
Schwefeldioxid, Stickstoffoxiden und Feinstäuben. Der Börsenstrompreis für eine Kilowattstunde
Kohlestrom deckt dabei aktuell weniger als ein Viertel dieser externen Kosten.

74

SICHERUNG DER RENATURIERUNG DER TAGEBAUE

Die Betreiber der Braunkohletagebaue sind gesetzlich dazu verpflichtet, für die Folgekosten desBraunkohlebergbaus aufzukommen und in den Bilanzen entsprechende Rückstellungen zu bilden.
Allerdings beruhen Zahlen zu Höhe und der Zeitpunkt des Anfallens der Folgekosten auf unternehmensinternen Berechnungen. Ein Großteil der Kosten fällt jedoch erst nach der Schließung desTagebaus an. Somit besteht die Gefahr, dass das bisherige Rückstellungssystem, insbesondere im
Kontext eines beschleunigten Kohleausstiegs, nicht zielführend ist. Um sicher zu stellen, dass die
Folgekosten tatsächlich von den Braunkohleunternehmen und nicht von der Allgemeinheit getragen werden, werden verschiedene Maßnahmen wie u. a. ein öffentlich-rechtlicher Fonds diskutiert.

Themenblock 4

75
4.1 REGIONALE WIRTSCHAFT IN DEN BRAUNKOHLEREGIONEN»

Für das Rheinische und das Mitteldeutsche Braunkohlerevier gibt es gute
Ausgangsbedingungen für einen Strukturwandel angesichts der Wirtschaftsstruktur in den die Reviere umgebenden Regionen.

»

Die Ausgangsbedingungen des eher strukturschwachen und ländlichen
Lausitzer Reviers wie auch der umliegenden Region sind dagegen schwieriger. Im Vergleich zu den anderen Revieren gibt es relativ wenige andere
Industriezweige und nur eine mäßige Infrastruktur.

»

Der demografische Wandel führt, unabhängig vom Kohleausstieg, in allen
Regionen zu einem Rückgang der Erwerbsbevölkerung und zu einem Fachkräftemangel.

Der Kohleausstieg ist vor allem in den Braunkohlerevieren und -regionen mit regionalwirtschaftlichen Herausforderungen verbunden. Als Braunkohlerevier werden
die Landkreise mit aktiven Tagebauen und/oder Kraftwerken von mehr als 50 MW
Nettoleistung bezeichnet. Die Braunkohleregion umfasst zusätzlich jene Landkreise,
die mit dem Braunkohlerevier durch ausgeprägte Pendlerströme verbunden sind
(DIW Berlin u. a. (2018), zur regionalen Abgrenzung der Reviere vgl. Abb. 4.1.1).

Der Kohleausstieg stellt für die
Braunkohleregionen eine regionalwirtschaftliche Herausforderungdar.

In Deutschland gibt es drei Braunkohlereviere: Das Rheinisches Revier in Nordrhein-Westfalen, das Lausitzer Revier in Brandenburg und Sachsen sowie das Mitteldeutsche Revier in Sachsen und Sachsen-Anhalt (vgl. Abb. 4.1.1). Gemäß der Braunkohlefördermenge und der Zahl der in der Braunkohleindustrie Beschäftigten, ist
das Rheinische Revier das größte Braunkohlerevier Deutschlands, gefolgt von dem
Lausitzer Revier und – mit deutlichem Abstand – dem Mitteldeutschen Revier.
Seit 1990 sind die Fördermengen und Beschäftigtenzahlen in allen drei Braunkohlerevieren gesunken (vgl. Abb. 4.1.2). Dabei war der Rückgang im Lausitzer und im
Mitteldeutschen Revier nach der Schaffung der Wirtschafts- und Währungsunion
1990 besonders stark. Da dieser Prozess auch zu Strukturbrüchen geführt hat, ist die
Skepsis über den anstehenden Kohleausstieg in den ostdeutschen Bundesländernvergleichsweise höher. Darüber hinaus führt der demografische Wandel in allen
Regionen, unabhängig vom Kohleausstieg, zu einem Rückgang der Erwerbsbevölkerung und zu einem Fachkräftemangel.

Seit 1990 sind die Fördermengen
und Beschäftigtenzahlen in allen
drei Braunkohlerevieren gesunken.
Dabei war der Rückgang im
Lausitzer und im Mitteldeutschen
Revier besonders stark.

Rheinisches Revier: Gute Bedingungen für ökonomische Neuausrichtung
Das Rheinische Revier umfasst den Rhein-Kreis Neuss, die kreisfreie Stadt Köln, den
Kreis Düren, den Rhein-Erft-Kreis sowie den Kreis Euskirchen (vgl. Abb. 4.1.1). Zurübergeordneten Braunkohleregion Rheinland gehören neben dem Rheinischen
Revier noch die kreisfreien Städte Düsseldorf, Krefeld, Mönchengladbach und Leverkusen, die Städteregion Aachen sowie der Kreis Mettmann, der Kreis Viersen, derKreis Heinsberg und der Rheinisch-Bergische Kreis.

Das Rheinische Revier umfasst vierlinksrheinische Landkreise und die
kreisfreie Stadt Köln.

Innerhalb des Rheinischen Reviers ist die Braunkohle insbesondere für den RheinErft-Kreis und den Rhein-Kreis Neuss strukturprägend. Im Rhein-Erft-Kreis konzentrieren sich die Großkraftwerke Niederaußem, Fortuna Nord, Frechen, Ville-Berrenrath und Goldenberg. Außerdem liegt dort ein Teil des Tagebaus Hambach. Im
Rhein-Kreis Neuss befindet sich der Tagebau Garzweiler sowie die Großkraftwerke
Frimmersdorf und Neurath. In beiden Landkreisen wies der Sektor Bergbau, Energieund Wasserversorgung (BEW) im Jahr 2015 mit ca. 13 % bzw. 11 % die höchsten Anteile an der Bruttowertschöpfung der zum Revier gehörenden Landkreise auf (eigene Berechnungen basierend auf VGRdL (2017)).
In der Rheinischen Braunkohleregion ist die relative wirtschaftliche Bedeutung derBraunkohle eher gering. Sie leistet (bezogen auf die Nettostromerzeugung) einen
Beitrag von 0,6 % zur Bruttowertschöpfung (DIW Berlin u. a. (2018), vgl. Tab. 4.1.1).
2017 waren weniger als 10.000 Personen direkt in der Braunkohleindustrie beschäf-

Braunkohle hat eine relativ geringe
wirtschaftliche Bedeutung für die
Braunkohleregion Rheinland.

STRUKTURWANDEL UND TRANSFORMATIONSKOSTEN

76
tigt; dies entspricht ungefähr 0,3 % aller Erwerbstätigen der Braunkohleregion
Rheinland. Als Schätzwert kann angenommen werden, dass die Braunkohleindustrie innerhalb der Braunkohleregion für jeden direkten Beschäftigten weitere 0,6Stellen im Bereich der indirekten Beschäftigung generiert (RWI 2017; Öko-Institut
2017b) (vgl. Kap. 4.2).
Das Bruttoinlandsprodukt ist in der
Braunkohleregion Rheinlandüberdurchschnittlich hoch.

Die Braunkohleregion Rheinland weist ein überdurchschnittlich hohes Bruttoinlandsprodukt (BIP) pro Einwohner und einen ausgeprägten Dienstleistungssektorauf (vgl. Tab. 4.1.1). Jedoch gibt es eine im bundesweiten Vergleich leicht überdurchschnittliche Arbeitslosenquote, die seit 2002 kaum sinkt (DIW Berlin u. a. 2018).

Die Braunkohleregion Rheinland
verfügt über eine diversifizierte
Industrie, hohes Innovationspotenzial und starke Infrastruktur.

Die Industrie der Braunkohleregion Rheinland ist diversifiziert (z. B. energieintensive Branchen wie Aluminium und Chemie, die Branchen Logistik und Technologie
sowie die Land- und Ernährungswirtschaft) und von einem hohen Innovationspotenzial gekennzeichnet, was sich z. B. in einer aktiven Existenzgründerszene und derAnsiedlung der Forschungs- und Entwicklungsabteilungen zahlreicher Großkonzerne ausdrückt (Regionomica 2013; SRU 2017). Darüber hinaus besitzt das Rheinlandeine starke Infrastruktur. So befinden sich fast ein Drittel der 72 Hochschulen Nordrhein-Westfalens in der Region sowie zahlreiche Forschungseinrichtungen in den
Bereichen Technik und Energie (DIW Berlin u. a. 2018). Die Region ist zudem gut an
das Verkehrsnetz Nordrhein-Westfalens angeschlossen, d. h. an das dichteste Straßen- und zweitlängste Schienennetz Deutschlands, an wichtige europäische Wasserstraßen und an zwei internationale Großflughäfen. Außerdem beherbergt das
Rheinland bedeutende Ballungszentren (wie Aachen, Köln und Düsseldorf) und liegt
nahe am Ruhrgebiet.

Der Kohleausstieg ist für die
Braunkohleregion Rheinland relativ
gut verkraftbar.

Insgesamt ist davon auszugehen, dass ein Kohleausstieg für die Braunkohleregion
Rheinland insgesamt vergleichsweise gut verkraftbar ist. Zum einen trägt die Braunkohleindustrie trotz ihrer absoluten Größe nur in einem eingeschränkten Maße zur
Wirtschaftsleistung der Region bei. Zum anderen gibt es zahlreiche andere Industriezweige, städtische Agglomerationen und Forschungszentren, die sich für eine wirtschaftliche Neuausrichtung des Rheinischen Reviers auch in Richtung von Zukunftsfeldern wie erneuerbare Energien und Energieeffizienz nutzen lassen.

Lausitzer Revier: Braunkohleindustrie liefert wesentlichen Teil der Wirtschaftsleistung
Das Lausitzer Revier erstreckt sichüber Teile Brandenburgs undSachsens.

Das Lausitzer Revier besteht aus der kreisfreien Stadt Cottbus sowie den Landkreisen
Elbe-Elster, Oberspreewald-Lausitz, Spree-Neiße und Görlitz; die Braunkohleregion
Lausitz umfasst neben dem Lausitzer Revier noch den Landkreis Bautzen (vgl.
Abb. 4.1.1).
Die Braunkohleindustrie ist vor allem für die Landkreise Spree-Neiße (Brandenburg)
und Görlitz (Sachsen) strukturbedeutend. Im Landkreis Spree-Neiße machte der
BEW-Sektor 2015 knapp 44 % der Bruttowertschöpfung aus; im Landkreis Görlitz
erreichte er etwas über 16 % (eigene Berechnungen basierend auf VGRdL (2017)). Im
Landkreis Spree-Neiße befindet sich der Tagebau Jänschwalde und ein Teil des Tagebaus Welzow-Süd. Außerdem liegt dort ein Teil des Tagebaus Cottbus-Nord, der allerdings Ende des Jahres 2015 stillgelegt wurde. Darüber hinaus beheimatet der
Landkreis Spree-Neiße die Großkraftwerke Jänschwalde und Schwarze Pumpe. Der
Landkreis Görlitz wiederum ist der Standort für die Tagebaue Nochten und Reichwalde sowie für das Großkraftwerk Boxberg.

Braunkohle hat eine relativ hohewirtschaftliche Bedeutung für die
gesamte eher strukturschwache,wenig diversifizierte und ländliche
Braunkohleregion Lausitz; es
herrscht aber keine industrielle
Monostruktur.

Themenblock 4

In der eher strukturschwachen und ländlichen Braunkohleregion Lausitz kommt
der Braunkohleindustrie eine relativ wichtige Rolle zu. Der Bruttowertschöpfungsanteil der Braunkohleindustrie lag 2014 in der Lausitz bei knapp 4 %. Zudem waren
2017 ungefähr 8.000 direkt Beschäftigte in der Lausitzer Braunkohleindustrie tätig.
Allerdings entspricht auch dies nur rund 1,8 % aller Erwerbstätigen in der Region.
Wenn man die indirekt Beschäftigten gemäß der 1 : 0,6-Relation von RWI (2017)
dazuzählt, erhöhen sich der Anteil der Erwerbstätigen auf ca. 2,9 %. In der Region

77
Lausitz gibt es neben der Braunkohle zwar relativ wenige dominierende Industriezweige, es herrscht aber auch keine industrielle Monostruktur (Markwardt u.a. 2016).
Das BIP pro Einwohner der Braunkohleregion Lausitz liegt weit unter dem bundesweiten Durchschnitt (vgl. Tab. 4.1.1). Die Braunkohleregion Lausitz ist stärker vom
produzierenden Gewerbe geprägt und in größerem Ausmaß von einer alternden
Bevölkerung gekennzeichnet als Deutschland insgesamt. Der hohe Anteil der über50-Jährigen in der Lausitz ist vor allem auf die starke Abwanderung junger Menschen
in den 1990er Jahren zurückzuführen (DIW Berlin u. a. 2018; Markwardt u. a. 2016).
Die Arbeitslosenquote in der Lausitz ist fast doppelt so hoch wie im Bundesdurchschnitt. Sie ist von 2002 bis 2014 überdurchschnittlich gesunken, was sich vor allem
durch das Schrumpfen der Erwerbsbevölkerung erklären lässt (DIW Berlin u. a. 2018;
Markwardt u. a. 2016).

Das BIP in der Lausitz liegt weit
unter dem bundesweiten
Durchschnitt.

Die infrastrukturelle Ausstattung der Lausitz ist begrenzt: In der Region sind nur
zwei Hochschulen angesiedelt, die beide ingenieurs- und naturwissenschaftlich
geprägt sind. Die Lausitz verfügt weder über relevante Flughäfen noch über eine
gute Anbindung an Schnellzüge und Straßennetze (DIW Berlin u. a. 2018).

Die Region besitzt nur zwei
Hochschulen und hat eineverhältnismäßig schlechte
Verkehrsanbindung
und -infrastruktur.

Die Ausgangsbedingungen für den Strukturwandel sind damit in der Braunkohleregion Lausitz insgesamt im Vergleich zu den beiden anderen Braunkohlerevieren
schwieriger.

Mitteldeutsches Revier: Kleinstes Braunkohlerevier mit guten Bedingungenfür ökonomische Neuausrichtung
Zum Mitteldeutschen Revier zählen die kreisfreien Städte Chemnitz und Leipzig
sowie der Landkreis Leipzig, der Burgenlandkreis, der Landkreis Mansfeld-Südharz
und der Saalekreis (vgl. Abb. 4.1.1). Über das Mitteldeutsche Revier hinaus umfasst
die Braunkohleregion Mitteldeutschland noch die kreisfreie Stadt Halle (Saale), den
Erzgebirgskreis sowie die Landkreise Mittelsachsen, Zwickau und Nordsachsen. Die
Braunkohleindustrie ist innerhalb des Mitteldeutschen Reviers für den Landkreis
Leipzig (Sachsen) sowie für den Burgenlandkreis und den Saalekreis (Sachsen-Anhalt)
relativ strukturbedeutend. Der BEW-Sektor hat 2015 im Landkreis Leipzig knapp 13 %zur Bruttowertschöpfung beigetragen; im Burgenlandkreis und im Saalekreis waren
es je ca. 10 % (eigene Berechnungen basierend auf VGRdL 2017). Der Landkreis Leipzig beherbergt den Tagebau Vereinigtes Schleenhain, einen Teil des Tagebaus Profen
und das Großkraftwerk Lippendorf. Im Burgenlandkreis befinden sich der Tagebau
Lützen, ein Teil des Tagebaus Profen und die Industriekraftwerke Wählitz und Deuben. Im Saalekreis ist das Großkraftwerk Schkopau beheimatet.

Die kleinste Braunkohleregion in
Mitteldeutschland erstreckt sichüber Teile von Sachsen und
Sachsen-Anhalt.

Für die Braunkohleregion Mitteldeutschland ist die Braunkohle sowohl absolut als
auch relativ von eingeschränkter Bedeutung. Die Braunkohleindustrie machte in2014 nur etwas über 0,4 % der Bruttowertschöpfung der Region aus (vgl. Tab. 4.1.1).
2017 beschäftigte die Braunkohleindustrie in Mitteldeutschland zudem nur etwas
mehr als 2.000 Personen, was einem Anteil von knapp 0,2 % aller Erwerbstätigen
der Region gleichkommt. Rechnet man die Beschäftigten hinzu, die indirekt von der
Braunkohle abhängig sind, erhöht sich der Anteil der Erwerbstätigen auf ca. 0,3 %(vgl. RWI (2017)).

Für die Braunkohleregion Mitteldeutschland hat die Braunkohle
nur eine eingeschränkte
Bedeutung.

Das BIP pro Einwohner ist in Mitteldeutschland etwas höher als in der Lausitz, aberwesentlich geringer als im Bundesdurchschnitt (vgl. Tab. 4.1.1). Dienstleistungenund produzierendes Gewerbe sind für die Region ähnlich bedeutend wie für Gesamtdeutschland. Wenn auch niedriger als in der Lausitz, ist der Anteil der über 50-Jährigen in Mitteldeutschland höher als im bundesweiten Schnitt. Auch hier ist die
Abwanderung junger Menschen der Hauptgrund (DIW Berlin u. a. 2018). Die Arbeitslosenquote liegt in Mitteldeutschland deutlich über dem Bundesdurchschnitt. Sie
ist durch den Rückgang der Erwerbsbevölkerung in den letzten Jahren überdurchschnittlich gesunken (DIW Berlin u. a. 2018).

Das Bruttoinlandsprodukt pro
Einwohner ist in der Braunkohleregion Mitteldeutschland etwas
höher als in der Lausitz, aberwesentlich geringer als im
Bundesdurchschnitt.

STRUKTURWANDEL UND TRANSFORMATIONSKOSTEN

78
Durch die diversifizierte Industrie
und gute Infrastruktur ist derKohleausstieg für die Braunkohleregion Mitteldeutschland
relativ gut verkraftbar.

Die Wirtschaft Mitteldeutschlands ist durch die zentrale Lage in der Nähe von Leipzig und der dort ansässigen Chemie- und Automobilindustrie wesentlich diversifizierter als in der Lausitz (SRU 2017). Auch verfügt Mitteldeutschland über eine
deutlich bessere Infrastruktur. Neben zwölf Hochschulen sind zahlreiche Forschungseinrichtungen im Bereich Energie, Gebäude und Umwelttechnik ansässig. Mit dem
Flughafen Leipzig/Halle besitzt Mitteldeutschland außerdem Deutschlands zweitgrößten Frachtflughafen und einen der modernsten Umschlagplätze für Expressluftfracht. Man kann zusammenfassend davon ausgehen, dass ein Kohleausstieg
für Mitteldeutschland aufgrund der Vielzahl an vorhandenen Alternativen relativ
gut verkraftbar sein wird.

Abb. 4.1.1: Bruttowertschöpfungsanteil des Sektors BEW auf Landkreisebene der Braunkohlereviere und -regionen

1. Düsseldorf
2. Krefeld
3. Mönchengladbach
4. Mettmann, Kreis
5. Rhein-Kreis Neusss
6. Viersen, Kreis
7. Köln
8. Leverkusen
9. Düren, Kreis
10. Rhein-Erft-Kreis
11. Euskirchen, Kreis
12. Heinsberg, Kreis
13. Rheinisch-Bergischer Kreis
14. Städteregion Aachen

Anteil des BEW-Sektors
an der Bruttowertschöpfung

15. Cottbus
16. Elbe-Elster, Landkreis
17. Oberspreewald-Lausitz
18. Spree-Neiße, Landkreis
19. Bautzen, Landkreis
20. Görlitz, Landkreis
21. Chemnitz
22. Erzgebirgekreis
23. Mittelsachsen
24. Zwickau, Landkreis
25. Leipzig
26. Leipzig, Landkreis
27. Nordsachsen, Landkreis
28. Halle (Saale)
29. Burgenlandkreis
30. Mansfeld-Südharz
31. Saalekreis< 5%
5 – 10 %10 – 20 %> 40 %
BEW = Bergbau, Energie- undWasserversorgung,
Daten für das Jahr 2015.

15

30
2

6
12

14

3

1
5
10

9

8
7

13

27

28
31

4

25

17

19

18

20

26

29

23
24

11

16

21
22

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf DIW Berlin u. a. (2018)

Themenblock 4

79Abb. 4.1.2: Braunkohleförderung und Zahl der Beschäftigten in der Braunkohleindustrie

168.000
65.500102.200

46.80091.20080.90061.20015.30018.800

8.900

7.800
1.900

Quellen: Werte teilweise gerundet. Eigene Berechnungen basierend auf Öko-Institut (2018a, 2017b); SRU (2017); GWS, DLR, und
DIW Berlin (2018); RWI (2017); Statistik der Kohlenwirtschaft (2018, 2017).
Anmerkungen: Die Zahl der Beschäftigten bezieht sich auf den Stand zu Jahresende. Sie ist im Zeitverlauf nicht direkt vergleichbar.
Die Angaben für das Jahr 1990 beinhalten nur Beschäftigte im Braunkohlebergbau. Im Jahr 2017 sind dagegen auch Beschäftigte
in den Braunkohlekraftwerken der allgemeinen Versorgung enthalten. Für die Beschäftigtenzahlen gilt zudem die Beschränkung
auf Kraftwerke mit mehr als 50 MW Nettoleistung nicht. Von den insgesamt 20.891 Beschäftigten am Ende des Jahres 2017
(inkl. Helmstedt) waren 4.985 in den Kraftwerken der allgemeinen Versorgung tätig (Statistik der Kohlenwirtschaft 2018).

Tab. 4.1.1: Sozioökonomische Kennzahlen der Braunkohleregionen für das Jahr 2015
Rheinland

Lausitz

BIP pro Einwohner/in

42,97 Tsd. Euro

25,93 Tsd.
Euro27,47 Tsd. Euro37,13 Tsd. Euro

Bevölkerungsanteil derüber 50-Jährigen

43 %

55 %

48 %

43 %

Arbeitslosenquote*

7,3 %11,0 %

9,2 %

5,7 %

Bruttowertschöpfung

213.711 Mio.
Euro

23.374 Mio.
Euro

73.845 Mio. Euro2.729.662
Mio. Euro

Anteil Braunkohle*, **0,60 %(1.228 Mio.
Euro)

3,86 %(873 Mio.
Euro)

0,42 %(299 Mio. Euro)

0,09 %(2.368 Mio.
Euro)

Anteil Bergbau,
Energie- und Wasserversorgung (BEW)

4%

13 %

5%

3%

Anteil Produzierendes
Gewerbe

25 %

37 %

32 %

30 %

Anteil Dienstleistungen

75 %

62 %

68 %

69 %

3.060.197

459.2141.451.409

43.057.000

Anteil Braunkohle***0,31 %

1,81 %

0,18 %

0,05 %

Anteil Bergbau,
Energie- und Wasserversorgung (BEW)

1,59 %

3,05 %

1,89 %

1,34 %

Anteil Produzierendes
Gewerbe

19 %

29 %

26 %

24 %

Anteil Dienstleistungen

80 %

69 %

73 %

74 %

Erwerbstätige

Mitteldeutschland Deutschland

Quellen: Statistik der Kohlenwirtschaft (2017b); VGRdL (2017); DIW Berlin u. a. (2018), eigene Berechnungen
Anmerkungen: * Bezugsjahr 2014; ** Nur bezogen auf die Nettostromerzeugung DIW Berlin u. a. (2018); *** Beschäftigte im Braunkohlebergbau und in den Braunkohlekraftwerken der allgemeinen Versorgung.

STRUKTURWANDEL UND TRANSFORMATIONSKOSTEN

80
4.2 BESCHÄFTIGUNGSEFFEKTEIn der Braunkohleindustrie arbeiten
18.500 direkt Beschäftigte; hinzu
kommen 4.000 bis 8.000 in
Steinkohlekraftwerken.

»

Gegenwärtig sind ca. 18.500 Personen direkt in den Braunkohlekraftwerken
und im Braunkohlebergbau beschäftigt. Weitere 4.000 bis 8.000 Beschäftigte arbeiten in Steinkohlekraftwerken.

»

Die Beschäftigtenzahlen in der Braunkohleindustrie werden sich bis 2030
ohne zusätzliche klimapolitische Eingriffe auf ca. 14.500 reduzieren; zusätzliche Maßnahmen zur Umsetzung des Klimaschutzziels für das Jahr 2030
könnten zu einer Reduzierung auf etwa 8.000 Beschäftigte führen.

»

Die Mehrheit der in der Braunkohleindustrie direkt Beschäftigten könnte
auch bei einem beschleunigten Kohleausstieg zur Umsetzung des Klimaschutzziels für das Jahr 2030 regulär in Rente gehen.

»

Da bei einem Transformationsprozess über 15 bis 20 Jahren indirekte undinduzierte Jobs teilweise durch andere Wirtschaftsentwicklungen aufgefangen werden, überschätzt eine Addition der direkten, indirekten undinduzierten Arbeitsplatzeffekte den Beschäftigungseffekt eines Kohleausstiegs.

Im Jahr 2018 sind ca. 18.500 Personen direkt in der Braunkohleindustrie (Kraftwerke
und Tagebaue) beschäftigt, davon arbeiten 8.900 im Rheinischen Revier, 7.800 im
Lausitzer Revier, und 1.900 im Mitteldeutschen Revier. Außerdem sind noch ca. 150
Personen im stillgelegten Helmstedter Revier beschäftigt, 600 Personen bei der
Lausitzer und Mitteldeutsche Bergbau-Verwaltungsgesellschaft (LMBV), welche die
Renaturierung der ehemaligen DDR-Tagebaue betreibt, und 300 Personen bei derMontanwachsfabrik von Romonta. Da der Kohlebergbau deutlich personalintensiver
ist als die Arbeit im Kraftwerk und fast alle Steinkohlekraftwerke mit Importkohle
betrieben werden, sind in der Steinkohleindustrie deutlich weniger Personen beschäftigt. In den Steinkohlekraftwerken arbeiten ungefähr 4.000 bis 8.000 Personen
bundesweit (vgl. Tab. 4.2.1) (DIW Berlin u. a. 2018; Öko-Institut 2017b; Statistik der
Kohlenwirtschaft 2017a; SRU 2017).

Indirekte und induzierte Beschäftigungseffekte
Da bei einem Transformationsprozess über 15 bis 20 Jahre indirekteund induzierte Jobs zum Teil durchandere Wirtschaftsentwicklungenaufgefangen werden, werden
Arbeitsplatzeffekte des Kohleausstiegs durch eine Addition dieser
Jobs überschätzt.

Indirekte und induzierte Beschäftigungseffekte lassen sich schwer quantifizieren,da nicht alle Arbeitsplätze klar zugeordnet werden können (SRU 2017). Indirekt Beschäftigte sind z. B. bei Zulieferern tätig, die der Kohleindustrie Dienstleistungen
und Vorleistungsgüter zur Verfügung stellen. Induzierte Beschäftigung resultiert
daraus, dass die Beschäftigten der Kohleindustrie von ihren Gehältern Ausgaben
tätigen, von denen weitere Unternehmen profitieren. Basierend auf einer Reihe vonStudien (u.a. EEFA (2011, 2010)) kommt das RWI (2017) zu dem Schluss, dass auf jeden
direkt in der Braunkohleindustrie Beschäftigten weitere 0,6 indirekte und induzierte lokale Beschäftigte kommen (da in der Studie keine klare Differenzierung zwischen
Revier und Region getroffen wird, wird im folgenden die weiter gefasstere Definition von Braunkohlegionen für lokale Arbeitseffekte verwendet). Deutschlandweit
kommen auf jeden direkt in der Braunkohleindustrie Beschäftigten rund 1,8 indirekt
und induziert Beschäftigte. Somit sind derzeit bundesweit rund 33.000 Personen
indirekt/induziert über die Branche beschäftigt, davon rund 11.000 in den Braunkohleregionen (vgl. Tab. 4.2.1). Für den Bereich der Steinkohle wird von 4.800 bis
9.600 indirekt und induziert Beschäftigten ausgegangen.
Da bei einem Transformationsprozess über 15 bis 20 Jahren indirekte und induzierte Jobs zum Teil durch andere Wirtschaftsentwicklungen aufgefangen werden
können, ist anzunehmen, dass diese Beschäftigung überwiegend nicht wegfällt,sondern sich nur verlagert. Daher überschätzt eine Addition der direkten, indirekten
und induzierten Arbeitsplatzeffekte den Beschäftigungseffekt des Kohleausstiegs.
Zudem werden die entsprechenden Effekte in der Regel aus historischen Zeitreihen
errechnet, so dass sie keine Strukturwandeldynamik abbilden und auch insofern
tendenziell überschätzt werden (Arepo Consult 2017).

Themenblock 4

81
Rückläufiger Trend der Beschäftigtenzahlen
Ohne weitere Maßnahmen im Kohlesektor würde es - auf Basis bisheriger Beschlüsse -zu weiteren Arbeitsplatzverlusten durch weniger Kohlestrom und verringerten
Braunkohleabbau kommen. (DIW Berlin u. a. 2018; BCG und Prognos 2018; Öko-Institut, BET, und HWR 2017). Das Öko-Institut geht davon aus, dass unter Einbeziehung
der Beschlüsse zur Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft (vgl. Kap. 5.3) die Zahl derdirekt in der Braunkohleindustrie Beschäftigten bis zum Jahr 2030 von 18.500 auf
ca. 14.500 zurückgeht (vgl. Tab. 4.2.2). Bei einer über die Sicherheitsbereitschaft hinausgehenden weitgehend linearen Reduktion der Kohleverstromung zur Erreichung
der Sektorziele im Jahr 2030 wären etwa 6.500 weitere direkte Arbeitsplätze betroffen (Öko-Institut 2018a). Die genaue Höhe und regionale Verteilung des Rückgangs
ist von der konkreten Ausgestaltung des Ausstiegs abhängig. Bei einem Kohleausstieg streng nach Kraftwerksalter würde das Rheinland durch seinen älteren Kraftwerkspark relativ stärker von einem Beschäftigungsrückgang betroffen sein als die
beiden ostdeutschen Reviere (DIW Berlin u. a. 2018). Diese Zahlen berücksichtigen
noch nicht mögliche zusätzliche Folgen durch die anstehende Umstrukturierung
von RWE und E.ON, wodurch von den Betreibern bis zu 5.000 Arbeitsplätze in den
beiden Betrieben eingespart werden sollen.

Die Arbeitsplätze in der Kohleindustrie werden bereits auf Basisder bisher beschlossenen
Maßnahmen in den nächsten
Jahren auf ca. 14.500 zurückgehen.

Regulärer Renteneintritt
Ein Kohleausstieg würde nicht bedeuten, dass alle genannten Beschäftigten arbeitslos würden. Ungefähr zwei Drittel der ca. 18.500 in der Braunkohleindustrie direkt
Beschäftigten sind älter als 45 Jahre (Statistik der Kohlenwirtschaft 2017d; IÖW 2017).
Hinzu kommt, dass ein Kohleausstieg auch zu einem zusätzlichen Beschäftigungsbedarf für die beschleunigte Rekultivierung der Tagebaue führt. Im Zeitraum bis2030 ist im Falle eines linearen Kohleausstiegspfades zur Erreichung des Sektorziels
2030 die Anzahl der unter Berücksichtigung des Renteneintrittsalters im Braunkohletagebau verbleibenden Beschäftigten niedriger als die Anzahl der in Tagebau
und Rekultivierung benötigten Arbeitsplätze (vgl. Tab. 4.2.3) (Öko-Institut 2018). Ein
Großteil der Beschäftigten könnte somit regulär in Rente gehen und wäre nicht vonArbeitslosigkeit bedroht (DIW Berlin u. a. 2018; Öko-Institut 2018a; SRU 2017).

Zwei Drittel der in der Braunkohleindustrie direkt Beschäftigten
sind älter als 45 Jahre. Ein Großteil
der Beschäftigten kann daher auchbei einem beschleunigten
Kohleausstieg zur Umsetzung desKlimaschutzziels für 2030 regulär
in Rente gehen.

Tab. 4.2.1: Aktuelle Beschäftigte im Braunkohlebergbau und in den Braun- undSteinkohlekraftwerken
Braunkohle (Tagebaue und Kraftwerke)

Beschäftigte

RheiniMittelLausitzer
sches
deutsches
RevierRevierRevierDirekt*~8.900~7.800Indirektundinduziert*~5.300~4.700

Steinkohle(Kraftwerke)

Summe

Rest vonDeutschland

Summe

Deutschland~1.9000~18.500~4.000–8.000~22.500–
26.500~1.100~22.100~33.300~4.800–9.600~38.100–
42.900Quelle: Werte teilweise gerundet. Eigene Berechnungen basierend auf Öko-Institut (2018a, 2017b); SRU (2017); GWS, DLR, and
DIW Berlin (2018); RWI (2017); Statistik der Kohlenwirtschaft (2018).
Anmerkungen: * Braunkohle: Beschäftigte im Braunkohlebergbau und in den Braunkohlekraftwerken der allgemeinen Versorgung
in 2017 (Statistik der Kohlenwirtschaft 2018), Angaben ohne Helmstedter Revier und ohne Beschäftigte der Lausitzer und Mitteldeutschen Bergbau-Verwaltungsgesellschaft mbH (LMBV) für die Tagebau-Rekultivierung (Lausitzer Revier: 410 Beschäftigte,
Mitteldeutsches Revier: 210 Beschäftigte) ((Öko-Institut 2018a); Steinkohle: 5.000 bis 9.000 Beschäftigte in den Steinkohlekraftwerken in 2016 minus 800 bis 1.000 Beschäftigte durch Stellenabbau bei Steag (SRU 2017); ** Braunkohle: Faktor 1,6 im Revier und
2,8 für den Rest von Deutschland (RWI 2017); Steinkohle: Faktor 1,2, basierend auf einem durchschnittlichen Faktor von 0,6 für den
Steinkohlebergbau (GWS, DLR, und DIW Berlin 2018) und analog zu den Angaben aus Öko-Institut (2017b), dass Braunkohlekraftwerke ca. doppelt so viel indirekte Beschäftigung generieren wie der Braunkohlebergbau.

STRUKTURWANDEL UND TRANSFORMATIONSKOSTEN

82
Tab. 4.2.2: Kohleausstiegsbedingter Rückgang der direkt Beschäftigten in der
Braunkohleindustrie*
2015

2020

2025

2030

Beschäftigungsentwicklung in der
Braunkohleindustrie* unter Zugrundelegung bisheriger Maßnahmen (insbes.
BK-SB)**

20.69616.77016.97014.472Beschäftigungsentwicklung in der
Braunkohleindustrie bei Einhaltung desKlimaschutzziels 2030 (lineare Reduktion)***(inkl. Rekultivierung****)

20.69616.77012.6428.011

Quelle: Öko-Institut (2018a), eigene Berechnungen
Anmerkungen: * Braunkohlebergbau (inkl. Rekultivierung der Tagebaue und Braunkohleveredlung) und Braunkohlekraftwerke; **Annahme steigender Braunkohlefördermenge je Beschäftigten wie in den letzten zehn Jahren; *** Annahme konstanter Braunkohlefördermenge je Beschäftigten (keine Produktivitätsfortschritte da Reduktion der Braunkohlefördermenge); **** Für 30 % der
ab 2020 pro Jahr wegfallenden Arbeitsplätze ensteht übergangsweise (für einen Zeitraum von weiteren vier Jahren) neue Beschäftigung in der Rekultivierung.

Tab. 4.2.3: Beschäftigungsentwicklungen im Braunkohlebergbau
2015

2020

2025

2030

i) Entwicklung des Beschäftigungsbedarfs
im Braunkohlebergbau unter Zugrundelegung bisheriger Maßnahmen (inbs. BK-SB)*

15.273~12.300~12.500~10.700ii) Entwicklung des Beschäftigungsbedarfs
im Braunkohlebergbau bei Einhaltung desKlimaschutzziels 2030 (lineare Reduktion) **(inkl. Rekultivierung***)15.273~12.300~9.700~6.400iii) Entwicklung der Beschäftigtenzahlen im
Braunkohlebergbau unter Berücksichtigungdes üblichen Renteneintrittsalters (ohne
Neueinstellungen)15.273~12.300~8.600~6.000Quelle:Öko-Institut (2018a), eigene Berechnungen
Anmerkungen: * Annahme steigender Braunkohlefördermenge je Beschäftigten wie in den letzten zehn Jahren; ** Annahmekonstanter Braunkohlefördermenge je Beschäftigten (keine Produktivitätsfortschritte da Reduktion der Braunkohlefördermenge);*** Für 30 % der ab 2020 pro Jahr wegfallenden Arbeitsplätze ensteht übergangsweise (für einen Zeitraum von weiteren vierJahren) Beschäftigung in der Rekultivierung.

Themenblock 4

83
4.3 MÖGLICHKEITEN FÜR EINEN ERFOLGREICHENSTRUKTURWANDEL»

Ein erfolgreicher Strukturwandel erfordert sowohl Maßnahmen für die
jüngeren Beschäftigten, die nicht regulär in Altersrente gehen können, alsauch Investitionen in die Zukunftsfähigkeit der Regionen.

»

Strukturpolitik muss Innovationen und wirtschaftliche Potenziale aller
Sektoren u. a. durch Unterstützung von Wirtschaft, Wissenschaft, Infrastruktur und der Zivilgesellschaft adressieren.

»

Kurz- und mittelfristig könnte Beschäftigung u. a. über ein ambitioniertes
Förderprogramm zur Gebäudesanierung geschaffen werden. Darüber hinaus
ergeben sich Beschäftigungsperspektiven, da ein allgemeiner Fachkräftemangel absehbar ist.

»

Die Finanzierung der für den Strukturwandel nötigen Investitionen kanndurch die Einrichtung eines Strukturwandelfonds aus Bundesmitteln umgesetzt werden.

Durch eine gezielte Strukturpolitik können die negativen Folgen eines Kohleausstiegs
verringert werden. Ein großer Vorteil des anstehenden Strukturwandels - anders als
in historischen Prozessen in Ostdeutschland - ist, dass er planbar ist und in einer
größeren Zeitspanne abläuft. Für eine erfolgreiche wirtschaftliche Entwicklung inden Kohleregionen muss der Strukturwandel aber aktiv und zeitnah von allen betroffenen Akteuren gestaltet werden (DIW Berlin u. a. 2018; BMWi 2017a; SRU 2017).

Der anstehende Strukturwandel ist- anders als die Prozesse in
Ostdeutschland nach 1990 - planbar und läuft in einer größeren
Zeitspanne ab.

Ein erfolgreicher Strukturwandel erfordert Maßnahmen für die jüngeren Beschäftigten, die nicht regulär in Altersrente gehen können. Im Vordergrund steht aber,zukünftige Wertschöpfung in den Regionen durch Unterstützung ansässiger undneuer Unternehmen zu sichern und die Ansiedlung neuer, zukunftsfähiger Arbeitsplätze zu unterstützen.

Perspektiven für heute in der Braunkohleindustrie Beschäftigte
Bis 2030 können ca. zwei Drittel der rund 18.500 verbleibenden direkt Beschäftigten
in der Braunkohleindustrie wie geplant in Rente gehen. Durch den Kohleausstieg
ergeben sich zudem neue Beschäftigungsbedarfe für den Rückbau der Kraftwerke
und die früher beginnende Sanierung der Tagebaue (vgl. Kap. 4.2). Für weitere 10 %der derzeit Beschäftigten könnten – wie auch bereits in einigen der Bergbauunternehmen üblich – ab einem Alter von 55 Jahren Frühverrentungsprogramme, wie
Vorruhestand oder Altersteilzeit, in Frage kommen (SRU 2017).

Durch den Kohleausstieg ergebensich neue Beschäftigungsbedarfe
für den Rückbau der Kraftwerke
und die früher beginnende
Sanierung der Tagebaue.

Für das verbleibende Viertel der jüngeren Beschäftigten in der Braunkohleindustrie- ca. 4.000 bis 5.000 Personen - wirft ein Kohleausstieg für die Zeit jenseits von 2030
die Frage nach einem Arbeitsplatzwechsel auf. Dafür kann bereits in den Bergbaubetrieben durch eine diversifizierte Ausbildung eine gute Ausgangsposition geschaffen werden. Durch ein Rotationsprinzip, welches u. a. bei Vattenfall in Berlin
angewendet wird, können Auszubildende in verschiedenen Funktionen unterschiedliche Fähigkeiten erlernen, wodurch sich für sie breitere Beschäftigungsmöglichkeiten eröffnen können.

Erst jenseits des Jahres 2030 wird
sich für 4.000 bis 5.000 Personen
die Frage nach einem Arbeitsplatzwechsel stellen.

Kurz- und mittelfristig könnte Beschäftigung etwa im Rahmen der energetischen
Gebäudesanierung entstehen. Eine energetische Gebäudesanierung ist mit einem
hohen regionalen Wirtschaftspotenzial verbunden, da ungefähr zwei Drittel derGebäude älter als 40 Jahre sind. Bei einem entsprechend ausgestalteten Förderprogramm und unter der Annahme einer Sanierungsrate von 2-3 % könnten so zusätzlich 19.000 bis 37.000 lokale Arbeitsplätze entstehen und gleichzeitig ein Beitragzum Ziel eines klimaneutralen Gebäudebestandes bis 2050 geleistet werden (DIW
Berlin u. a. 2018).

Eine ambitionierte energetische
Gebäudesanierung bietet ein
hohes regionales Wirtschaftspotenzial. Bei einem entsprechenden
Förderprogramm könnten
19.000-37.000 neue lokale
Arbeitsplätze entstehen.

STRUKTURWANDEL UND TRANSFORMATIONSKOSTEN

84
Ein Arbeitsplatzwechsel wird durch
den zukünftigen Fachkräftemangelin allen Regionen begünstigt.

Es ist anzunehmen, dass ein Arbeitsplatzwechsel durch den zukünftig drohenden
Fachkräftemangel begünstigt wird (Markwardt u. a. 2016; ifo Institut 2014). So haben
bei einer Umfrage in der Lausitz ungefähr 40 % der befragten Unternehmen einen
Mangel an ausreichend qualifiziertem Personal beschrieben, was zu einer Gefahr
für ihren mittel- bis langfristigen Unternehmenserfolg führt. Ähnliches gilt fürfehlende Facharbeiter/innen im handwerklichen und kaufmännischen Bereich wie
auch für akademische Fachkräfte in den Bereichen Betriebswirtschaft und Ingenieurswesen (Markwardt u. a. 2016).
Das Lohnniveau in der Braunkohleindustrie liegt allerdings deutlich über vergleichbaren neuen Beschäftigungsfeldern (DIW Berlin u. a. 2018; SRU 2017). Daher können
bei einem Branchenwechsel Gehaltseinbußen nicht ausgeschlossen werden (DIW
Berlin 2017a).
Für von Arbeitsplatzverlust betroffene Beschäftigte kommen zudem Maßnahmen
in Betracht, um Einkommensverluste zu kompensieren (DIW Berlin et al. 2018; SRU
2017), zu möglichen Sozialplankosten vgl. Kap. 4.4).

Maßnahmen zur Strukturentwicklung
Durch die Unterstützung vonWirtschaft, Wissenschaft,
Infrastruktur und weichen
Standortfaktoren kann derStrukturwandel gelingen.

Für die Zukunftsfähigkeit der Braunkohleregionen ist über die Abfederung der sozialen Kosten eines Kohleausstiegs hinaus eine gezielte und nachhaltige Regionalentwicklung unerlässlich (SRU 2017). Zum Gelingen des Strukturwandels bietet sichdie Unterstützung von Wirtschaft, Wissenschaft, Infrastruktur und Zivilgesellschaft
an:Regionale Wirtschaftsförderung
sollte einen Fokus auf Zukunftsbranchen, wie erneuerbare
Energien, Energieeffizienz,
Elektromobilität, Digitalisierung
und Tourismus legen.

Wirtschaft: Bei der regionalen Wirtschaftsförderung in den Braunkohleregionen
kommt ein Fokus auf Zukunftsbranchen, wie erneuerbare Energien, Energieeffizienz,
Gebäudesanierung, Elektromobilität, Digitalisierung und Tourismus in Betracht(DIW Berlin u. a. 2018; SRU 2017; E3G 2015). Beispielsweise könnten stillgelegte Tagebauflächen sowohl für Tourismus- und Freizeitangebote genutzt werden, als auchals Standorte für Windenergie- und Photovoltaikanlagen (DIW Berlin u. a. 2018,
SRU 2017).

Angesichts einer kleinteiligen
Unternehmensstruktur mit
geringer Patent- und Gründungsaktivität, wird in der Lausitz die
Förderung der Innovationstätigkeit
der bestehenden Unternehmen
angeregt.

Da in der Lausitz große industrielle Neuansiedlungen möglicherweise nur schwer
zu erreichen sind und eine kleinteilige und heterogene Unternehmensstruktur mit
einer geringen Patent- und Gründungsaktivität vorherrscht, wird hier vor allem eine
Förderung der Innovationstätigkeit der bestehenden Unternehmen angeregt (Markwardt u. a. 2016; E3G 2015; ifo Institut 2014). Entsprechende Maßnahmen beinhaltenz. B. die gezielte Kontaktierung von Unternehmen zur Ideengenerierung, die Förderung von Partnerschaften zwischen Wirtschaft und Wissenschaft oder die Sicherstellung einer nahtlosen finanziellen Unterstützung über den Innovationszyklus
hinweg (Markwardt u. a. 2016). Im Rheinland und in Mitteldeutschland bieten sichmehr Anknüpfungspunkte an bestehende Wirtschaftszweige, wie die Chemie- undAutomobilindustrie (SRU 2017).

Die stärkere Verzahnung vonForschung und Wirtschaft sowie
eine Erhöhung der Unternehmensausgründungen ist zentral, um
neue Unternehmen anzusiedeln.

Wissenschaft: Hochschulen und andere Forschungseinrichtungen sind bedeutende
Innovationsmotoren und Kooperationspartner der Wirtschaft (BTU 2017). Daher
kommt der Forschungsförderung und der stärkeren Verzahnung von Forschung und
Wirtschaft – insbesondere im Bereich kleiner und mittlerer Unternehmen – sowie
einer Erhöhung der Unternehmensausgründungen aus Forschungseinrichtungeneine zentrale Rolle zu, um Projekte industrienah zu entwickeln und neue Unternehmen anzusiedeln (DIW Berlin u. a. 2018). Durch neue Arbeitsplätze in der (außer-)universitären Forschung und Entwicklung könnten insbesondere junge Menschen
in den (ostdeutschen) Braunkohleregionen gehalten sowie neue Ansiedlungen vonUnternehmen erreicht werden (SRU 2017).

Vor allem in den ostdeutschen
Braunkohleregionen sollten
konkrete Infrastrukturvorhaben
gefördert werden.

Themenblock 4

Infrastruktur: Gute Verkehrsanbindungen, schnelles Internet und andere Infrastruktureinrichtungen sind nicht nur wichtige Standortfaktoren für Unternehmen,sondern entscheiden auch über die Attraktivität einer Region, insbesondere für85junge Menschen (DIW Berlin u. a. 2018). Vor allem in den ostdeutschen Braunkohleregionen sollten daher konkrete Infrastrukturvorhaben gefördert werden, wie derAusbau der digitalen Infrastruktur, sowie verbesserte Bahnanbindungen an Metropolregionen (für die Lausitz z. B. Berlin und Dresden) und Nachbarstaaten (Agora
Energiewende 2016b, 2017a).
Weiche Standortfaktoren: Um dem bestehenden Abwanderungstrend entgegenzuwirken, sollten auch weiche Standortfaktoren gefördert werden. Lebensqualität und
Attraktivität sind Voraussetzungen dafür, dass Menschen in einer Region bleiben
und Unternehmen in einer Region investieren, weil sie hier die notwendigen Arbeitskräfte finden. Auch vor dem Hintergrund des demografischen Wandels sollte ein
Strukturentwicklungskonzept auf Kultur- und Freizeitangebote, die Unterstützung
zivilgesellschaftlicher Aktivitäten aller Art, z. B. in den Bereichen Kunst, Kultur und
Traditionspflege sowie Angebote für junge Familien zielen (Agora Energiewende
2016b, 2017a; SRU 2017; Wuppertal Institut 2016). In der Vergangenheit haben sichhier v. a. Vattenfall und RWE engagiert (Sponsoring von Veranstaltungen, Beiträge
zur Finanzierung von Kindergärten oder Fußballvereinen, vgl. Kap. 4.4). Um zivilgesellschaftliche Aktivitäten langfristig, nachhaltig und unbürokratisch fördern zu
können, wäre die Einrichtung eines hierfür vorgesehenen lokalen Stiftungsfonds
denkbar (Lausitzer Perspektiven 2018; IRR 2017; Metropolregion Mitteldeutschland2017).

Regionale Initiativen sind wichtig
für die Entwicklung und
Umsetzung vonStrukturwandelkonzepten.

Ideen für die Strukturentwicklung müssen auf den lokalen Charakteristika undStärken aufbauen. In den Regionen wurden entsprechend regionale Initiativen angestoßen, wie die Zukunftsagentur Rheinisches Revier (ehemals Innovationsregion
Rheinisches Revier GmbH von 2014-2018), die Innovationsregion Lausitz GmbH (iRL,
seit 2016) und die Europäische Metropolregion Mitteldeutschland e. V. (seit 2014),
die sich mit Ideen befassen, wie man die Regionen in eine Zukunft ohne Braunkohle führen kann. Die Bundesregierung hat zur Unterstützung der Braunkohleregionen
das Förderprogramm „Unternehmen Revier“ aufgelegt (BMWi 2017a), in dessen
Rahmen Investitionskonzepte erstellt werden (WL 2018; IRR 2017; Metropolregion
Mitteldeutschland 2017).

Der Strukturwandel kann nur
gelingen, wenn auch die weichen
Standortfaktoren verbessert
werden.

Strukturwandelfonds zur Finanzierung von Maßnahmen
Zur Finanzierung des Strukturwandels in den Braunkohleregionen stehen grundsätzlich Mittel von der EU, dem Bund und den Ländern zur Verfügung, wie aus den
Europäischen Struktur- und Investitionsfonds oder der Bund-Länder-Gemeinschaftsaufgabe „Verbesserung der regionalen Wirtschaftsstruktur“ (GRW) (DIW Berlin u. a.
2018, Wuppertal Institut 2018). So fließen aktuell beispielsweise ca. 35 bis 40 Mio.
Euro jährlich aus den Europäischen Struktur- und Investitionsfonds in die Lausitz.
Hier stellen sich folgende Probleme, die adressiert werden müssten:Es stehen Mittel von der EU, dem
Bund und den Ländern zur
Finanzierung des Strukturwandels
in den Braunkohleregionen zur
Verfügungeinigen Mitteln ist der Antrags- und Abwicklungsaufwand für kleinere und• Beimittlere Unternehmen teilweise prohibitiv hoch. Hier könnten die Unterstützung
bei der Antragstellung verbessert oder Fristen zwischen Beantragung und Bewilligung verkürzt werden (Markwardt u. a. 2016).

hinaus zielt herkömmliche Strukturförderung der EU auf den Aufhol• Darüber
prozess strukturschwacher Regionen, nicht auf die Vermeidung der Schwächungaktuell vergleichsweise prosperierender Regionen ab (Markwardt u. a. 2016).
Möglich wäre beispielsweise die Effekte eines politisch induzierten Kohleausstiegs in die Berechnungen für die nächste Förderperiode aufzunehmen.

Anpassung der entsprechenden europäischen Kriterien zugunsten der• EineBraunkohleregionen kann bei einer Umverteilung von existierenden Mitteln
zudem auch zu einer Verteilungsdebatte mit anderen strukturschwachen Regionen führen (Agora Energiewende 2017a; Markwardt u. a. 2016).

STRUKTURWANDEL UND TRANSFORMATIONSKOSTEN

86
die Notwendigkeit, etwa bei der GRW die EU-Beihilferegelungen zu be• Durch
rücksichtigen, ist eine nationale Förderung nur in Grenzen möglich.
Zur Finanzierung des Strukturwandels könnte ergänzend ein
separater Fonds eingerichtet
werden, der sich aus Bundesmitteln
speist.

Themenblock 4

Ergänzend könnte zur Finanzierung des Strukturwandels ein separater Fonds mit
Bundesmitteln eingerichtet werden. Im Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und
SPD (2018), wurde signalisiert, dass weitere Mittel für regionale Strukturpolitik bedingt durch den Kohleausstieg zur Verfügung gestellt werden sollen. Wie ein Fonds
speziell für die Braunkohleregionen mit den EU-Beihilferegelungen vereinbart
werden kann, muss mit der Europäischen Kommission abgestimmt werden (DIW
Berlin u. a. 2018). Ein Fonds sollte den Wettbewerb um die besten Ideen für den
Strukturwandel gewährleisten und muss festlegen welche Akteure zuwendungsberechtigt sind. Zentral ist, dass Empfänger Unternehmen und Personen sind, die
mit Innovationen neue nachhaltige Geschäftsfelder eröffnen.

87
4.4 KOSTEN UND NUTZEN DES KOHLEAUSSTIEGS»Die Schließung von Kohlekraftwerken hätte in der kurzen Frist einen leichten Anstieg der Börsenstrompreise zur Folge.

»

Der kohleausstiegsbedingte Beschäftigungsrückgang kann zu Sozialplankosten führen. Einige Städte und Gemeinden werden von kommunalen
Steuerausfällen betroffen sein.

»

Durch einen beschleunigten Kohleausstieg können Tagebauerweiterungenund damit Umsiedlungen sowie weitere Umwelt- und Gesundheitsschäden
vermieden werden.

Ein beschleunigter Kohleausstieg ist sowohl mit Kosten als auch mit Nutzen verbunden. Die Kosten reichen von den Systemkosten des Stromsektors über Sozialplankosten bis zu kommunalen Steuerausfällen. Zu den Nutzen eines Kohleausstiegs
gehören neben dem Klimaschutz die Vermeidung von Umsiedlungen und der Zerstörung ökologisch wertvoller Flächen, sowie verminderte Umwelt- und Gesundheitskosten durch den Ausstoß von Luftschadstoffen.

Auswirkungen auf das Stromsystem und die Börsenstrompreise
Die Schließung von Kohlekraftwerken hätte in der kurzen Frist voraussichtlich einenleichten Anstieg der Börsenstrompreise zur Folge (DIW Berlin 2014e; PwC 2016). Die
Strompreiseffekte eines Kohleausstiegs hängen wesentlich vom konkreten Kohleausstiegsinstrument ab. Der langfristige Effekt, der sich bei einem kompletten Ausstieg aus der Kohleverstromung bis 2040 gegenüber einem Referenzszenario ergibt,
wurde auf 0,18 ct/kWh beziffert (ewi 2016). Die Studie legt dabei im Referenzszenario einen Anstieg des Strompreises auf 7,59 ct/kWh in 2040 zugrunde. Diese Annahme liegt im Bereich der üblichen Kostenentwicklungsprognosen.

Ein beschleunigter Kohleausstieg
führt zu einem leichten Anstieg der
Börsenstrompreise.

Eine Folge dieses mittelfristigen Anstiegs der Börsenstrompreise wäre eine Stärkung
der Erdgaskraftwerke, deren wirtschaftlicher Betrieb höhere Strompreise voraussetzt
als insbesondere der von Braunkohlekraftwerken. Entsprechend bildet in o. g. Studie
der Erdgasbezug mit 75 % den größten Einzelposten der Mehraufwendungen desStromsystems (ewi 2016). Aussagen zum Anstieg der Börsenstrompreise hängen
daher maßgeblich von der Entwicklung der Rohstoffpreise ab. Mögliche Börsenstrompreiseffekte eines Kohleausstiegs müssen auch in Zusammenhang mit dem
europäischen Strommarkt betrachtet werden, der die Effekte deutlich abfedert.
Da steigende Börsenstrompreise automatisch zu einer sinkenden EEG-Umlage führen, betragen die Strompreiseffekte für Haushaltskunden und Unternehmen, dienicht von der EEG-Umlage befreit sind, nur ungefähr 40-60 % der Veränderung(enervis 2015; DIW Berlin 2015a).

Der Rückgang der EEG-Umlage
dämpft einen möglichen Strompreiseffekt durch den Kohleausstieg um ca. 50 %.

Ausgleichskosten für die Beschäftigten
Die Gewerkschaft Ver.di hat Sozialplankosten für den Fall errechnen lassen, dass bei
einer vorgezogenen Beendigung der Kohleverstromung keiner der in den Kraftwerken Beschäftigten eine andere Anstellungen findet und somit alle bis zu ihrem
Renteneinstieg ihr bisheriges Gehalt inkl. weiterer Tariferhöhungen erhalten (enervis 2016). Betrachtet wurde damit ein Extremszenario, denn wie dargestellt ist davon
auszugehen, dass in anderen Bereichen auch neue Arbeitsplätze geschaffen werden(vgl. Kap. 4.3.). Für dieses Extremszenario ermittelt enervis – nur für die Kraftwerksbeschäftigten – Sozialplankosten von ca. 158 Mio. Euro jährlich über den Zeitraumvon 2016 bis 2050. Die Kosten errechnen sich aus der Differenz eines Kohleausstiegs
bis 2040 (Agora Energiewende 2016a) und einem Referenzszenario, in dem dasletzte Kohlekraftwerk erst 2050 abgeschaltet wird. Für die nicht untersuchten Beschäftigten in den Braunkohletagebauen – deren Anzahl in etwa denen aller Kohlekraftwerke entspricht – gelten analoge Schätzungen.

Etwaige Sozialplankosten sind, daBeschäftigungseffekte nur
eingeschränkt zu erwarten sind,entsprechend gering anzusetzen.

STRUKTURWANDEL UND TRANSFORMATIONSKOSTEN

88
Kommunale Steuerausfälle
Ein Kohleausstieg ist mit Gewerbesteuerausfällen in den betroffenen
Gemeinden verbunden.

Steuerausfälle in den vom Kohleausstieg betroffenen Gemeinden können nicht
vollständig durch die Ansiedlung von Wind- und Solaranlagen auf ehemaligen
Tagebauflächen kompensiert werden; dafür werden die zukünftigen Steuereinnahmen aus erneuerbaren Energien aber weiträumiger verteilt sein (Michel 2018).

Kommunale Eigentümer bzw.
Aktionäre z. B. der RWE AG oder der
Steag müssen Wertabschreibungen
und Dividendenausfälle erwarten.

Kommunen müssen zudem Wertabschreibungen erwarten, wenn sie (Mit-)Eigentümer von Kohlekraftwerken sind. Im Rheinland sind z. B. viele Kommunen an der
RWE AG beteiligt. Deren Dividendenzahlungen sind aufgrund von schlechteren
Geschäftsergebnissen in den letzten Jahren zum Teil reduziert oder sogar ausgesetzt
worden. Durch Abschreibungen von Wertverlusten hat z. B. die Stadt Essen allein
im Jahr 2013 680 Mio. Euro der Bestandsbewertung verloren (Michel 2018, 2017).
Ähnliche Entwicklungen gibt es bei der Steag, einem der größten Steinkohlekraftwerksbetreiber.

Ein Kohleausstieg gefährdet die
Finanzierung kleinerer lokaler
Projekte durch die
Kohleunternehmen.

In der Vergangenheit haben überdies insbesondere Vattenfall und RWE zahlreiche
Veranstaltungen in den Kohleregionen gesponsert und auch zur Finanzierung vonKindergärten oder Fußballvereinen beigetragen. Durch die wirtschaftlich schlechtere Ausgangslage sind diese Aktivitäten in den letzten Jahren, insbesondere seit
dem Rückzug von Vattenfall aus der Lausitz, deutlich reduziert worden. Für allediese Fälle kann und sollte für eine Übergangszeit ein gewisser Ausgleich durch
Strukturmittel geschaffen werden (vgl. Kap. 4.3).

Vermiedene Umsiedlungen
In Deutschland mussten in den letzten Jahrzehnten bereits über 120.000 Menschen
für den Braunkohletagebau umgesiedelt werden. Durch einen beschleunigten Kohleausstieg kann auf den Aufschluss neuer Tagebaue bzw. Tagebauabschnitte verzichtet werden (DIW Berlin u. a. 2018; DIW Berlin 2017c; SRU 2017; Öko-Institut 2017b).
Damit kann die weitere Zerstörung von Landschaften und die Umsiedlung vonOrtschaften vermieden werden:

Es könnte die Umsiedlung von ca.
5.000 Menschen und die Rodung
der verbleibenden Teile desHambacher Forstes vermieden
werden.

Rheinland könnten die bereits genehmigten Tagebaue Garzweiler II und/• Imoder Hambach verkleinert werden, so dass eventuell Orte (Berverath, Westrich,
Kuckum, Keyenberg, Lützerath, Immerath) mit über 3.000 Einwohnern erhalten
werden könnten. Zudem könnten die verbleibenden Teile des Hambacher Forstes von der Rodung verschont bleiben. Der Hambacher Forst existiert seit derletzten Eiszeit und beherbergt als einer der ältesten Wälder Deutschlands ein
vielfältiges Ökosystem von Pflanzen und Tieren (DIW Berlin 2014a; Agora Energiewende 2016a; SRU 2017).

Lausitz ist ein Neuaufschluss des Sonderfelds Mühlrose im Tagebau Noch• Intender2 geplant,bis 2020 soll zudem entschieden werden, ob das Teilfeld II desTagebaus Welzow-Süd aufgeschlossen wird (LEAG 2017). Ohne die beiden Neuaufschlüsse könnten die Orte bzw. Ortsteile Trebendorf, Proschim und Welzow
und somit eine Umsiedlung von ungefähr 1.000 Menschen vermieden werden(Klima-Allianz Deutschland 2017; Agora Energiewende 2016a; SRU 2017).

Mitteldeutschland wäre die Erweiterung des Tagebaus Vereinigtes Schleenhain• Innicht
mehr erforderlich (SRU 2017; DIW Berlin 2017c). Als Folge bräuchten die Orte

Pödelwitz und Obertitz mit etwa 80 Menschen nicht mehr umgesiedelt werden(DIW Berlin 2014a; Öko-Institut 2017b). Zudem könnte der Aufschluss des Tagebaus Lützen, der eine Umsiedlung von 930 Menschen in den Ortschaften bzw.
Ortsteilen von Stößwitz, Sössen, Gostau, Kölzen, Röcken, Michlitz, Bothfeld,
Schweßwitz und Lützen zur Folge hätte, vermieden werden (Klima-Allianz
Deutschland 2017).

Themenblock 4

89Verminderte Umwelt- und Gesundheitsschäden
Internationale Studien zeigen, dass ein Kohleausstieg zu deutlichen positiven Effekte für die Umwelt und Gesundheit führt (J. Casey u. a. 2018; J. A. Casey u. a. 2018).
Insgesamt lagen die Umweltkosten für Strom aus Braun- und Steinkohle in Deutschland im Jahr 2016 bei ca. 46 Mrd. Euro (UBA 2017b). Nur ein Bruchteil dieser spezifischen Umweltkosten der Kohleverstromung sind bereits durch Emissionshandel
und Energiesteuer internalisiert (FÖS 2018). So stammen über die Hälfte der Quecksilber-Emissionen und ein großer Teil der Schwefeldioxid-Emissionen Deutschlands
aus Kohlekraftwerken (vgl. Tab. 4.4.1). Bei Feinstäuben ist zu beachten, dass Kohlekraftwerke insbesondere auch Ultrafeinstäube (Partikeldurchmesser von unter
0,1 µm) emittieren, die aufgrund ihrer geringen Masse bisher nicht adäquat erfasst
werden (SRU 2017). Luftschadstoffe fallen vor allem lokal an, werden unter Umständen aber auch über weite Strecken transportiert (UBA 2017b; SRU 2017). Sie werden
mit einer Reihe von Umweltbelastungen und Krankheiten in Verbindung gebracht,
die sich durch einen Kohleausstieg reduzieren ließen. Hierzu gehören (UBA 2017b;
SRU 2017; BMWi 2018a):

Durch verringerte Emissionen vonLuftschadstoffen sind positive
Effekte auf Umwelt und Gesundheit zu erwarten. Die Umweltkosten der Kohleverstromung in
Deutschland betrugen 46 Mrd. Euroin 2016.

Atemwegserkrankungen (wie Asthma, chronische Bronchitis) und• verstärkte
Herz-Kreislauf-Erkrankungen (wie Bluthochdruck, Herzinfarkt) durch Stickstoffdioxid-Emissionen, bodennahes Ozon und Feinstäube;Effekte auf das Nervensystem sowie neurokognitive Einschränkungen• chronische
bei Kindern durch Quecksilber-Einträge in die Nahrungskette;und Versauerung von Böden und Gewässern durch Stickstoff• Überdüngungoxid-Emissionen, mit negativen Folgen für die Biodiversität.
Weitere Umweltkosten der Braunkohletagebaue entstehen durch Grundwasserabsenkungen und die Verockerung von Gewässern (DIW Berlin 2014e). Hieraus ergibt
sich, dass der gezahlte Börsenstrompreis für eine Kilowattstunde nicht einmal dem
Viertel der wahren externen Kosten entspricht, die größtenteils von der Allgemeinheit gezahlt werden (vgl. Abb. 4.4.1).

Die Umwelt- und Gesundheitskosten
der Kohleverstromung betragen ein
Vielfaches der Börsenstrompreise.

Tab. 4.4.1: Emissionen von ausgewählten Luftschadstoffen im Jahr 2016
Kohlekraftwerke

Deutschland

Quecksilber (Hg)

Tonnen~5,6

9,8Schwefeldioxid (SO2)

Tsd. Tonnen

~143*

356

Stickstoffoxide (NOx)Tsd. Tonnen

~155

1.217

Feinstäube (PM10)

Tsd. Tonnen

~7

203

Anmerkung: * SOx

Quellen: UBA (2018c, 2018d, 2018b), eigene BerechnungenAbb. 4.4.1: Spezifische Umweltkosten (inkl. Gesundheitskosten) und erzielbare Börsenstrompreise der Braun- und Steinkohleverstromung im Vergleich

Quelle: Eigene Darstellung basierend auf UBA (2017b), UBA (2012) und Fraunhofer ISE (2018b)

STRUKTURWANDEL UND TRANSFORMATIONSKOSTEN

90
4.5 SICHERUNG DER RENATURIERUNGSKOSTEN DER TAGEBAUE

Die Betreiber der Braunkohletagebaue haben bisher ca. 4 Mrd. Eurobilanzielle Rückstellungen zur
Absicherung der Folgekosten desBraunkohlebergbaus gebildet.

»

Die Betreiber der Braunkohletagebaue sind verpflichtet für die bergbaubedingten Folgekosten aufzukommen und entsprechende Rückstellungenzu bilden.

»

Die Höhe der bergbaubedingten Folgekosten vor dem Hintergrund einer
vorgezogenen Beendigung der energetischen Nutzung der Kohle wurde
bisher nicht untersucht.

»

Es besteht die Gefahr, dass das bisherige Rückstellungssystem, insbesondere im Kontext eines beschleunigten Kohleausstiegs, nicht leistungsfähig ist.

Die Betreiber der Braunkohletagebaue sind dazu verpflichtet, für die Folgekosten
des Braunkohlebergbaus aufzukommen (§ 55 BBergG, Stand 30.11.2016) und in den
Bilanzen entsprechende Rückstellungen zu bilden. Die Folgekosten umfassen insbesondere die Rekultivierung der Tagebaue nach dem Ende der Braunkohleförderung(DIW Berlin 2017c). Ende 2016 beliefen sich die bis dahin gebildeten Rückstellungenauf ca. 4 Mrd. Euro. 2,4 Mrd. Euro entfielen dabei auf RWE, 1,5 Mrd. Euro auf die LEAG
und 0,14 Mrd. Euro auf die Mitteldeutsche Braunkohlengesellschaft mbH (MIBRAG)(DIW Berlin 2017c). Die Höhe der bergbaubedingten Folgekosten vor dem Hintergrund
einer vorgezogenen Beendigung der energetischen Nutzung der Kohle ist bisher
nicht untersucht. Zudem ist nicht gesichert, dass das bisherige Rückstellungssystemsicherstellt, dass die Betreiber tatsächlich für die Folgekosten aufkommen.

Übersicht über die anstehenden bergbaubedingten Folgekosten
Die Berechnung der Rückstellungenberuht auf Kostenschätzungen derBetreiber.

Die Folgekosten des Braunkohlebergbaus fallen zum größten Teil erst in der Zukunft
an und sind daher schwer abzuschätzen (SRU 2017; DIW Berlin 2017c). Die Berechnung
der entsprechenden Rückstellungen beruht auf Kostenschätzungen der Betreiber
auf Basis detaillierter Nachnutzungspläne (FÖS und IASS Potsdam 2016; SRU 2017).

RWE gibt an, dass 80 % der
Folgekosten erst nach der
Stilllegung eines Tagebaus anfallen
und das sie ca. 70-80 % dernotwendigen Rückstellungenbereits gebildet haben.

RWE hat drei eigene Gutachten zu notwendigen Rückstellungen in Auftrag gegeben
und veröffentlicht (RWE Power, RWTH, und BET 2017; RWE Power und KPMG 2016; MTC
2017). Diesen Gutachten ist zu entnehmen, dass die Kosten für die Rekultivierung im
Rheinischen Revier zu über 80 % erst anfallen, wenn ein Tagebau geschlossen wird.
Während 74 % der Kosten für die Wiedernutzbarmachung anfallen, stellen Umsiedlungen und Verlegungen nur 8 % der Kosten dar. RWE gibt an, dass vom Unternehmen
ca. 70-80 % der notwendigen Rückstellungen bereits gebildet wurden. Jedoch ist indiesen Gutachten nicht aufgeführt, wie die Rückstellungen angelegt sind, und es beinhaltet keine Abschätzungen dazu, wie sich die benötigten Rückstellungen undandere Bilanzposten bei einem vorzeitigen Kohleausstieg verändern würden.

Ein von staatlichen Stellen in
Auftrag gegebenes Gutachten
könnte Klarheit bzgl. Höhe und
Zeitpunkt des Fälligwerdens derFolgekosten und ihrer Absicherung
geben.

Für eine genauere Bewertung der Kosten vor dem Hintergrund einer vorgezogenen
Beendigung der energetischen Nutzung der Kohle sollte auf unabhängige und transparente Kostenschätzungen hingewirkt werden (Agora Energiewende 2016a; DIW
Berlin 2017c; SRU 2017). Ein von staatlichen Stellen in Auftrag gegebenes Gutachten
könnte Klarheit bzgl. der Höhe und des Fälligwerdens der Folgekosten und ihrer
Absicherung geben. Die Ergebnisse bisheriger Studien der Betreiber und Länder
sollte in diese Untersuchung einfließen, damit auf dieser Grundlage Kosten beziffert
und Maßnahmen zur Absicherung ihrer Deckung geprüft werden können. WeitereHinweise zu den Folgekosten geben die Sanierungsberichte der Lausitzer und Mitteldeutschen Bergbau-Verwaltungsgesellschaft mbH (LMBV), die für die Sanierung der
DDR-Tagebaue verantwortlich ist.

Bei einem früheren Beginn der
Rekultivierung müssten die
Rückstellungen von den Betreibern
erhöht werden.

Themenblock 4

Minimierung der Risiken für die Finanzierung der Folgekosten
Die bilanziellen Rückstellungen, die von den Tagebau-Betreibern zur Finanzierung
der bergbaubedingten Folgekosten gebildet werden, spiegeln die zukünftigen Zahlungslasten auf Basis ihres kalkulierten Barwerts wider. Die Höhe der Rückstellun-

91
gen hängt somit nicht nur von den Schätzungen der Folgekosten ab, sondern auchvon dem Zeitpunkt des Anfallens, der Inflationsrate und den Abzinsungssätzen (DIW
Berlin 2017c). Bei einem früheren Beginn der Rekultivierung (bspw. aufgrund einesbeschleunigten Kohleausstiegs), steigenden Anforderungen an die Rekultivierungsmaßnahmen, höheren Preissteigerungsraten oder niedrigeren Abzinsungssätze
müssten die Rückstellungen von den Betreibern erhöht werden (DIW Berlin 2017c;
SRU 2017).
Rückstellungen sind Passivposten, die in den Bilanzen durch positive Vermögenswerte (Aktiva) gedeckt werden müssen. Bei den Aktiva der Bergbauunternehmenhandelt es sich zum Teil um Investitionen in konventionelle Kraftwerksanlagen oder
Tagebauinfrastruktur. Bei einem schnelleren Wertverlust dieser Anlagen, wie bei
einem Kohleausstieg zu erwarten, müssen die Rückstellungen durch weitere Aktivposten abgesichert werden. Schon in den letzten Jahren mussten für konventionelle Kraftwerksanlagen zusätzliche Wertabschreibungen vorgenommen werden(SRU 2017).

Die bisherige Praxis, Rückstellungen vor allem durch Investitionen
in konventionelle Kraftwerke undTagebauinfrastruktur zu sichern,birgt gerade im Kontext eines
Kohleausstiegs Risiken.

Die Rückstellungen sind zudem bislang nicht insolvenzfest, d. h. sie können bei
Zahlungsunfähigkeit des Betreibers verloren gehen (Agora Energiewende 2016a;
FÖS und IASS Potsdam 2016; DIW Berlin 2017c). Ist der Betreiber ein Tochterunternehmen, haftet grundsätzlich der Mutterkonzern für die Kosten, falls Beherrschungsund Gewinnabführungsverträge bestehen. Der Mutterkonzern kann sich aber ggf.
auch durch rechtzeitige Kündigung dieser Verträge oder gesellschaftsrechtliche
Umstrukturierungen der Haftung entziehen ((DIW Berlin 2017c), (FÖS und IASS Potsdam 2016), § 303 AktienG, Stand 10.05.2016). Bedenken zur Haftung werden aufgrund
der Unternehmensstruktur insbesondere bei der EPH geäußert, die über diverse
Zwischenfirmen Eigentümerin der LEAG und MIBRAG ist ((DIW Berlin 2017c; Öko-Institut 2017b). Die EPH bestätigte selbst, dass sie gegenwärtig nicht für die Verpflichtungen der LEAG haftet (Steinmann 2017).

Die bereits gebildeten Rückstellungen sind überdies nicht
insolvenzfest.

Sicherstellung des Verursacherprinzips
Es gibt zahlreiche Vorschläge, wie man die Risiken in Bezug auf die bergbaubedingten Rückstellungen minimieren und somit dauerhaft garantieren kann, dass die
Folgekosten des Braunkohlebergbaus von den Betreibern getragen werden. Hierzu
zählen neben unabhängigen Kostengutachten insbesondere die folgenden Maßnahmen (Agora Energiewende 2016a; FÖS und IASS Potsdam 2016; DIW Berlin 2017c;
SRU 2017):

Es sind zusätzliche Maßnahmen
nötig, um zu garantieren, dass die
Folgekosten von den Betreibern
getragen werden.

Analog zur Atomwirtschaft könnte ein Nachhaftungsgesetz• Nachhaftungsgesetz:sicherstellen, dass die Mutterkonzerne auch nach einer Umstrukturierung für
die bergbaubedingten Folgekosten ihrer Tochterunternehmen haften.

nach Bundesberggesetz: Gemäß § 56 BBergG könnte die• Sicherheitsleistungenzuständige Bergbehörde statt bilanzieller Rückstellungen insolvenzfeste Sicher-heitsleistungen verlangen, wie Versicherungen, Bankbürgschaften oder eine
Patronatserklärung des Mutterkonzerns. So hat das sächsische Oberbergamt
Ende Dezember 2017 für den Tagebau Nochten festgelegt, dass in Zukunft Sicherheitsleistungen in Form eines Sondervermögens zu leisten sind (Pinka 2018).

Fonds: Analog zur Atomwirtschaft könnte ein öffent• Öffentlich-rechtlicher
lich-rechtlicher Fonds aufgelegt werden, der sich aus Mitteln der Bergbauunternehmen speist.

Ein öffentlich-rechtlicher Fonds wäre die transparenteste Lösung mit dem höchsten
Insolvenzschutz für besonders langfristige Folgekosten (FÖS und IASS Potsdam 2016;
DIW Berlin 2017c)). Zur Finanzierung könnte beispielsweise eine Abgabe auf die in
Zukunft noch geförderte Braunkohle erhoben werden (Agora Energiewende 2016a).

Ein öffentlich-rechtlicher Fonds
könnte von den Betreibern bspw.
durch eine Braunkohleabgabe
kontinuierlich aufgefüllt werden.

STRUKTURWANDEL UND TRANSFORMATIONSKOSTEN

Themenblock 5

INSTRUMENTE ZUR REDUZIERUNG DER
ENERGETISCHEN NUTZUNG VON KOHLE
ZUSAMMENFASSUNG

Deutsche Kohlekraftwerke unterliegen verschiedenen Steuerungsinstrumenten, insbesondere dem
europäischen Emissionshandelssystem (ETS) und Vorgaben zum Immissionsschutz. Um die Klimaschutzziele zu erreichen (vgl. Kap. 2.5) und Hemmnisse bei der Umsetzung der Energiewende zu beheben (vgl. Kap. 1.4), sind zusätzliche Maßnahmen zur Reduzierung und Beendigung der Verstromung
von Kohle nötig. Die derzeit bestehenden Instrumente sind alleine nicht geeignet, die Energieerzeugung aus Kohle gesichert, strukturiert und kontinuierlich zu senken.
Kap. 5.1 stellt die wichtigsten bestehenden Instrumente mit Wirkung auf die energetische Nutzung
von Kohle dar (ETS und EU-Richtlinie über Industrieemissionen). Die darauffolgenden Kapitel gehen
auf zusätzlich mögliche Politikinstrumente für eine Reduzierung der Kohleverstromung ein: Kap. 5.2
behandelt den CO2-Mindestpreis und andere Preisinstrumente, Kap. 5.3 die Stilllegung von Kraftwerkskapazitäten, Kap. 5.4 die Begrenzung der jährlichen Produktion der Kohlekraftwerke und Kap. 5.5stellt Instrumentenkombinationen vor.

EMISSIONSHANDEL

Durch die Begrenzung und Bepreisung von CO2-Emissionen verteuert das ETS emissionsintensive
Energieerzeugung. Deutliche Emissionsreduktionen ergeben sich allerdings erst, wenn der Preis fürEmissionsberechtigungen die Kosten der Kohleverstromung (konkret: die sog. Grenzkosten) dauerhaftüber die Kosten der Gasverstromung hebt. Welcher CO2-Preis dafür nötig ist, hängt v. a. von der Differenz der Brennstoffpreise sowie vom Wirkungsgrad der Kraftwerke ab. In den vergangenen Jahren
war dieser sog. „Fuel Switch-Preis“ sehr volatil und schwankte zwischen ca. 5 Euro/t CO2 für alte
Steinkohlekraftwerke bis zu Werten über 100 Euro/t CO2 für neue Braunkohlekraftwerke.
Der derzeitige Preis für Emissionsberechtigungen von etwa 20 Euro/t CO2 (August 2018) und die derzeitigen Fuel Switch-Preise führen dazu, dass bereits einige Steinkohlekraftwerke, insbesondere ältere, in vielen Stunden zu Gunsten von modernen Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerken (GuD-Kraftwerke) aus dem Markt gedrängt werden. Um auch Braunkohlestrom vollständig zu ersetzen, wird ein
dauerhaft höheres Preisniveau im ETS benötigt, das trotz der im Frühjahr 2018 beschlossenen Reformvor dem Jahr 2030 kaum zu erwarten ist (vgl. Kap. 5.1).

VOR- UND NACHTEILE MÖGLICHER ZUSÄTZLICHER INSTRUMENTE

Für einen kontinuierlichen und gesicherten Kohleausstieg werden daher zusätzliche Instrumente
benötigt. Dabei lassen sich Instrumente, die indirekt über den Preis wirken, und ordnungsrechtliche
Ansätze mit direkter Wirkung auf einzelne Kraftwerke oder Kraftwerkstypen unterscheiden.
Die Analyse zeigt, dass die Steuerbarkeit des Transformationsprozesses für alle Akteure am höchsten
ist, wenn Kohlekraftwerkskapazitäten nach einer festgelegten Reihenfolge stillgelegt werden. Die
Steuerbarkeit ist insbesondere im Hinblick auf Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit und den
Strukturwandel von Bedeutung. Außerdem ergibt sich Planungssicherheit für Investitionen in dasneue Energieversorgungssystem. Aufgrund der hohen Konzentration von Braunkohlearbeitsplätzen
in wenigen Regionen ist es aus strukturpolitischer Sicht zudem vorteilhaft, wenn Instrumente so
gewählt werden, dass von Anfang an nicht nur Braun- sondern auch Steinkohlekraftwerke zur CO2-Reduktion beitragen. Dagegen sind bei preisbasierten Instrumenten, wie dem CO2-Mindestpreis, diekonkreten Auswirkungen auf einzelne Kraftwerke schwerer abzuschätzen, da preisbasierte Instrumente immer im Zusammenspiel mit anderen Marktfaktoren wirken (vgl. Kap. 5.2).

Insofern besteht bei der Instrumentenwahl ein Zielkonflikt zwischen Planungssicherheit und Flexibilität. Werden beispielsweise statt fixen Stilllegungsjahren für jeden Kraftwerksblock Restmengenan Strom oder CO2-Emissionen festgelegt, die zwischen Kraftwerken übertragbar oder handelbar sind,
sinkt die Planbarkeit im Hinblick auf regionalwirtschaftliche Wirkungen und Versorgungssicherheit(vgl. Kap. 5.3 und 5.4).
Kohlekraftwerke können alternativ zur sofortigen Stilllegung auch in eine Reserve überführt werden.
Diese Option ist jedoch mit hohen Kosten für die öffentliche Hand verbunden (vgl. Kap. 5.3).

INSTRUMENTENKOMBINATIONEN

Durch eine Kombination der Instrumente Stilllegung und Produktionsbegrenzung wird die Zielgenauigkeit, mit der ein definiertes CO2-Gesamtbudget des Stromsektors eingehalten wird, erhöht. Denn
Produktionsobergrenzen verhindern, dass erste Stilllegungen in ihrer Klimawirkung leer laufen, weil
die verbleibenden Kohlekraftwerke mehr Strom erzeugen. Durch eine Kombination von Stilllegung
und CO2-Mindestpreis im Stromsektor können zusätzliche Einnahmen generiert werden, die auch im
Rahmen des Kohleausstiegs genutzt werden können. Der Nachteil von Kombinationen liegt in ihrer
höheren Komplexität. Der politische Aushandlungsprozess kann sich dadurch verzögern (vgl. Kap. 5.5).
Abb. 5.0.1: Mögliche Instrumentenbausteine zur Reduzierung der energetischen Nutzung von Kohle
Ordnungsrechtliche Instrumente
Wirkung

Stilllegung von Kapazitäten

Preisbasierte Instrumente

Senkung der ErzeugungÄnderung relativer PreiseFeste
Stilllegungsdaten

Kombinierbare
Bausteine

evtl. kombiniert
mit Überführung
in Reserve

Steuerbarkeit

CO2-Bepreisung durch:

Festlegung vonRestlaufzeiten,
Reststrommengen,Restmengen an CO2Jährliche Produktionsbegrenzung durch
Begrenzung der Stromeinspeisung, CO2Emissionen pro Kraftwerk,
VolllaststundenÜbertragbarkeit/
HandelzwischenAnlagen(blöcken)• EU-Emissionshandel• CO2-Mindestpreis• Klimabeitrag

Steuerliche Anreize
durch Anhebung:• Brennstoffsteuer•Energiesteuer

Flexibilität

Quelle: Ecologic Institut basierend auf IZES (2015), S. 141, SRU (2017), S. 32, Öko-Institut (2017), S. 53.

94

RECHTLICHE ZULÄSSIGKEIT UND WASSERBETTEFFEKTBisher veröffentlichte Gutachten gehen davon aus, dass Kohlekraftwerke rechtssicher und grundsätzlich entschädigungsfrei stillgelegt werden können, wenn eine Amortisation der Investitionen gegeben ist. Es sollte den Betreibern jedoch eine kurze Übergangsfrist eingeräumt werden, damit sie
sich in ihren Vermarktungsstrategien auf die Stilllegung einstellen können. Die bisher vorgelegten
Gutachten gehen von einer rechtlich gebotenen Übergangszeit von ein bis zwei Jahren aus. Hingegenist die EU-rechtliche Genehmigung einer Ausweitung der Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft nicht
gesichert, legt man die Ausführungen der EU-Kommission in ihrer Beihilfeentscheidung zugrunde(vgl. Kap. 5.3). Wird die Stromerzeugung in weiterhin laufenden Kraftwerken gedeckelt, ergeben sichgewisse rechtliche Risiken: Ohne Übertragungsoption muss die Mengenbegrenzung so ausgestaltet
werden, dass ein rentabler Betrieb weiter möglich ist, womit dem Instrument enge Grenzen gesetzt
sind (vgl. Kap. 5.4). Eine Erhöhung der Energiesteuer ausschließlich für die Verstromung von Kohle
halten Experten für europarechtlich und verfassungsrechtlich problematisch. Unkritisch ist dagegeneine Anhebung für alle fossilen Brennstoffe, etwa zur Umsetzung eines CO2-Mindestpreises (vgl. Kap.
5.2).
Durch die Reform des Emissionshandels ist es kurz- und mittelfristig deutlich unwahrscheinlicher
geworden, dass die Absenkung der Kohlestromerzeugung in Deutschland zu einem Überschuss an
Emissionsrechten im ETS (dem sog. Wasserbetteffekt) führt. Zum einen erlaubt es die neu gefasste
EU-Emissionshandelsrichtlinie Regierungen, Zertifikate im Umfang eingesparter Emissionen stillzulegen. Zum anderen wirkt auch die Marktstabilitätsreserve dem Wasserbetteffekt entgegen, indem
sie dem Markt eine bestimmte Menge überschüssiger Emissionsberechtigungen automatisch entzieht(vgl. Kap. 5.1 und 5.3).

Themenblock 5

95
5.1 BESTEHENDE INSTRUMENTE»

Das europäische Emissionshandelssystem (ETS) ist derzeit das zentrale
Klimaschutzinstrument der EU im Stromsektor. Durch die Bepreisung von
CO2-Emissionen soll ein Anreiz zur Emissionsminderung gegeben werden.

»

Das ETS löst dann einen Brennstoffwechsel in der Stromerzeugung aus, wenn
der Preis für Emissionsberechtigungen die Kosten der Kohleverstromung(konkret: die Grenzkosten) über die Kosten von Gas hebt und damit die Einsatzreihenfolge am Strommarkt beeinflusst. Welches Preisniveau in Deutschland dafür nötig ist, hängt hauptsächlich von den Brennstoffpreisen unddem Wirkungsgrad der Kraftwerke ab. In den vergangenen Jahren war der„Fuel Switch-Preis“ sehr volatil.

»

Die Entwicklung der Energiekosten und des CO2-Preises im ETS ist schwer
vorhersehbar und Prognosen erwiesen sich bisher oft als falsch. Daher ist
unklar, wann und wie dauerhaft das nötige Preisniveau für einen Brennstoffwechsel erreicht wird. Eine gesicherte und kontinuierliche Absenkung
der Kohleverstromung in Deutschland ist daher auch nach der ETS-Reform
allein über das CO2-Preissignal nicht möglich.

»

Die aus der EU-Richtlinie über Industrieemissionen resultierenden Grenzwerte für Schadstoffe (Stickstoffoxide, Quecksilber) können in den meisten
Fällen durch feuerungstechnische Maßnahmen und technische Nachrüstungen erfüllt werden. Die Richtlinie ist somit kein geeignetes Instrument
für einen gesicherten Kohleausstieg.

Das europäische Emissionshandelssystem
Das ETS wurde im Jahr 2005 eingeführt und ist das zentrale Klimaschutzinstrument
auf europäischer Ebene. Es setzt eine stetig sinkende Obergrenze (sog. Cap) auf die
CO2-Emissionen der in dem System beinhalteten Anlagen. Unter dem ETS muss fürjede Tonne CO2, die bei der Stromerzeugung und von der energieintensiven Industrie emittiert wird, eine Emissionsberechtigung (auch „Zertifikat“) bei der zuständigen staatlichen Stelle vorgelegt werden. Emissionsberechtigungen können erworben
werden und sind frei handelbar. Dabei bildet sich ein Preis pro Tonne CO2-Emissionen. Dieser liegt aktuell bei etwa 20 Euro/t CO2 (August 2018 (EEX 2018a, 2018b)). Im
Ergebnis verteuert sich die Stromerzeugung in Abhängigkeit vom CO2-Gehalt desgenutzten Brennstoffs und des Wirkungsgrades der jeweiligen Anlage, was Anreize
zur Reduktion von Treibhausgasemissionen und zum Wechsel auf emissionsärmere Brennstoffe („Fuel Switch“) setzen kann. Das ETS soll so Umweltkosten, die durch
CO2-Emissionen und den Klimawandel entstehen, in die Preisbildung am Strommarkt
integrieren. Dadurch werden Preisvorteile der CO2-intensiven Kohle gegenüber dem
CO2-ärmeren Erdgas, die ohne diese Internalisierung externer Kosten bestehen,reduziert.

Den regulativen Rahmen für die
Kohleverstromung setzt derzeit die
EU durch das Emissionshandelssystem und die Richtlinie überIndustrieemissionen.

Nach mehrjähriger Verhandlung trat im April 2018 eine Reform des ETS in Kraft.
Adressiert werden sollte v. a. das Problem, dass sich unter den bisherigen Regelungenam Markt für Emissionsberechtigungen ein Überschuss von rund 1,7 Mrd. Zertifikaten (Stand 2016, (Europäische Kommission 2017b; Sandbag 2017)) bilden konnte. Als
Folge lag der Preis für Emissionsberechtigungen seit 2012 bis Anfang 2018 durchgängig unter 10 Euro/t CO2, zeitweilig sogar unter 5 Euro.

Die 2018 beschlossene Reform desEmissionshandels wird den
Zertifikateüberschuss schrittweiseabbauen und dadurch voraussichtlich zu höheren CO2-Preisen führen.

Die Reform sieht nunmehr vor, dass im Zeitraum 2021-2030 (vierte Handelsperiode)die Gesamtmenge der jährlich ausgegebenen Emissionsberechtigungen um 2,2 %pro Jahr statt wie bisher um 1,7 % sinkt. Um den Überschuss an Emissionsberechtigungen abzubauen, war außerdem schon 2015 die Einführung der sog. Marktstabilitätsreserve beschlossen worden, die ab 2019 einen Teil des Überschusses dem Marktentziehen soll. Dieses Instrument wurde mit der Reform deutlich gestärkt: Die
Marktstabilitätsreserve soll in den Jahren 2019 bis 2023 jedes Jahr 24 % der über-INSTRUMENTE ZUR REDUZIERUNG DER ENERGETISCHEN NUTZUNG VON KOHLE

96
schüssigen Zertifikate aufnehmen – doppelt so viele wie ursprünglich vorgesehen;
ab 2024 sinkt dieser Anteil auf 12 %. Zudem werden ab dem Jahr 2023 alle Emissionsberechtigungen in der Marktstabilitätsreserve, die über die jährliche Auktionsmenge des Vorjahres hinausgehen, gelöscht. Daraus resultiert in Summe eine Löschungvon mehr als 2 Mrd. Zertifikaten (Thomson Reuters 2017b).
Die novellierte ETS-Richtlinie
erlaubt es Mitgliedstaaten bei
Stilllegung von Kraftwerkskapazitäten die Auktionsmengen fürEmissionsberechtigungenentsprechend zu senken.

Box 5.1: Aufhebung des „Wasserbetteffekts“In der Diskussion um nationale Klimaschutzmaßnahmen in den ETS-Sektoren wird
oft argumentiert, dass durch solche Maßnahmen freiwerdende Emissionsberechtigungen im Ausland zu Mehremissionen führen (sog. Wasserbetteffekt). Dies neutralisiere die Klimaschutzwirkung nationaler Instrumente. Die Reform des ETS wirkt
dem Wasserbetteffekt über zwei Wege entgegen:Die 2018 novellierte EU-ETS-Richtlinie erlaubt es Mitgliedstaaten, die national Erzeugungskapazitäten stilllegen, die Auktionsmengen für Emissionsberechtigungenim ETS entsprechend zu senken. Auf diese Weise können Regierungen verhindern,dass zusätzliche Maßnahmen im Inland durch freiwerdende Emissionsberechtigungen zu Mehremissionen im Ausland führen.
Auch die im Rahmen der Reform gestärkte Marktstabilitätsreserve wirkt dem sog.
Wasserbetteffekt entgegen: Zusätzliche nationale Maßnahmen führen nicht unmittelbar zu einem zusätzlichen Angebot an Emissionsberechtigungen im Ausland,sondern erhöhen zunächst den Bestand in der Reserve, die dem Markt entzogen ist.
Angesichts der mit der Reform eingeführten Löschung überzähliger Emissionsberechtigungen in der Reserve ab dem Jahr 2023 ist die Gefahr einer Verlagerung vonEmissionen begrenzt (Öko-Institut 2018b).

Veränderung der Einsatzreihenfolge am Strommarkt
Ein Brennstoffwechsel findet statt, sobald die Erzeugungskosten der Kraftwerke(relevant sind die sog. Grenzkosten) sich durch den CO2-Preis so stark verändern,dass sich auch die Einsatzreihenfolge auf dem Strommarkt ändert (Merit Order, vgl.
Kap. 1.3) und CO2-ärmere Kraftwerke vor CO2-intensiveren Kraftwerken zum Einsatz
kommen. Dabei geht es in erster Linie um den Wechsel von Kohle- zu Gaskraftwerken (sog. Fuel Switch).
Neben den Kosten der CO2-Emissionen im ETS hängen die Grenzkosten der Stromerzeugung insbesondere von zwei Faktoren ab: dem Kostenunterschied zwischen
den verschiedenen Brennstoffen und dem Wirkungsgrad der Anlage. Da die Brennstoffpreise schwanken, ändert sich auch stetig der Fuel Switch-Preis: Je größer derPreisunterschied zwischen Stein- bzw. Braunkohle und Erdgas ist, desto höher mussder CO2-Preis sein und auch bleiben, um dauerhaft die Einsatzreihenfolge auf dem
Strommarkt zu ändern. Je geringer der Wirkungsgrad der Kohlekraftwerke (also je
teurer die Stromproduktion), desto geringer muss der CO2-Preis sein, um den Brennstoffwechsel zu den effizienteren Gaskraftwerken auszulösen. Im Ergebnis werden
bei steigendem CO2-Preis die älteren und ineffizienteren Kohlekraftwerke aus derEinsatzreihenfolge gedrängt, während sich die effizienteren Kohlekraftwerke noch
länger am Markt behaupten können und erst bei einem höheren CO2-Preisniveau
teurer als Gaskraftwerke werden.
Der Emissionshandel kannvoraussichtlich dazu beitragen, am
Strommarkt Steinkohle durch Gas
zu ersetzen, aber Braunkohle wird
kaum betroffen sein.

Themenblock 5

Abb. 5.1.1 zeigt verschiedene Prognosen aus den Jahren 2018 und 2017 (nach der Einigung zur ETS-Reform) zur Entwicklung der Zertifikatspreise im ETS bis 2030. Hierwird deutlich, dass die Erwartungen zum zukünftigen Preisniveau von Emissionsberechtigungen stark variieren – wenn auch insgesamt ein steigender Trend vorhergesagt wird. Für das Jahr 2020 werden Zertifikatspreise zwischen 10 und 23 Euro/t
erwartet, für das Jahr 2025 eine Bandbreite von ca. 14 bis 35 Euro/t und für 2030

97
Preise zwischen 22 und 35 Euro/t. Die Abbildung stellt die Preisprognosen den FuelSwitch-Preisen in der Vergangenheit gegenüber, die zwischen 2003 und Anfang
2018 für einen Wechsel von alten und neuen Stein- bzw. Braunkohlekraftwerken zu
neuen GuD-Kraftwerken notwendig waren. In den letzten 15 Jahren schwankten die
Fuel Switch-Preise für Steinkohle zwischen ca. 5 und 55 Euro/t bei alten und etwa 25
und 105 Euro/t bei neuen Kraftwerken. Für die Verdrängung von Braunkohle ist ein
deutlich höheres CO2-Preisniveau erforderlich: Hier lag die Bandbreite in dem Zeitraum von 2003 bis Anfang 2018 zwischen ca. 25 und 85 Euro/t für alte Kraftwerke
und etwa 35 und 125 Euro/t für neue (Öko-Institut 2018b).
Abb. 5.1.1: Prognosen zu Zertifikatspreisen im ETS bis 2030 und Bandbreite der historischen Fuel Switch-Preise für alte Kohlekraftwerke zu GuD-Kraftwerken von 2003 bis 2018
Steinkohle

2029

2030

2027

2028

2025

2026

2023

2024

2021

2022

2019

2020

2029

2030

2027

2028

2025

2026

2023

2024

2021

2022

2019

2020

Euro/t CO2

130
120
110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
-

Die eingetragenen Spannbreiten
bilden Preiserwartungen fürEmissionsberechtigungen ab.
Die Schattierung zeigt den Bereich
historischer Switch-Preise: rot undbraun für alte Kohlekraftwerke,blau und braun für neue
Kraftwerke.

Braunkohle

Quelle: Zertifikatspreise: Carbon Pulse 2018, ICIS 2017, Thomson Reuters 2017a; Fuel Switch-Preise: Öko-Institut 2018

Gegenwärtig beginnt der Wechsel von Steinkohle zu Gaskraftwerken bei CO2-Preisenvon knapp unter 10 Euro/t (vgl. Kap. 1.3). Das derzeitige Preisniveau der Emissionsberechtigungen im ETS (etwa 20 Euro/t CO2, August 2018) führt daher dazu, dass dieersten Steinkohlekraftwerke in Deutschland, insbesondere die älteren, in der Einsatzreihenfolge am Strommarkt hinter Gaskraftwerke rücken. Ab einem Preis von
40 Euro/t CO2 würden auf Basis der gegenwärtigen Marktbedingungen (v. a. Brennstoffpreise) alle Steinkohlekraftwerke in Deutschland von Gaskraftwerken verdrängt.
Bei der Braunkohle beginnt der Wechsel gegenwärtig bei etwa 20 Euro/t für ältere
Anlagen, bei etwa 50 Euro/t würden auch die effizientesten neueren Braunkohlekraftwerke verdrängt (vgl. Kap. 1.3). Es zeigt sich daher, dass das ETS einen Beitragdazu leisten kann, dass in der Stromerzeugung Steinkohle durch Gas ersetzt wird,
gerade bei älteren Kraftwerken. Allerdings ist nicht zu erwarten, dass die Preise fürEmissionsberechtigungen in den nächsten zehn Jahren einen umfassenden Wechsel von Braunkohle- zu Gaskraftwerken auslösen werden.

Veränderung der Wirtschaftlichkeit
Der CO2-Preis hat jedoch nicht nur das Potenzial, in bestimmten Stunden die Einsatzreihenfolge am Strommarkt zu ändern, er wirkt sich auch auf die Wirtschaftlichkeit der Braunkohleverstromung insgesamt aus. Braunkohlekraftwerke undBraunkohletagebau liegen weitgehend in der Hand derselben Unternehmen (integrierte Unternehmen). Durch Betrieb der Tagebaue geht die Braunkohleverstromung
mit einem hohen Anteil von Fixkosten in der Kostenstruktur dieser Unternehmen
einher (Öko-Institut 2017b) (vgl. Kap. 1.2). Diese Fixkosten müssen durch Deckungsbeiträge aus dem Stromverkauf erwirtschaftet werden. Das Öko-Institut geht davonaus, dass schon bei einem CO2-Preis von 15 Euro/t die Wirtschaftlichkeit älterer
Braunkohleanlagen mittelfristig gefährdet ist, da die Kostendeckungsbeiträge durch
die zusätzlichen CO2-Kosten sinken würden. Bei einem dauerhaften, stabilen Preisniveau ab 25 Euro/t könnten Stilllegungen alter Braunkohlekraftwerke innerhalb
weniger Jahre erfolgen (Öko-Institut 2018b).

Schon bei einem CO2-Preis von
15 Euro/t ist die Wirtschaftlichkeitälterer Braunkohleanlagen
gefährdet. Bei einem stabilen
Preisniveau ab 25 Euro/t könnten
Stilllegungen alter Braunkohlekraftwerke innerhalb weniger
Jahre erfolgen.

INSTRUMENTE ZUR REDUZIERUNG DER ENERGETISCHEN NUTZUNG VON KOHLE

98
Unsicherheiten
Die Entwicklung der FuelSwitch-Preise wie des CO2-Preises ist
mit großen Unsicherheiten
behaftet.

Zu berücksichtigen ist, dass sowohl die Entwicklung der Fuel Switch-Preise als auchdie zukünftige Höhe des CO2-Preises mit großen Unsicherheiten behaftet sind undsich Prognosen hierzu in der Vergangenheit oft als falsch erwiesen haben. Hintergrund ist, dass der CO2-Preis vielfältigen Treibern ausgesetzt ist: Einfluss nehmen
u. a. die Energieträgerpreise, die makroökonomische Entwicklung, der Ausbau erneuerbarer Energien und die Förderung der Energieeffizienz. Experten argumentieren, dass darüber hinaus weitere Faktoren hinzukommen. Für die Preisentwicklung
in der Vergangenheit könnte zum Beispiel auch die Vertrauenswürdigkeit undlangfristige Verbindlichkeit der CO2-Reduktionsziele eine Rolle gespielt haben (MCC
2017; Koch et al. 2014).

Das ETS ist nicht darauf angelegt,
einen Fuel Switch zu garantieren.

Das ETS stellt zwar sicher, dass EU-weit innerhalb eines festgelegten Zeitraums einebestimmte Emissionsmenge nicht überschritten werden kann – es ist aber nicht
darauf angelegt, einen Fuel Switch zu garantieren.

Der Emissionshandel erlaubt
zudem nicht, die Absenkung derKohlevertromung regional oderzeitlich zu steuern.

Die indirekte Wirkung des ETS über den Strommarkt erlaubt zudem keine regionale oder zeitliche Steuerung der Reduktion der Kohleverstromung. Eine solche Steuerung ist aber entscheidend, sowohl um Emissionsminderungen rechtzeitig im
Sinne gesetzter Klimaschutzziele zu erreichen, als auch um den Umbau der Energieversorgung technisch und wirtschaftlich sinnvoll voranzutreiben (vgl. Kap. 1.4 und
3.3). Die regionale Steuerung spielt vor dem Hintergrund lokaler Strukturwandeleffekte und Aspekten der Versorgungssicherheit eine wichtige Rolle (vgl. Kap. 4 und 3.5).
Das ETS ist daher, trotz der jüngst verabschiedeten Reformen und der sich abzeichnenden höheren Wirksamkeit, nicht allein geeignet, die Kohleverstromung in
Deutschland gesichert, strukturiert und kontinuierlich zu verringern, sondern kannallenfalls zu diesem Ziel beitragen.

Optionen zur Anschärfung des EU-Emissionshandels
Für eine weitere Reform desEmissionshandelssystems ist in den
nächsten Jahren keine Mehrheit zu
erwarten.

Eine Anschärfung des ETS, z. B. durch die Einführung eines EU-weiten Mindestpreises oder eine stärkere Absenkung des Caps, würde derzeit wohl keine Mehrheit im
Kreis der Mitgliedsstaaten finden, da die Reform gerade erst in Kraft getreten ist.
Eine Anpassung des ETS könnte sich zwar durch die Verpflichtungen der EU im
UN-Prozess ergeben. So sieht die reformierte ETS-Richtlinie vor, dass die EU-Kommission im Zusammenhang der Bestandsaufnahmen unter dem Übereinkommen
von Paris („global stocktake“) regelmäßig die Bestimmungen der Richtlinie überprüfen soll, darunter das Cap und den linearen Minderungsfaktor. Die erste Überprüfung steht im Rahmen des Talanoa-Dialogs schon 2018 an. Es ist jedoch unwahrscheinlich, dass es hier schon zu substanziellen Änderungen kommen wird.
Wahrscheinlicher sind weitere Reformen erst im Rahmen des folgenden „global
stocktakes“ im Jahr 2023. Im Jahr 2021 werden zudem bereits die Parameter derMarktstabilitätsreserve überprüft (Carbon Brief 2017; Europäische Kommission
2018a).

Die EU-Richtlinie über Industrieemissionen (IE-RL)
Neben dem ETS wirkt sich auch die europäische Richtlinie über Industrieemissionen
2010/75/EU (IE-RL) auf die Kohleverstromung in Deutschland aus. Sie gilt u. a. fürGroßfeuerungsanlagen mit einer Feuerungswärmeleistung von über 300 MWth unddamit für den Großteil der deutschen Kohlekraftwerke. Die Richtlinie schreibt Mindest-Umweltkriterien vor, insbesondere zu Schadstoffemissionen in die Luft. Die
Festlegung der entsprechenden EU-weiten Mindestgrenzwerte erfolgt auf Basis derbesten verfügbaren Techniken (BVT). Im Jahr 2017 wurden die für Kohlekraftwerke
relevanten Vorgaben zu BVT aktualisiert und damit neue Umweltstandards fürGroßfeuerungsanlagen, darunter auch strengere Standards für die Emissionen vonStaub, von Schwefel- und Stickstoffoxiden sowie die erstmalige europarechtlicheFestsetzung von Standards für die Emissionen von Quecksilber eingeführt (Europäi-

Themenblock 5

99sche Kommission 2017a). Diese neuen Umweltstandards müssen innerhalb von vierJahren, bis zum Jahr 2021, in nationales Recht umgesetzt und von bestehenden Anlagen eingehalten werden.
Während die Betriebswerte der deutschen Großfeuerungsanlagen für Schwefeloxide und Staub bereits heute weitgehend im Bereich der durch das aktualisierte
BVT-Merkblatt vorgegebenen Emissionsbandbreiten liegen, erfordern die neuen
Standards für Stickstoffoxide und Quecksilber Anpassungen im Kraftwerkspark.
Insbesondere für Braunkohlekraftwerke führen die vorgeschriebenen Jahresmittelwerte zu Nachrüstbedarf. Die Jahresmittelwerte für Stickstoffoxide der bestehenden
großen Braunkohlekraftwerke liegen mit 160 bis 190 mg/m3 derzeit meist über den
neuen Grenzwerten (SRU 2017). Nach Einschätzung des Umweltbundesamtes (UBA)
würden sogar bei einer Festlegung des nationalen Jahresmittelwerts am oberen
Rand (175 mg/m3) bisher nur vier Braunkohlekraftwerksblöcke in Deutschland diesen Grenzwert sicher einhalten (SRU 2017). Dies bedeutet, dass je nach Festlegung
der Grenzwerte in der Bundesimmissionsschutzverordnung und der Genehmigungssituation an den Kraftwerksstandorten feuerungstechnische Maßnahmen (z.B.
Optimierung der Verbrennungsbedingungen) bzw. abgasseitige Nachrüstmaßnahmen erforderlich werden könnten (SRU 2017). Auch die Vorgaben der EU zu Quecksilberemissionen werden in vielen Fällen Maßnahmen erfordern. Ob sich eine
Maßnahme für einen bestimmten Standort lohnt, ist vor allem eine wirtschaftliche
Entscheidung, die vom Kraftwerksbetreiber zu treffen ist. Als Instrument für einegesicherte, strukturierte und kontinuierliche Absenkung der Kohleverstromung ist
die Richtlinie bzw. ihre nationale Umsetzung aus diesem Grunde nicht geeignet.
Inwieweit höhere Grenzwerte zu Optimierungen, Nachrüstungen oder Schließungenvon Kraftwerken führen, kann nicht sicher vorhergesagt werden.

Die Verschärfung der Emissionsgrenzwerte wird für einige
Kraftwerke Nachrüstbedarf nachsich ziehen, für einen strukurierten
Kohleausstieg eignet sich das
Instrument aber nicht.

Tab. 5.1.1: Grenzwerte der Jahresmittelwerte für Stickstoffoxid- und Quecksilberemissionen für bestehende Großfeuerungsanlagen mit mehr als 1500 Betriebsstunden pro Jahr,
gültig ab dem Jahr 2021
Schadstoff

Kraftwerkstyp (bestehende Anlagen)Grenzwerte im Jahresmittel

Wirbelschichtfeuerung (Braun- undStickstoffoxide

Steinkohle), Braunkohlestaubfeuerung,< 85–175 mg/Nm3über 300 MWthQuecksilber

Steinkohlestaubfeuerung, über 300 MWth65–150 mg/Nm3

Braunkohlekraftwerke< 1–7 µg/Nm3

Steinkohlekraftwerke< 1–4 µg/Nm3
Quelle: Europäische Kommission (2017a)

INSTRUMENTE ZUR REDUZIERUNG DER ENERGETISCHEN NUTZUNG VON KOHLE

100
5.2 CO2-MINDESTPREIS UND ANDERE PREISINSTRUMENTE

Preisbasierte Instrumente
verteuern CO2-intensiven Strom.

»

Ein CO2-Mindestpreis im Stromsektor kann sicherstellen, dass frühzeitig
und dauerhaft Anreize zur Emissionsvermeidung bestehen. In der richtigen
Höhe verändert er die Einsatzreihenfolge am Strommarkt und senkt dadurch
die Kohleverstromung. Er erlaubt jedoch kaum eine regionale Steuerung
des Kohleausstiegs.

»

Ein rein nationaler CO2-Preis kann dazu führen, dass deutsche Kraftwerke
gegenüber der europäischen Konkurrenz schlechter gestellt werden undweniger Strom erzeugen. Um diese Verlagerungseffekte zu reduzieren, kannes sinnvoll sein den Mindestpreis zusammen mit benachbarten Mitgliedstaaten einzuführen. Dies birgt allerdings das Risiko zeitlicher Verzögerung.

»

Der im Jahr 2015 vom Bundeswirtschaftsministerium vorgeschlagene „Klimabeitrag“ sowie eine höhere Energiesteuer sind weitere Ansätze überPreise die Kohleverstromung zu reduzieren. Diese Instrumente sind jedoch
mit rechtlichen Bedenken behaftet und relativ komplex.

Preis- oder marktbasierte Instrumente verteuern fossil erzeugte Energie gegenüber
klimafreundlichen Optionen. Dies kann grundsätzlich durch eine Mengenbegrenzung
und Bepreisung wie beim ETS oder über zusätzliche Abgaben erfolgen. Als Ergänzung
zum bestehenden ETS wird derzeit in verschiedenen EU-Ländern ein CO2-Mindestpreis für den Stromsektor diskutiert. Als weitere Instrumente kommen die Anpassung
der Energiebesteuerung von Kohle und der 2015 vom Bundeswirtschaftsministerium
vorgeschlagene „Klimabeitrag“ in Betracht. Grundsätzlich zielen die genannten
Instrumente zunächst darauf ab, die Erzeugung von Strom in emissionsintensivenoder spezifisch in Kohlekraftwerken zu verteuern und dadurch deren Stromproduktion zu senken. Bei ausreichend hohem Preisniveau können sie aber auch zu Stilllegungen führen.

Nationaler CO2-Mindestpreis im Stromsektor
Der CO2-Mindestpreis kannKohlestrom aus dem Marktdrängen, erlaubt aber kaum eineregionale oder zeitliche Steuerung
des Kohleausstiegs.

Themenblock 5

Ein CO2-Mindestpreis im Stromsektor stellt eine Möglichkeit zur Ergänzung der Bepreisung im ETS dar. Durch einen flexiblen Aufschlag auf den Zertifikatspreis wird
ein festgelegtes Preisniveau garantiert. Dadurch können die Unsicherheit über das
zukünftige Preisniveau im ETS aufgelöst und – anders als im ETS ohne Mindestpreis– frühzeitig Anreize zur Emissionsminderung gesetzt werden. Je nach Ausgestaltung
und Höhe des CO2-Mindestpreises kann ein Brennstoffwechsel von Stein- und Braunkohle zu Gas ausgelöst werden. Welche Preishöhe notwendig ist, damit sich tatsächlich die Einsatzreihenfolge am Strommarkt (Merit Order) ändert, hängt von den
Differenzen der Brennstoffpreise und den Wirkungsgraden der Kraftwerke ab (vgl.
Kap. 5.1). Unter derzeitigen Bedingungen würde sich die Steinkohleverstromung ab
einem Preisniveau von ca. 10 Euro/t CO2 reduzieren. Um auch Braunkohle im Strommix zu reduzieren, ist derzeit ein Preisniveau ab 20 Euro erforderlich. Somit würde
ein CO2-Mindestpreis im Stromsektor als alleiniges Instrument tendenziell zuerst
Steinkohle aus dem Strommarkt drängen. Gegenüber einer fixen Stilllegungsreihenfolge (vgl. Kap. 5.3) hat der CO2-Mindestpreis den Vorteil einer geringeren Eingriffstiefe in das Eigentumsgrundrecht. Im Hinblick auf Strukturwandeleffekte und
Versorgungssicherheit birgt das Instrument allerdings Risiken, da es kaum eineregionale Steuerung der Reduzierung von Kraftwerkskapazitäten erlaubt.

101
Regionaler CO2-Mindestpreis im Stromsektor
Verschiedene Mitgliedstaaten der EU erwägen derzeit, einen CO2-Mindestpreis im
Stromsektor einzuführen, z. B. Frankreich, Schweden und die Niederlande (icap n.d.;
Carbon Market Watch 2013; euobserver 2017; The Guardian 2016). In Großbritannien
ist das Instrument bereits seit 2013 in Kraft (vgl. Box 5.2). Eine Zusammenarbeit verschiedener europäischer Staaten kann verschiedene Vorteile haben. Ein solcher sog.
regionaler Ansatz würde insbesondere verhindern, dass deutsche Kraftwerke auf
gekoppelten Strommärkten gegenüber einigen Kraftwerken der europäischen
Konkurrenz schlechter gestellt werden und entsprechend Marktanteile verlieren.
Modellierungen für das Jahr 2020 zeigen, dass Deutschland bei einem rein nationalen CO2-Mindestpreis bereits bei einem Niveau von 25 Euro/t CO2 ca. 40 TWh Strompro Jahr importieren würde statt wie derzeit netto zu exportieren (Öko-Institut
2018b). Hinzu kommt die Gefahr der Emissionsverlagerung: Bei einem rein nationalen Mindestpreis würde die Mehrproduktion an Strom im Ausland größtenteils in
Steinkohle- und Erdgaskraftwerken erfolgen, so dass gut die Hälfte der Emissionsminderung in Deutschland durch die Verlagerung ins Ausland aufgehoben würde(Öko-Institut 2018b).

Ein Mindestpreis in einem Verbund
mit Nachbarstaaten verhindert
wirtschaftliche Nachteile undreduziert Verlagerungen vonEmissionen.

Um dies zu verhindern, kann es sinnvoll sein, den Mindestpreis in einem Verbundvon Ländern einzuführen, z. B. im zentral-westeuropäischen Regionalmarkt bestehend
aus Belgien, Deutschland, Frankreich, Luxemburg, Niederlande, Österreich und derSchweiz. Auf diese Weise würden die Nettostromimporte bei einem Mindestpreis
von 25 Euro/t CO2 auf etwa 17 TWh sinken (Öko-Institut 2018b). Die verbleibenden
Verschiebungen im Stromaustausch würden zugunsten ausländischer Gaskraftwerke erfolgen. Im Ergebnis würden ausländische Gaskraftwerke inländische
Kohlekraftwerke verdrängen, mit der Folge, dass nur etwa ein Viertel der Emissionsreduktion in Deutschland durch Mehremissionen im Ausland kompensiert würde.
Zusätzliche Erzeugung an Nuklearstrom ist nicht zu erwarten, da Atomstrom aufgrund geringer Grenzkosten ohnehin vorn in der Merit Order liegt (Öko-Institut
2018b).
Die bei einem regionalen CO2-Mindestpreis frei werdenden Zertifikate würden zu
einem großen Teil von der Markstabilitätsreserve des ETS absorbiert, was den Wasserbetteffekt reduziert (vgl. Kap. 5.1). Die 2018 novellierte Emissionshandelsrichtlinie
erlaubt zwar, die Ausgabe von Emissionsberechtigungen im Falle nationaler Maßnahmen zur Reduzierung von Stromerzeugungskapazitäten abzusenken (vgl. Box5.1), es ist allerdings unklar, ob diese Regelung auch im Falle eines CO2-Mindestpreises gilt.
Der Nachteil eines regionalen Ansatzes ist der größere Abstimmungsbedarf. Selbst
bei grundsätzlicher Einigung dürfte die konkrete Umsetzung eine Reihe von Fragen
aufwerfen und die Einführung im Vergleich zu einer nationalen Lösung verzögern.

Der Abstimmungsbedarf dürfte die
Einführung im Vergleich zu einer
nationalen Lösung erheblichverzögern.

INSTRUMENTE ZUR REDUZIERUNG DER ENERGETISCHEN NUTZUNG VON KOHLE

102
Box 5.2: Der CO2-Mindestpreis in Großbritannien

Seit April 2013 gilt in Großbritannien ein CO2-Mindestpreis für alle Stromerzeugungsanlagen, die dem europäischen ETS unterliegen. Stromversorger zahlen zusätzlich
zu den Emissionsberechtigungen im ETS eine Brennstoffsteuer (den sog. carbon pricesupport), deren Höhe jeweils drei Jahre im Voraus festgelegt wird. Das Steuerniveau
wird dabei so bemessen, dass in der Summe beider Komponenten das Zielniveau fürden Mindestpreis erreicht wird. Zur Zeit liegt der Steueraufschlag bei 18 £/t CO2 [20,71
Euro]. Im Fiskaljahr 2016/17 beliefen sich die zusätzlichen Staatseinnahmen auf 1 Mrd.
£ [1,1 Mrd. Euro] (House of Commons 2018).
Bei der Einführung des Mindestpreises war zunächst vorgesehen, diesen schrittweise auf 30 £/t CO2 [34,52 Euro] bis 2020 und auf 70 £/t CO2 [80,55 Euro] bis 2030 anzuheben (Sandbag 2013). Da der Zertifikatspreis im ETS jedoch niedrig blieb, wurde
der Steueraufschlag 2014 bei 18 £/t CO2 eingefroren und soll bis 2021 nicht weitererhöht werden. Ziel ist es, die wirtschaftliche Wettbewerbsfähigkeit Großbritanniens
gegenüber der EU aufrecht zu erhalten. Energieintensive Industrieunternehmen
erhalten außerdem eine Kompensation für die angestiegenen Strompreise. Das
Instrument soll mindestens erhalten bleiben, bis der Kohleausstieg 2025 vollendet
ist (House of Commons 2018, Department for Business, Energy & Industrial Strategy 2018).
Seit 2013 ist der Einsatz von Kohle für die Stromerzeugung in Großbritannien starkzurückgegangen. Während Kohlekraftwerke im Jahr 2015 noch 22 % der Stromerzeugung bereitstellten, lieferten sie im zweiten Quartal 2017 nur noch 2 %. Der Mindestpreis wird als einer der Treiber dieser Entwicklung angesehen. Daneben haben aberauch der Ausbau der erneuerbaren Energien und strengere Umweltauflagen beigetragen (Department for Business, Energy & Industrial Strategy 2018). Eine unmittelbare Übertragbarkeit auf Deutschland kann jedoch nicht vorausgesetzt werden,
zumal der deutsche Strommarkt ungleich stärker mit den Nachbarländern verknüpft
ist als dies in Großbritannien der Fall ist.

Auswirkungen auf den Strompreis
Die Börsenstrompreise steigen
durch einen wirksamen Mindestpreis moderat an. Effekte
für Endverbraucher können
kompensiert werden.

Themenblock 5

Ein CO2-Mindestpreis führt bei einem regionalen Ansatz, laut einer Modellierung
für das Jahr 2020, je nach eingeführter Höhe zu unterschiedlich stark steigenden
Börsenstrompreisen von etwa 6 Euro/MWh (0,6 ct/kWh) bei einem Mindestpreis
von 15 Euro/t CO2 bis zu ca. 20 Euro/MWh (2 ct/kWh) bei einem Mindestpreis von 35
Euro/t CO2 (Öko-Institut 2018b). Zu berücksichtigen ist hierbei, dass die Börsenstrompreise in den letzten Jahren mit dem Ausbau erneuerbarer Energien stark gefallensind. Für Verbraucher/innen, die die EEG-Umlage zahlen, wird der Preisanstieg dadurch abgedämpft, dass bei höheren Börsenstrompreisen erneuerbare Energien-Anlagen mehr Einnahmen generieren können und daher die EEG-Umlage sinkt. Dieser
Effekt gleicht die höheren Strompreise ungefähr zur Hälfte aus (vgl. Kap. 1.3). Solleine weitere Belastung der Haushalte vermieden werden, könnte mit den zusätzlichen Staatseinnahmen aus dem Mindestpreis z. B. die Stromsteuer gesenkt werden.
Energieintensive Industrien, die im internationalen Wettbewerb stehen, könnten
für die zusätzlichen Stromkosten entlastet werden. Schon die jetzige „Strompreiskompensation“ entlastet die betroffenen Unternehmen von den sog. indirekten
CO2-Kosten, also dem Anteil des Strompreises, der auf die CO2-Kosten aus dem ETS
zurückzuführen ist. Ein solcher Ansatz sollte auch bei einem CO2-Mindestpreis mit
dem EU-Beihilferecht vereinbar sein (Öko-Institut 2018b). Das heißt, europäische
Unternehmen können vor Wettbewerbsverzerrungen geschützt werden, ohne dass
der CO2-Preis dafür im Rahmen der G20 harmonisiert werden muss, wie von Industrieseite gefordert wird (IG BCE 2018).

103
Erweiterung und Erhöhung der Energiesteuer auf Kohle
Der Einsatz von Kohle für die Stromerzeugung unterliegt derzeit keiner Besteuerung,wenn die Kohle in Kraftwerken mit mehr als 2 MW Nennleistung verfeuert wird. Es
wäre denkbar, den Einsatz von Kohle auch in größeren Kraftwerken zu besteuern
und so ein Preissignal zusätzlich zum ETS zu schaffen. Rodi (2017) hat in der Vergangenheit jedoch auf ein mögliches Problem in Bezug auf die Steuergerechtigkeit
aufmerksam gemacht, dass sich aus einer Erhöhung der Energiesteuer ausschließlich
für die Verstromung von Kohle ergeben könnte. Sollte dem so sein, dürfte auch einemögliche Unterwerfung nur von Steinkohle unter eine Energiesteuer verfassungsrechtlich problematisch sein.

Nur den Energieträger Kohle zu
besteuern ist rechtlich
problematisch. Eine Erhebung füralle Brennstoffe könnte eine
Umsetzungsoption für einen
CO2-Mindestpreis sein.

Weniger kritisch ist dagegen eine CO2-basierte Anhebung für alle fossilen Brennstoffe, mit konsistenter Gestaltung von Steuerstruktur und Steuersätzen. Durcheinen solchen Ansatz für alle Brennstoffe in der Stromerzeugung würde de facto ein
CO2-Mindestpreis eingeführt. In diesem Fall kann die Bestimmung der Steuerhöhe
mit dem Preis für Emissionsberechtigungen im ETS gekoppelt werden (vgl. Box 5.2).

Klimabeitrag
Der sog. Klimabeitrag wurde im Jahr 2015 vom Bundeswirtschaftsministerium vorgeschlagen, um den Anteil alter und CO2-intensiver Kohlekraftwerke an der Stromerzeugung zu senken. Kraftwerksblöcke ab einem Alter von 20 Jahren sollten nachÜberschreitung festgelegter Emissionsfreibeträge, zusätzlich zur bestehenden Abgabepflicht im ETS, CO2-Zertifikate im Wert von 18 bis 20 Euro/t CO2 kaufen unddiese stilllegen. Der Emissionsfreibetrag sollte mit zunehmendem Alter der Anlagen
von 7 Mio. t CO2/GW für 20 Jahre alte Anlagen linear auf 3 Mio. t CO2/GW für 40
Jahre alte Kraftwerke sinken (Öko-Institut und Prognos 2015; UBA 2015). Im Gegensatz zu einem allgemeinen CO2-Mindestpreis im Stromsektor verteuert der Klimabeitrag gezielt den Strom aus alten Braunkohlekraftwerken, während die in der
Merit Order preissetzenden Steinkohle- und Gaskraftwerke zunächst nicht belastet
werden (UBA 2015a). Dadurch hätte sich laut Modellrechnungen nur ein sehr geringer Strompreisanstieg von etwa 2 Euro/MWh (0,2 ct/kWh) ergeben (Öko-Institut
und Prognos 2015).

Der Klimabeitrag würde gezielt
Strom aus alten Braunkohlekraftwerken verteuern.

Der Vorschlag stieß bei Gewerkschaften und Kraftwerksbetreibern auf massive
Kritik. Am Ende wurde der Vorschlag fallengelassen und die Bundesregierung führte stattdessen als ersten kurzfristigen Schritt zur Reduzierung der Kohleverstromung
die sog. Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft mit anschließender Stillllegung derbetroffenen Braunkohlekraftwerke ein (vgl. Kap. 1.1 und 5.3).

INSTRUMENTE ZUR REDUZIERUNG DER ENERGETISCHEN NUTZUNG VON KOHLE

104
5.3 STILLLEGUNG VON KRAFTWERKSKAPAZITÄTEN
»Das Instrument der Stilllegung von Kraftwerkskapazitäten erlaubt es, den
Ablauf des Kohleausstiegs, insbesondere im Hinblick auf Versorgungssicherheit und Strukturwandel, zu steuern. Außerdem ergibt sich Planungssicherheit für Investitionen in das neue Energieversorgungssystem.

»

Wird die Möglichkeit geschaffen, Kontingente an Strom oder CO2 zu übertragen oder zu handeln, entsteht zusätzliche Flexibilität für die Betreiber.
Gleichzeitig sinken allerdings Steuerbarkeit und Planungssicherheit.

»

Bisher veröffentlichte Gutachten gehen davon aus, dass ein Kohleausstieg
mit fester Stilllegungsreihenfolge entschädigungsfrei ausgestaltet werdenkann, jedenfalls bei bei amortisierten Kraftwerken.

»

Die Verschiebung von Kraftwerken in eine Reserve verursacht hohe Kosten
für den Staat, und die beihilferechtliche Genehmigung durch die europäische
Kommission ist nicht gesichert.

»

Für eine rechtssichere Umsetzung muss die Stilllegungsreihenfolge nachsachlichen Kriterien erfolgen. Dabei sind begründete Ungleichbehandlungen, etwa zur Sicherung der Versorgungssicherheit, zulässig.

Die Stilllegung von Kohlekraftwerkskapazitäten kann erreicht werden, indem konkrete Daten für die Betriebsstilllegung einzelner Anlagen oder Anlagenblöcke festgelegt, Reststrom- bzw. Rest-CO2-Mengen oder CO2-Grenzwerte vorgegeben oder
Kraftwerke in eine Reserve überführt werden (Öko-Institut 2017; SRU 2017; IZES 2015).

Feste Stilllegungsreihenfolge
Eine feste Stilllegungsreihenfolge
liefert Planungssicherheit fürNetzausbau, Versorgungssicherheit
und regionale Entwicklung.

Analog zum Atomausstieg könnten für Kohlekraftwerke feste Stilllegungsdaten(Restlaufzeiten) festgelegt werden. Konsequenterweise sollte zusätzlich klargestellt
werden, dass neue Kohlekraftwerke und Tagebaue nicht mehr genehmigungsfähig
sind. Die Stilllegungsreihenfolge kann dabei an verschiedene Kriterien anknüpfen,z. B. an das Alter der Kraftwerke oder die CO2-Intensität (sog. spezifische Emissionen
der Anlage).
Aufgrund der direkten Wirkung weisen Stilllegungen mit festem Stilllegungsdatum
eine hohe Steuerungsgenauigkeit auf. Dadurch bietet das Instrument eine hohe
Planungssicherheit für alle Akteure (UBA 2017f). Dies gilt für die betroffenen Kraftwerksbetreiber und die Standortregionen. Auch für die Netzbetreiber erleichtert
eine klare Vorgabe die Netzplanung und Vorkehrungen zur Absicherung der Versorgungssicherheit. Des Weiteren ist die Wirkung von Stilllegungen unabhängig
von der Energiepreisentwicklung, Änderungen der CO2-Preise oder Veränderungenbei der Stromnachfrage. Die Emissionsminderung, die durch Stilllegungen erreicht
werden kann, ist allerdings davon abhängig, wie sich die Auslastung der verbleibenden Kraftwerke entwickelt. Um die Zielsicherheit zu stärken, wird deshalb die
Kombination mit weiteren Instrumenten diskutiert (vgl. Kap. 5.5).

Themenblock 5

105
Verfassungs- und EU-Recht
Bisher veröffentlichte Gutachten gehen davon aus, dass ein Kohleausstieg mit fester
Stilllegungsreihenfolge verfassungskonform ausgestaltet werden kann. Da die
Kraftwerke aus Umweltschutzgründen stillgelegt und nicht für öffentliche Aufgaben
genutzt werden, stellt das Instrument keine Enteignung, sondern lediglich eine
Inhalts- und Schrankenbestimmung des Eigentums nach Art. 14 des Grundgesetzes
dar. Der Gesetzgeber darf nach Art. 14 Abs. 1 Satz 2 den Inhalt des Eigentumsrechts
bestimmen. Die Eigentumsgarantie gebietet nicht, einmal ausgestaltete Rechtspositionen für alle Zukunft in ihrem Inhalt unangetastet zu lassen. Eine Inhalts- undSchrankenbestimmung muss allerdings dem Grundsatz der Verhältnismäßigkeit
entsprechen, d. h. sie muss im Hinblick auf das mit ihr verfolgte Ziel geeignet sowie
erforderlich sein und die Belastung des Eigentümers muss in einem angemessenen
Verhältnis zu den mit der Regelung verfolgten Interessen stehen (BBH 2016; IZES
2015; Rodi 2017; Ziehm 2017; Schomerus und Franßen im Erscheinen).

Die Stilllegung von Kohlekraftwerken ist eine zulässige Inhaltsund Schrankenbestimmung desEigentums, wenn sie in einem
angemessenen Verhältnis zu den
mit ihr verfolgten Zielen steht.

Bei der verfassungskonformen Ausgestaltung ist der Gleichbehandlungsgrundsatz
nach Art. 3 Grundgesetz zu berücksichtigen, d. h. die Stilllegungsreihenfolge muss
durchgängig einheitlichen Maßstäben folgen. Sachlich begründete Ungleichbehandlungen etwa zum Schutz der Versorgungssicherheit sind dagegen zulässig (BBH
2016; Ziehm 2017; Schomerus and Franßen im Erscheinen).

Um dem Gleichbehandlungsgrundsatz zu genügen, muss die
Stilllegungsreihenfolge sachlichen
Kriterien folgen. Begründete
Ungleichbehandlungen sindzulässig.

Wird die Stilllegungsreihenfolge im Konsens zwischen Regierung und Betreiber
festgelegt, kann dies Klagen vorbeugen (SRU 2017). Aus verfassungsrechtlicher Sicht
ist ein solcher Konsens aber grundsätzlich nicht erforderlich, um die Absenkung derKohleverstromung einzuleiten (BBH 2016).
Die Stilllegung von Kohlekraftwerken durch ein Kohleausstiegsgesetz wird auch als
gemeinschaftsrechtskonform eingeschätzt, insbesondere weil Artikel 194 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union (AEUV) den EU-Mitgliedsstaaten die Wahl zwischen verschiedenen Energiequellen, die Bedingungen ihrer Nutzung
und die allgemeine Struktur seiner Energieversorgung vorbehält (Klinski 2017, BBH
2016). Zudem gestattet die Neufassung der Emissionshandelsrichtlinie ausdrücklich
nationale Stilllegungsmaßnahmen (Schomerus und Franßen im Erscheinen).

Die neugefasste EU-Emissionshandelsrichtlinie lässt nationale
Stilllegungsmaßnahmen parallelzum Emissionshandelssystem
ausdrücklich zu.

Übergangsfristen und Amortisation von Investitionen
Inwieweit Betreiber aufgrund des Verhältnismäßigkeitsgebots bei der Inhalts- undSchrankenbestimmung ein Anrecht auf die Amortisation ihrer Investitionen haben
und wie viele Jahre Laufzeit dafür notwendig sind, ist nicht abschließend geklärt.
Laut Berechnungen des UBA (2009) reichen bereits 15 bis 20 Betriebsjahre, um die
Anfangsinvestitionen in Kohlekraftwerke abzuschreiben, während sich nach 25
Jahren ein angemessener Gewinn eingestellt haben sollte. Die deutschen Braunkohlekraftwerke sind heute im Durchschnitt 35 und Steinkohlekraftwerke 30 Jahre
alt (vgl. Kap. 1.1). BBH (2016) geht davon aus, dass eine Stilllegung nach 25 Betriebsjahren mit einer Übergangsfrist von einem Jahr entschädigungsfrei möglich ist. FürKraftwerke mit Wärmeauskopplung oder langlaufenden Abnahmeverträgen sowie
für angeschlossene Tagebaue seien eventuell längere Übergangsfristen oder Entschädigungszahlungen notwendig (BBH 2016). Auch Schomerus und Franßen (imErscheinen) kommen zu dem Ergebnis, dass amortisierte Kraftwerksblöcke grundsätzlich entschädigungsfrei stillgelegt werden können. Auch sie sehen die Notwendigkeit einer Übergangsfrist, da Kraftwerksbetreiber auf Basis erwarteter Stromerzeugungsmengen in vielen Fällen Stromlieferverträge für die Zukunft abschließen
und eine Frist potenziellem wirtschaftlichen Schaden vorbeugen könne. Schomerus
und Franßen gehen davon aus, dass ein Zeitraum von bis zu zwei Jahren ausreicht,
damit sich die Betreiber in ihren Vermarktungsstrategien auf die Stilllegung einstellen können.

Inwieweit Betreiber ein Anrecht auf
die Amortisation ihrer Investitionen haben, ist nicht abschließend geklärt. Experten gehen
aber davon aus, dass sich Anfangsinvestitionen in Kohlekraftwerke
nach 15 bis 20 Jahren amortisiert
haben.

Vorliegende Gutachten gehen
davon aus, dass eine angemesseneÜbergangsfrist bei einem Zeitraum
von ein bis zwei Jahren gegeben ist.

INSTRUMENTE ZUR REDUZIERUNG DER ENERGETISCHEN NUTZUNG VON KOHLE

106Übertragung und Handelbarkeit von Reststrommengen bzw. Rest-CO2-MengenÜbertragung oder Handelbarkeit
von Reststrommengen bzw.
Rest-CO2-Mengen gibt Kraftwerksbetreibern mehr Flexibilität, senktaber gleichzeitig die Planungssicherheit für alle anderen Beteiligten.

Fixe Stilllegungsdaten können mit der Festlegung von Reststrommengen bzw. RestCO2-Mengen kombiniert werden, die von einem Kraftwerk auf ein anderes übertragen oder an einen anderen Betreiber verkauft werden können. Vorteil einer solchen
Handels- oder Übertragungsoption ist, dass Betreibern eine größere Flexibilität
eingeräumt wird, um auf Anforderungen des Strommarkts zu reagieren und die fürsie wirtschaftlichsten Entscheidungen zu treffen. Zugeteilte Reststrommengen bzw.
Rest-CO2-Mengen würden jedoch aller Voraussicht von den Unternehmen eingepreist,
auch wenn sie kostenlos zugeteilt werden. Dies ist die Erfahrung aus dem ETS.
Weil Kohlekraftwerke deutlich öfter preissetzend sind als Kernkraftwerke, sind die
zu erwartenden Auswirkungen auf den Strompreis auch deutlich größer als im
Falle der Zuweisung von Reststrommengen an Kernkraftwerke im Rahmen desAtomausstiegs.
Außerdem schränkt die Übertragung und Handelbarkeit von Reststrom- und RestCO2-Mengen die Möglichkeiten des Staates zur Steuerung des Transformationsprozesses und die Planungssicherheit für Regionen und Netzbetreiber ein (Klinski2017). Handels- oder Übertragungsmöglichkeiten könnten unter einen Genehmigungsvorbehalt gestellt werden, dass sie keine starken lokalen Beeinträchtigungen,z. B. weitere Umsiedlungen, auslösen und die Versorgungssicherheit nicht gefährden.

CO2-Grenzwerte
CO2-Grenzwerte treffen ältere
Braunkohlekraftwerke zuerst.

Bezüglich CO2-Grenzwerten
bestehen höhere rechtliche
Unsicherheiten als bei Stilllegungen nach fester Reihenfolge.

Als weiterer Ansatzpunkt für die Stilllegung von Kohlekraftwerken wird die Festlegung von CO2-Grenzwerten im Sinne technischer Mindestanforderungen diskutiert(Rodi 2017; DIW Berlin 2014c). CO2-Grenzwerte wären in erster Linie für die älteren
Braunkohlekraftwerke problematisch. Europarechtlich stellt die Industrieemissions-Richtlinie (IE-RL) den Mitgliedstaaten frei, Effizienzanforderungen zu stellen;
ob sie auch CO2-Grenzwerte zulässt, ist nach der Formulierung des Art. 9 der Richtlinie unsicher (Klinski 2017). Experten argumentieren, dass es aufgrund der Schutzverstärkungsklausel des Art. 193 AEUV zulässig sein könnte, nationale CO2-Grenzwerte für Kraftwerke einzuführen. Diese Einschätzung ist aber nicht unumstritten(Rodi 2017; IZES 2015; Klinski 2017; Ziehm 2014). Bei der Einführung von CO2-Grenzwerten bestehen daher größere Unsicherheiten hinsichtlich der Gemeinschaftsrechtskonformität als bei fixen Stilllegungsdaten auf Basis eines Kohleausstiegsgesetzes (Schomerus und Franßen im Erscheinen). Derzeit schließt das
Bundes-Immissionsschutzgesetz (BlmSchG) in § 5 Abs. 2 die Einführung von
CO2-Grenzwerten aus.

Verschiebung von Kohlekraftwerkskapazitäten in eine Reserve
Alternativ zur sofortigen Stilllegung können Kohlekraftwerke auch in eine Reserveüberführt werden. Die Kraftwerke würden dann die reguläre Produktion einstellen
und kämen nur im Falle von Versorgungsengpässen zum Einsatz. Für die Vorhaltung
der gesicherten Leistung würden die Kraftwerksbetreiber entlohnt. Im Jahr 2016
wählte die Bundesregierung diese Option mit der Einführung der sog. Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft. In den Jahren 2016 bis 2019 werden etappenweise Braunkohlekraftwerke mit einer Gesamtkapazität von 2,7 GW Teil dieser Reserve, bevor
sie jeweils nach vier Jahren endgültig stillgelegt werden.
Die Vorhaltung von Kraftwerksreserven ist teuer: Die bestehende
Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft
wird voraussichtlich ca. 590 Mio.
Euro/GW stillgelegter Kapazität
kosten.

Themenblock 5

Aus technischer Sicht ist der Wert einer solchen Reserve für die Versorgungssicherheit zweifelhaft, da Kohlekraftwerke bei kurzfristigen Engpässen aufgrund langer
Vorlaufzeiten nicht schnell genug einsatzbereit sind (IZES 2016). Zudem besteht
bereits eine Reihe von Reserven zur Absicherung der Versorgungssicherheit (vgl.
Kap. 1.1). Für die Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft fallen außerdem hohe Kosten
an. Es werden Gesamtkosten von ca. 590 Mio. Euro/GW stillgelegter Kapazität erwartet (Bundesregierung 2016). Kritiker bemängeln darüber hinaus, dass Anreize
gesetzt werden, Anlagen selbst dann noch am Netz zu halten, wenn sie nicht mehr
wirtschaftlich sind.

107
EU-rechtlich gelten Kapazitätsreserven als staatliche Beihilfen und müssen von dereuropäischen Kommission genehmigt werden. Bisher hat die Kommission zur Wahrung der Versorgungssicherheit verschiedene Kapazitätsmechanismen genehmigt,
u. a. in Belgien, Frankreich, Griechenland, Italien, Polen und Deutschland (Europäische
Kommission 2018b). Die beihilferechtliche Genehmigung der deutschen Sicherheitsbereitschaft stützte die EU-Kommission ausschließlich auf die klimapolitischen
Vorteile der Stilllegungen und den vergleichsweise geringen Eingriff in den Wettbewerb. Den Beitrag zur Versorgungssicherheit erwähnt die EU-Kommission hingegen nicht (Europäische Kommission 2016). Bei einer deutlichen Ausweitung derSicherheitsbereitschaft dürfte der Eingriff in den Wettbewerb schwerer ausfallen
und eine Genehmigung ist daher nicht gesichert.

Es ist unsicher, ob die Europäische
Kommission eine massive
Ausweitung der Sicherheitsbereitschaft genehmigen würde.

INSTRUMENTE ZUR REDUZIERUNG DER ENERGETISCHEN NUTZUNG VON KOHLE

108
5.4 BEGRENZUNG DER JÄHRLICHEN PRODUKTION DER
KOHLEKRAFTWERKE»

Alternativ zur Stilllegung von Kohlekraftwerken könnte die Produktion dereinzelnen Anlagen begrenzt und kontinuierlich abgesenkt werden. Dazu
könnten maximale jährliche Stromeinspeisemengen, Emissionsbudgets
oder Volllaststunden festgelegt werden. Eine Produktionsbegrenzung dürfte allerdings aus rechtlichen Gründen nur in dem Maße zulässig sein, als
ein rentabler Betrieb von Kraftwerken weiter möglich ist.

»

Strukturpolitisch wäre das Instrument von Vorteil, weil Beschäftigungseffekte breit gestreut werden können. Dieser Vorteil wird allerdings konterkariert, wenn Betreibern die Option eingeräumt wird, Kontingente zwischen
Kraftwerken zu übertragen oder zu handeln.

»

Damit ist die jährliche Produktionsbegrenzung einzelner Anlagen ein eher
weniger geeignetes Instrument zur Reduktion der Kohleverstromung. Anderes gilt für eine Kombination mit Stilllegungen.

Die Begrenzung der Erzeugung in Kohlekraftwerken kann auf die Stromeinspeisemenge, die CO2-Emissionen oder die Volllaststunden Bezug nehmen und pro Jahr
festgelegt werden. Unterhalb der maximal zulässigen Menge können Kraftwerksbetreiber selbst bestimmen, wann sie wie viel Strom produzieren. Es findet im Resultat eine Reduktion der Kohlestromproduktion statt, jedoch nicht direkt eine
Stilllegung von Erzeugungsanlagen.
Eine Variante besteht darin, Kraftwerke erst ab einem bestimmten Alter der Begrenzung zu unterwerfen (Öko-Institut 2017; DIW Berlin 2015). DIW Berlin (2014c)
schlägt z. B. konkret vor, für alle Kraftwerke, die älter als 30 Jahre sind, pro MW installierter Kapazität maximal 3.154 t CO2 pro Jahr zuzulassen. Je nach Wirkungsgrad
begrenzt der Wert die jährliche Auslastung bei Braunkohlekraftwerken auf 31-39 %und bei Steinkohlekraftwerken auf 40-49 %, während Gaskraftwerke mit 89-100 %kaum betroffen wären. Dadurch könnten die CO2-Emissionen aus der Kohleverstromung bis 2040 um 66 % gesenkt werden.

Wirkungsweise
Eine maßvolle Produktionsbegrenzung kann strukturpolitischgünstig sein, weil Auswirkungenauf die Beschäftigung in Kraftwerken und Tagebauen verteilt
werden.

Eine maßvolle jährliche Produktionsbegrenzung kann auch strukturpolitisch günstig sein, weil Auswirkungen auf die Beschäftigung in Kraftwerken und Tagebauenverteilt werden und etappenweise erfolgen können (UBA 2017b; SRU 2017). Aus
energiewirtschaftlicher Sicht könnte das Instrument vorteilhaft sein, weil es insbesondere Braunkohlekraftwerke zu einer (noch) flexibleren Fahrweise zwingen
würde, denn es ist davon auszugehen, dass die Kraftwerke in den Stunden hoher
Strompreise laufen würden, wenn die Einspeisung aus Erneuerbaren-Energien-Anlagen verhältnismäßig gering ist. Experten gehen davon aus, dass auch ältere Braunkohlekraftwerke ohne oder mit geringen Nachrüstungen flexibler eingesetzt werden
können (UBA 2017f). Von einer flexibleren Fahrweise wird unter den gegenwärtigen
Rahmenbedingungen meist abgesehen, da dies für die Anlage eine höhere Beanspruchung bedeutet.
Mit Blick auf die Klimaschutzwirkung bleibt zu klären, wie mögliche Verlagerungenvon Emissionen in andere Mitgliedstaaten (Wasserbetteffekt) vermieden werden
können. Kurz- und mittelfristig sind aufgrund der neuen Regelung zur Marktstabilitätsreserve keine Verlagerungseffekte zu erwarten. Zudem erlaubt es die novellierte Emissionshandelsrichtlinie, bei Kraftwerksstilllegungen Emissionsberechtigungen einzubehalten und damit den Wasserbetteffekt auch langfristig sicher
auszuschließen (vgl. Kap. 5.3). Derzeit ist jedoch unklar, inwieweit dies auch auf
Produktionsbegrenzungen anwendbar ist.

Themenblock 5

109
Rechtliche Risiken
Verfassungsrechtlich stellen jährlich begrenzte Stromeinspeisemengen, Emissionsmengen oder Volllaststunden ebenso wie eine feste Stilllegungsreihenfolge eine
Inhalts- und Schrankenbestimmung nach Art. 14 des Grundgesetzes dar, die verhältnismäßig sein und dem Gleichbehandlungsgebot nach Art. 3 des Grundgesetzes
genügen muss (vgl. Kap. 5.3). Allerdings liegt in der jährlichen Begrenzung die Gefahr,
dass Kraftwerke durch die Begrenzung nicht mehr profitabel betrieben werden
können und aus diesem Grunde stillgelegt werden müssen. Für den Gesetzgeber ist
es schwierig, für jedes Kraftwerk (bzw. sogar für jeden Block) mit der Produktionsbegrenzung die Grenze zur Profitabilität zu treffen. Es besteht in der Anwendung
dieses Instrumentes daher das Risiko der Unverhältnismäßigkeit, da Kraftwerke
vom Betreiber aus betriebswirtschaftlichen Gründen ggf. früher stillgelegt werden
müssen, als mit dem Klimaschutz begründbar. Hieraus könnte eine Ausgleichspflicht
durch den Staat resultieren. Sollte den Betreibern jedoch die Möglichkeit gegeben
werden die jährlichen Kontingente auf andere Kraftwerke zu übertragen bzw. zu
handeln, wäre die verfassungsrechtliche Zulässigkeit gegeben (Schomerus undFranßen im Erscheinen).

Jährliche Produktionsbegrenzungen unterliegen rechtlichen
Unsicherheiten, die potenziell
durch Übertrag- oder Handelbarkeit gelöst werden können.

Die Vereinbarkeit von jährlich festgelegten Emissions-, Strom- oder Volllaststundenbegrenzungen mit dem EU-Recht schätzen einige Experten als problematisch ein(BBH 2016; IZES 2015). Hintergrund ist die Annahme, dass die Emissionshandelsrichtlinie keine nationalen Maßnahmen mit ähnlicher Zielsetzung zulässt sowie dermögliche Konflikt mit einer Bestimmung der IE-Richtlinie, nach der CO2-Grenzwerte ausgeschlossen sind. Geht man davon aus, dass sich über die Schutzverstärkungsklausel des Art. 193 AEUV sogar nationale CO2-Grenzwerte rechtfertigen lassen (vgl.
Kap. 5.4), so dürften auch anderweitige CO2-Begrenzungen kein Hindernis darstellen(Klinski 2017; Ziehm 2014). Diese Argumentation ist aber umstritten (BBH 2016).

Ob Produktionsbegrenzungen mit
europäischem Recht vereinbar sind,
ist umstritten.

Übertragungs- und Handelsoptionen
Wenn die jährlichen Kontingente zwischen Kraftwerken übertragbar oder handelbar sind, entsteht mehr Flexibilität für die Betreiber. So können wirtschaftliche
Härten reduziert werden (Schomerus und Franßen im Erscheinen). Der Nachteil
einer solchen Flexibilitätsoption besteht darin, dass Betreiber die ihnen zugeteilten
Kontingente auf wenige Kraftwerke übertragen und die anderen Anlagen stilllegenkönnten. Dies schränkt die Möglichkeiten des Staates zur Steuerung der Transformation und die Planungssicherheit für Regionen und Netzbetreiber ein. Die Vorteile der Kontingentierung, nämlich mögliche Arbeitsplatzverluste breit zu streuen
und Kraftwerke zu Flexibilität zu zwingen, würden konterkariert.

Die Übertragbarkeit oder der
Handel von Produktionsmengenwirkt der Steuerbarkeit derTransformation und der Planungssicherheit für Regionen und
Netzbetreiber entgehen.

INSTRUMENTE ZUR REDUZIERUNG DER ENERGETISCHEN NUTZUNG VON KOHLE

110
5.5 INSTRUMENTENKOMBINATIONENDie Kombination von Stilllegungenmit jährlicher Produktionsbegrenzung verbessert die Treffsicherheit in Bezug auf angestrebte
CO2-Reduktionsmengen.

»

Eine Kombination der Instrumente Stilllegung und Produktionsbegrenzung
erhöht die Treffsicherheit mit der ein angestrebtes Gesamtbudget für die
CO2-Emissionen des Stromsektors erreicht werden kann.

»Vorgeschlagen wird auch einen regionalen CO2-Mindestpreis mit Stilllegungen zu koppeln. Im Vergleich zu einem alleinigen CO2-Mindestpreis im
Stromsektor würden so nicht nur Stein- sondern auch Braunkohlekraftwerke zur Emissionsreduktion beitragen. Die Einnahmen könnten im
Rahmen des Kohleausstiegs genutzt werden.

»

Der Nachteil von Kombinationen liegt in ihrer höheren Komplexität. Der
politische Aushandlungsprozess kann sich dadurch verzögern.

Die Kombination verschiedener Instrumente kann deren jeweilige Vorteile zusammenbringen. In Betracht kommt die Kombination von ordnungsrechtlichen Instrumenten, wie auch die Verbindung von ordnungsrechtlichen und preisbasierten
Instrumenten. Zu Vor- und Nachteilen der einzelnen Instrumente vgl. Kap. 5.2, 5.3
und 5.4. Andererseits erhöht eine Kombination von Politikinstrumenten in der Regel
die Komplexität. Dies kann dazu führen, dass sich der politische Aushandlungsprozess zur Ausgestaltung der Instrumentenkombination verzögert.

Kombination von Stilllegung und Begrenzung der jährlichen Produktion
Emissionsreduktionen durch Stilllegungen können durch die Kombination mit derBegrenzung der jährlichen Erzeugung in weiterhin laufenden Kohlekraftwerken
signifikant erhöht werden. Denn Produktionsobergrenzen verhindern, dass Stilllegungen in ihrer Klimawirkung leerlaufen, weil verbleibende, bisher nicht voll ausgelastete Kohlekraftwerke ihre Produktion erhöhen. Die Instrumentenkombination
ist auch deshalb in ihrer Zielgenauigkeit robust, weil sie unabhängig von Energiepreisentwicklungen, Änderungen der CO2-Preise oder Veränderungen bei der Stromnachfrage wirkt (UBA 2017f).

Kombination von regionalem CO2-Mindestpreis im Stromsektor und StilllegungenDurch die Kombination eines
regionalen CO2-Mindestpreises mit
Stilllegungen würden sowohl
Stein- als auch Braunkohlekraftwerke zur Emissionsreduktion
beitragen und zusätzliche
Einnahmen generiert.

Themenblock 5

Vorgeschlagen wird auch das Instrument eines regionalen CO2-Mindestpreises im
Stromsektor mit Stilllegungen zu kombinieren (Öko-Institut 2018b). Während ein
CO2-Mindestpreis zunächst nur Steinkohlekraftwerke betreffen würde, könnten
Braunkohlekraftwerke über ordnungsrechtliche Stilllegungen adressiert werden.
Die Einnahmen könnten im Rahmen des Kohleausstiegs genutzt werden, z. B. fürStrukturentwicklung oder als Kompensation für schnelle Stilllegungen.

112ABKÜRZUNGEN
AEUVVertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union

BDEW

Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft

BEW

Bergbau, Energie- und Wasserversorgung

BlmSchG
BIP

Bruttoinlandsprodukt

BMU

Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und nukleare Sicherheit

BMWi

Bundesministerium für Wirtschaft und Energie

BNetzA

Bundesnetzagentur

BVT

Beste verfügbare Techniken

CCS

Carbon Capture and Storage – Kohlenstoffsequestrierung

CO2

Kohlenstoffdioxid

EEG

Erneuerbare-Energien-Gesetz

EnWG

Energiewirtschaftsgesetz

EPH

Energetický a pr myslový holding

ETS

Europäisches Emissionshandelssystem

EU

Europäische Union

GG

Grundgesetz

GRW
GuD-Kraftwerk
IEA

Gemeinschaftsaufgabe „Verbesserung der regionalen
Wirtschaftsstruktur“
Gas-und-Dampfturbinen-Kraftwerk
International Energy Agency – Internationale Energie Agentur

IE-RL

Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen

IPCC

Intergovernmental Panel on Climate Change

KWK

Kraft-Wärme-Kopplung

LEAG

Lausitz Energie Bergbau AG

LMBVLausitzer und Mitteldeutsche Bergbau-Verwaltungsgesellschaft

MibragMitteldeutsche Braunkohlengesellschaft mbH

NDCs

Nationally Determined Contributions – Minderungspläne der nationalen Regierungen, um Treibhausgase zu reduzieren

PtG

Power-to-Gas

PV

Photovoltaik

THG

Treibhausgase

UBA

Umweltbundesamt

UN

United Nations – Vereinte Nationen

UNFCCCÜNB

Literatur

Bundes-Immissionsschutzgesetz

United Nations Framework Convention on Climate Change – Rahmenübereinkommen der Vereinten Nationen über KlimaänderungenÜbertragungsnetzbetreiber

113

LITERATUR
50Hertz. 2016. „50Hertz Energiewende Outlook 2035. Abschlussbericht. Entwicklungspfade derEnergiewende und deren Folgen“. Berlin: 50 Hertz. http://www.50hertz.com/Portals/3/
Content/Dokumente/Netzausbau/Wofür Netzausbau/EWO 2035/20160624_Energiewende
Outlook 2035_Abschlussbericht_FINAL.pdf.
50Hertz, Amprion, Tennet, und Transnet BW. 2017. „Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2016-2020“. https://www.netztransparenz.de/portals/1/Content/
Veröffentlichungen/Bericht_zur_Leistungsbilanz_2017.pdf.
acatech. 2017. „Technische Wege zur Treibhausgasneutralität (Dekarbonisierung) in derIndustrie“. http://www.acatech.de/fileadmin/user_upload/Baumstruktur_nach_Website/
Acatech/root/de/Projekte/Laufende_Projekte/Technische_Wege_zur_Dekarbonisierung/acatech_Bericht_Aufruf_CCUS.pdf.
acatech, Akademienunion, und Leopoldina. 2015. „Flexibilitätskonzepte für die Stromversorgung 2050“. http://www.acatech.de/fileadmin/user_upload/Baumstruktur_nach_Website/
Acatech/root/de/Publikationen/Kooperationspublikationen/ESYS_Stellungnahme_Flexibilitaetskonzepte.pdf.
AG Energiebilanzen. 2018a. „Bruttostromerzeugung in Deutschland ab 1990 nach Energieträgern“. https://ag-energiebilanzen.de/index.php?article_id=29&fileName=20171221_brd_stromerzeugung1990-2017.pdf.
———. 2018b. „Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2017“. https://ag-energiebilanzen.de/index.php?article_id=29&fileName=ageb_jahresbericht2017_20180315-02_dt.pdf.
Agora Energiewende. 2014a. „Stromspeicher in der Energiewende Untersuchung zum Bedarf anneuen Stromspeichern in Deutschland für den Erzeugungsausgleich, Systemdienst- leistungen
und im Verteilnetz ￼ “. https://www.agora-energiewende.de/fileadmin2/Projekte/2013/
speicher-in-der-energiewende/Agora_Speicherstudie_Web.pdf.
———. 2014b. „Comparing electricity prices for industry“. Analysis. An elusive task - illustrated
by the German Case. Berlin. https://www.agora-energiewende.de/fileadmin2/Projekte/2014/
Industriestrompreise-im-Vergleich/Agora_Comparing_Electricity_Prices_for_Industry_web.pdf.
———. 2016a. „Elf Eckpunkte für einen Kohlekonsens - Konzept zur schrittweisen Dekarbonisierung des deutschen Stromsektors (Kurzfassung)“. Impulse. Berlin. https://www.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2015/Kohlekonsens/Agora_Kohlekonsens_KF_WEB.pdf.
———. 2016b. „Was bedeuten Deutschlands Klimaschutzziele für die Braunkohleregionen?“
Impulse. Berlin. https://www.agora-energiewende.de/de/themen/-agothem-/Produkt/produkt/288/Was+bedeuten+Deutschlands+Klimaschutzziele+für+die+Braunkohleregionen%3F/.
———. 2017a. „Eine Zukunft für die Lausitz: Elemente eines Strukturwandelkonzepts für das
Lausitzer Braunkohlerevier“. Impulse. Berlin. https://www.agora-energiewende.de/fileadmin/
Projekte/2017/Strukturwandel_Lausitz/Agora_Impulse_Strukturwandel-Lausitz_WEB.pdf.
———. 2017b. „Energiewende 2030: The Big Picture. Megatrends, Ziele, Strategien und eine
10-Punkte-Agenda für die zweite Phase der Energiewende“. Impulse. Berlin. https://www.
agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2017/Big_Picture/Agora_Big-Picture_WEB.pdf.
———. 2017c. „Kohleausstieg, Stromimporte und -exporte sowie Versorgungssicherheit“.
Kurz-Analyse. Berlin. https://www.agora-energiewende.de/fileadmin/user_upload/Agora_
Kurzanalyse-Kohleausstieg-und-Versorgungssicherheit_10112017.pdf.

114——. 2018. „Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2017.Rückblick auf diewesentlichen Entwicklungen sowie Ausblick auf 2018“. Analyse. Berlin. https://www.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2018/Jahresauswertung_2017/
Agora_Jahresauswertung-2017.pdf.
Agora Energiewende, und Agora Verkehrswende. 2018. „The Future Cost of Electricity-Based
Synthetic Fuels“. Berlin: Agora Energiewende. https://www.agora-energiewende.de/fileadmin2/Projekte/2017/SynKost_2050/Agora_SynKost_Study_EN_WEB.pdf.
Agora Energiewende, und Öko-Institut. 2017. „Erneuerbare vs. fossile Stromsysteme: ein
Kostenvergleich. Stromwelten 2050 – Analyse von Erneuerbaren, kohle- und gasbasierten
Elektrizitätssystemen“. Analyse. Berlin. https://www.agora-energiewende.de/fileadmin/
Projekte/2016/Stromwelten_2050/Gesamtkosten_Stromwelten_2050_WEB.pdf.
Anton, Adam. 2017. „Once Again, Climate Change Cited as Trigger for Conflict“. Scientific
American, 9. Juni 2017. https://www.scientificamerican.com/article/once-again-climate-change-cited-as-trigger-for-war/.
Arepo Consult. 2017. „Arbeitsplätze in Braunkohleregionen - Entwicklungen in der Lausitz, demMitteldeutschen und Rheinischen Revier. Kurzstudie für die Bundestagsfraktion Bündnis 90/
Die Grünen“. Berlin. https://www.gruene-bundestag.de/fileadmin/media/gruenebundestag_de/themen_az/energie/PDF/APBK-Kurzstudie.pdf.
Arnold, Karin, Tomke Janßen, Laura Echternacht, Samuel Höller, Theresa Voss, und Karen
Perrey-Covestro. 2016. „Flexibilisation of Industries Enables Sustainable Energy Systems :FlexInd ; Final Report“, Dezember.
https://epub.wupperinst.org/frontdoor/index/index/docId/6557.
Asselt, Harro van. 2017. „Climate Change and Trade Policy Interaction“. OECD Trade andEnvironment Working Papers 2017/03. https://doi.org/10.1787/c1bb521e-en.
BBH. 2016. „Ein Kohleausstieg nach dem Vorbild des Atomausstiegs? Eine juristische Analysedes Urteils des Bundesverfassungsgerichts vom 6. Dezember 2016. Studie im Auftrag von Agora
Energiewende“. Berlin: Becker Büttner Held. https://www.agora-energiewende.de/fileadmin/
Projekte/2015/Kohlekonsens/Agora_Rechtsgutachten-Kohlekonsens_WEB.PDF.
BCG, und Prognos. 2018. „Klimapfade für Deutschland. Studie im Auftrag des Bundesverbands
der Deutschen Industrie e.V.“ The Boston Consulting Group, Prognos. https://bdi.eu/themenfelder/energie-und-klima/#.
BDEW. 2017. „Die Energieversorgung von morgen gestalten: Positionen des BDEW für die
nächste Legislaturperiode und darüber hinaus“. Berlin. https://www.bdew.de/media/
documents/Stn_20170616_Energieversorgung-von-morgen.pdf.
———. 2018. „Weckruf an die Politik: Jetzt handeln, sonst ist Klimaziel 2030 im Energiesektor
gefährdet“. 23. April 2018. https://www.bdew.de/presse/presseinformationen/weckruf-die-politik-jetzt-handeln-sonst-ist-klimaziel-2030-im-energiesektor-gefaehrdet/.
Beckers, Thorsten, und Albert Hoffrichter. 2014. „Eine (institutionen-)ökonomische Analyse
grundsätzlicher und aktueller Fragen bezüglich des institutionellen Stromsektordesigns im
Bereich der Erzeugung“. EnWZ - Zeitschrift für das gesamte Recht der Energiewirtschaft 3 (2):57–63.
Bloomberg. 2018. „How EU’s Biggest Polluter Escaped a Tripling of Carbon Price“, 14. August
2018. https://www.bloomberg.com/news/articles/2018-08-14/how-europe-s-biggest-polluterescaped-a-tripling-of-carbon-price.
BMU. 2018. „Klimaschutzbericht 2017 Zum Aktionsprogramm Klimaschutz 2020 der Bundesregierung“. https://www.bmu.de/fileadmin/Daten_BMU/Pools/Broschueren/klimaschutzbericht_2017_aktionsprogramm.pdf.

Literatur

115
BMUB. 2007. „Eckpunkte für ein integriertes Energie- und Klimaprogramm“. http://m.bmub.bund.
de/fileadmin/bmu-import/files/pdfs/allgemein/application/pdf/klimapaket_aug2007.pdf.
———. 2014. „Aktionsprogramm Klimaschutz 2020“. https://www.bmu.de/fileadmin/
Daten_BMU/Download_PDF/Aktionsprogramm_Klimaschutz/aktionsprogramm_klimaschutz_2020_broschuere_bf.pdf.
———. 2016. „Klimaschutzplan 2050: Klimaschutzpolitische Grundsätze und Ziele derBundesregierung“. Berlin: Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit. https://www.bmub.bund.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Klimaschutz/
klimaschutzplan_2050_bf.pdf.
BMVI. 2015. „Räumlich differenzierte Flächen- potentiale für erneuerbare Energien in Deutschland“. http://www.bbsr.bund.de/BBSR/DE/Veroeffentlichungen/BMVI/BMVIOnline/2015/
DL_BMVI_Online_08_15.pdf?__blob=publicationFile&v=2.
BMWi. 2015. „Ein Strommarkt für die Energiewende - Ergebnispapier des Bundesministeriums
für Wirtschaft und Energie (Weißbuch)“. Berlin: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie.
http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/Publikationen/weissbuch,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf.
———. 2017a. „Bekanntmachung Richtlinie zur Förderung von Maßnahmen zur Strukturanpassung in Braunkohlebergbauregionen im Rahmen des Bundesmodellvorhabens ‚Unternehmen
Revier‘ vom 1. November 2017“. BAnz AT 03.11.2017 B1. Berlin: Bundesministerium für Wirtschaft
und Energie. https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/B/bundesanzeiger-foerderung-massnahmen-zur-strukturanpassung-in-braunkohlebergbauregionen.pdf?__blob=publicationFile&v=4.
———. 2017b. „Grünbuch Energieeffizienz: Auswertungsbericht zur öffentlichen Konsultation“.
https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Energie/gruenbuch-energieeffizienz.
pdf?__blob=publicationFile&v=26.
———. 2017c. „Treibhausgas-Emissionen in Deutschland in Millionen Tonnen CO2-Äquivalente“.
———. 2018a. „Sechster Monitoring-Bericht zur Energiewende. Berichtsjahr 2016“. https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Energie/sechster-monitoring-bericht-zur-energiewende.pdf?__blob=publicationFile&v=18.
———. 2018b. „Schriftliche Frage an die Bundesregierung im Monat August 2018 Frage Nr. 462“.
Antwort Dr. Ulrich Nußbaum, Staatssekretär. Berlin.
BNetzA. 2017. „Bericht über die Mindesterzeugung“. Bonn: Bundesnetzagentur für Elektrizität,Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen. https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Mindesterzeugung/BerichtMindesterzeugung_2017.
pdf?__blob=publicationFile&v=1.
———. 2018a. „Kraftwerksliste“. Stand 02.02.2018. Bonn: Bundesnetzagentur. https://www.
bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/
Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html.
———. 2018b. „Quartalsbericht zu Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen Gesamtjahr undViertes Quartal 2017“. Bonn: Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Postund Eisenbahnen. https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Bundesnetzagentur/Publikationen/Berichte/2018/Quartalsbericht_Q4_Gesamt_2017.
pdf?__blob=publicationFile&v=3.
———. 2018c. „Kraftwerkstilllegungsanzeigen: Kraftwerksstilllegungsanzeigenliste (KWSAL):
Stand 13.04.2018“. Bonn: Bundesnetzagentur. https://www.bundesnetzagentur.de/DE/
Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/
Erzeugungskapazitaeten/KWSAL/KWSAL_node.html.

116———. 2018d. „Systemrelevante Kraftwerke“. Bonn: Bundesnetzagentur. https://www.
bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/
Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Systemrelevante_KW/Systemrel_KW_node.html.
BTU. 2017. „Strategien für die Forschungslandschaft Lausitz im Strukturwandel. Gutachten im
Auftrag des Lausitzer Perspektiven e.V.“ Gutachten im Auftrag des Lausitzer Perspektiven e.V.
Cottbus: Brandenburgische Technische Universität Cottbus - Senftenberg. http://lausitzer-perspektiven.de/de/perspektiven/studie-empfiehlt-mehr-investitionen-in-die-wissenschaft.
Bundesamt für Wirtschaft und Außenkontrolle. 2018a. „Aufkommen und Export von Erdgas
sowie die Entwicklung der Grenzübergangspreise ab 1991“. http://www.bafa.de/SharedDocs/
Downloads/DE/Energie/egas_aufkommen_export_1991.xls?__blob=publicationFile&v=24.
———. 2018b. „Drittlandskohlepreis“. http://www.bafa.de/DE/Energie/Rohstoffe/Drittlandskohlepreis/drittlandskohlepreis_node.html.
Bundesnetzagentur. 2015. „Studie zu Aspekten der elektrischen Systemstabilität im deutschenÜbertragungsnetz bis 2023“. https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/
Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/System-_u_Netzsicherheit/Gutachten_IFHT_RWTH_Systemstabilitaet_2015.pdf?__blob=publicationFile&v=1.
———. 2018. „Genehmigung des Szenariorahmens 2019-2030“. https://www.netzausbau.de/SharedDocs/Downloads/DE/2030_V19/SR/Szenariorahmen_2019-2030_Genehmigung.pdf?__
blob=publicationFile.
Bundesregierung. 2010. „Energiekonzept für eine umweltschonende, zuverlässige undbezahlbare Energieversorgung“. https://www.bundesregierung.de/ContentArchiv/DE/
Archiv17/_Anlagen/2012/02/energiekonzept-final.pdf?__blob=publicationFile&v=5.
———. 2016. „Entwurf eines Gesetzes zur Weiterentwicklung des Strommarktes (Strommarktgesetz)“. Bundestagsdrucksache 18/7317.
http://dip21.bundestag.de/dip21/btd/18/073/1807317.pdf.
Carbon Brief. 2017. „Q&A: Will the reformed EU Emissions Trading System raise carbon prices?“ 2017.
https://www.carbonbrief.org/qa-will-reformed-eu-emissions-trading-system-raise-carbon-prices.
Carbon Market Watch. 2013. „The EU’s Effort Sharing Decision (Newsletter #3)“. Carbon Market
Watch. 30. Mai 2013. http://carbonmarketwatch.org/the-eus-effort-sharing-decision/.
Carbon Pulse. 2018. „POLL: Analysts raise short-term EUA forecasts by up to 10%, see €10 end to 2018“.
Carbon Tracker Initiative. 2018. „Carbon Clampdown - Closing the Gap to a Paris-compliant
EU-ETS“. https://www.carbontracker.org/reports/carbon-clampdown/.
Casey, Joan A., Deborah Karasek, Elizabeth L. Ogburn, Dana E. Goin, Kristina Dang, Paula A.
Braveman, und Rachel Morello-Frosch. 2018. „Coal and Oil Power Plant Retirements in California
Associated with Reduced Preterm Birth among Populations Nearby“. American Journal of
Epidemiology, Mai. https://doi.org/10.1093/aje/kwy110.
Casey, John, Alison Gemmill, Deborah Karasek, Elizabeth Ogburn, Dana Goin, und Rachel
Morello-Frosch. 2018. „Increase in fertility following coal and oil power plant retirements in
California“. Environmental Health 17:44 (Mai). https://doi.org/10.1186/s12940-018-0388-8.
CAT. 2018. „Climate Action Tracker - Website“. 2018. https://climateactiontracker.org/.
Climate Analytics. 2017. „A stress test for coal in Europe under the Paris Agreement: Scientificgoalposts for a coordinated phase-out and divestment“. Berlin, New York, Lomé. http://
climateanalytics.org/files/eu_coal_stress_test_report_2017.pdf.
CoalSwarm, Sierra Club, und Greenpeace. 2017. „Boom and Bust 2017: Tracking the global coalplant pipeline“. http://endcoal.org/wp-content/uploads/2017/03/
BoomBust2017-English-Final.pdf.

Literatur

117
Consentec. 2016. „Konventionelle Mindesterzeugung – Einordnung, aktueller Stand undperspektivische Behandlung“. Untersuchung im Auftrag der 50Hertz Transmission GmbH,
Amprion GmbH, TenneT TSO GmbH, TransnetBW GmbH. Abschlussbericht. Aachen: Consentec.
Cook, John, Naomi Oreskes, Peter T Doran, William R L Anderegg, Bart Verheggen, Ed W
Maibach, J Stuart Carlton, Stephan Lewandowsky, Andrew G Skuce, und Sarah A Green. 2016.
„Consensus on consensus: a synthesis of consensus estimates on human-caused global
warming“. Environmental Research Letters, 11 (4). http://iopscience.iop.org/article/10.1088/1748-9326/11/4/048002/meta#back-to-top-target.
Darby, Megan. 2015. „War gaming the climate: How global warming could trigger nationalism“.
Climate Home Newsb (blog). 2015. http://www.climatechangenews.com/2015/12/24/war-gaming-the-climate-how-global-warming-could-trigger-nationalism/.
DBI Gastechnologisches Institut, DVGW-EBI, GWI, IEK-STE, IWES, KIT-IIP, OTH, u. a. 2017. „Abschlussbericht KonStGas: Integration fluktuierender erneuerbarer Energien durch konvergente
Nutzung von Strom- und Gasnetzen - Konvergenz Strom- und Gasnetze -“. http://www.
dbi-gruppe.de/files/PDFs/Projekte/00_Abschlussbericht_KonStGas_2017.pdf.
DENA. 2010. „Dena- Netzstudie II - Integration erneuerbarer Energien in die deutsche Stromversorgung im Zeitraum 2015 - 2020 mit Ausblick 2025, 2010“. Berlin: Deutsche Energie-Agentur
GmbH (Hg.). http://shop.dena.de/fileadmin/denashop/media/Downloads_Dateien/esd/9106_
Studie_dena-Netzstudie_II_deutsch.PDF.
———. 2018. „dena-Leitstudie Integrierte Energiewende Impulse für die Gestaltung desEnergiesystems bis 2050“. https://shop.dena.de/fileadmin/denashop/media/Downloads_Dateien/esd/9261_dena-Leitstudie_Integrierte_Energiewende_lang.pdf.
Department for Business, Energy & Industrial Strategy. 2018. „Implementing the End of
Unabated Coal by 2025. Government Response to Unabated Coal Closure Consultation“.
London, England: UK Government. https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/
attachment_data/file/672137/Government_Response_to_unabated_coal_consultation_and_statement_of_policy.pdf.
Deutscher Bundestag. 2017. „Entwicklung der Stromspeicherkapazitäten in Deutschland von 2010bis 2016. Sachstand. Wissenschaftliche Dienste. Aktenzeichen: WD 8 - 3000 - 083/16“. https://www.
bundestag.de/blob/496062/759f6162c9fb845aa0ba7d51ce1264f1/wd-8-083-16-pdf-data.pdf.
DIW Berlin. 2014a. „Braunkohleausstieg – Gestaltungsoptionen im Rahmen der Energiewende“.
Politikberatung kompakt 84. Berlin: Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung. https://www.
diw.de/documents/publikationen/73/diw_01.c.471589.de/diwkompakt_2014-084.pdf.
———. 2014b. „Electricity Sector Data for Policy-Relevant Modeling Data Documentation andApplications to the German and European Electricity Markets“. Berlin: DIW Berlin. https://www.
diw.de/documents/publikationen/73/diw_01.c.440963.de/diw_datadoc_2014-072.pdf.
———. 2014c. „Energie- und Klimapolitik: Europa ist nicht allein“. DIW Wochenbericht 6/2014.
Berlin, Germany: DIW Berlin.
———. 2014d. „Entwurf und Erläuterung für ein Gesetz zur Festsetzung nationaler CO2-Emissionsstandards für fossile Kraftwerke in Deutschland“. Politik Beratung kompakt 82. https://www.diw.de/sixcms/detail.php?id=diw_01.c.467557.de.
———. 2014e. „Verminderte Kohleverstromung könnte zeitnah einen relevanten Beitrag zum
deutschen Klimaschutzziel leisten“. Berlin: DIW Berlin. https://www.diw.de/documents/
publikationen/73/diw_01.c.489768.de/14-47-1.pdf.
———. 2015a. „Auswirkungen von CO2-Grenzwerten für fossile Kraftwerke auf Strommarkt
und Klimaschutz in Deutschland“. Politikberatung kompakt 104.

118———. 2015b. „Effektive CO₂-Minderung im Stromsektor: Klima-, Preis- und Beschäftigungseffekte des Klimabeitrags und alternativer Instrumente“. Politikberatung kompakt 98. Berlin:
Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung. https://www.diw.de/documents/publikationen/73/diw_01.c.509387.de/diwkompakt_2015-098.pdf.
———. 2017a. „Arbeitsplätze in der ostdeutschen Braunkohle: Strukturwandel im Interesse derBeschäftigten frühzeitig einleiten“. DIW Wochenbericht 6+7/2017. Deutsches Institut fürWirtschaftsforschung e. V. https://www.diw.de/sixcms/detail.php?id=diw_01.c.552193.de.
———. 2017b. „Electricity, heat, and gas sector data for modeling the German system“. Data
Documentation No. 9. Berlin: Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung. https://www.
econstor.eu/bitstream/10419/173388/1/1011162628.pdf.
———. 2017c. „Klimaschutz und Betreiberwechsel: Die ostdeutsche Braunkohlewirtschaft im
Wandel“. DIW Wochenbericht 6+7/2017. Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung e. V.
https://www.diw.de/sixcms/detail.php?id=diw_01.c.552191.de.
———. 2018a. „Die Energiewende wird nicht an Stromspeichern scheitern“. DIW aktuell Nr. 11.
Berlin. https://www.diw.de/documents/publikationen/73/diw_01.c.591369.de/diw_aktuell_11.pdf.
———. 2018b. „Erfolgreicher Klimaschutz durch zügigen Kohleausstieg in Deutschland und
NRW“. Wochenbericht 33. Berlin.
DIW Berlin, IZES, IWH, und Öko-Institut. 2018. „Klimaschutz und Kohleausstieg: Politische Strategienund Maßnahmen bis 2030 und darüber hinaus. Studie im Auftrag des Umweltbundesamtes“. nochunveröffentlicht. Berlin: Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung, Institut für ZukunftsEnergieund Stoffstromsysteme, Leibniz-Institut für Wirtschaftsforschung Halle, Öko-Institut.
E3G. 2015. „Zukunftsperspektiven für die Lausitz: Was kommt nach der Kohle?“ https://www.
e3g.org/docs/E3G_Zukunftsperspektiven_Lausitz.pdf.
EBC. 2018. „Europe Coal Plant Database: Stand 24.04.2018“. Brüssel: Europe Beyond Coal.
https://beyond-coal.eu/wp-content/uploads/2018/03/2018-03-15_Europe_Beyond_Coal-European_Coal_Database_hc.xlsx.
EEA. 2016. „CO2 emission intensity“. European Environment Agency. 26.3.2018.
———. 2018a. „The European Pollutant Release and Transfer Register (E-PRTR), Member States
reporting under Article 7 of Regulation (EC) No 166/2006: v13“. Kopenhagen: European
Environmental Agency. https://www.eea.europa.eu/ds_resolveuid/0c4895d45c8a47ed8ecfbcdea9a69ee9.
———. 2018b. „Reported Data on Large Combustion Plants Covered by Directive 2001/80/EC
LCP Database v3.1“. Kopenhagen: European Environmental Agency. https://www.eea.europa.
eu/ds_resolveuid/8529a768002a4568ba26795b9b685579.
EEFA. 2010. „Bedeutung der rheinischen Braunkohle – sektorale und regionale Beschäftigungsund Produktionseffekte. Untersuchung im Auftrag der RWE Power AG“. Energie und Umwelt
Analysen 43. Münster, Berlin: Energy Environment Forecast Analysis GmbH & Co. KG. http://
www.eefa.de/images/veroeffentl/Endbericht-RWE_Regiokohle_Final_05-11-2010-1.pdf.
———. 2011. „Die Rolle der Braunkohlenindustrie für die Produktion und Beschäftigung in
Deutschland. Untersuchung im Auftrag des DEBRIV“. Energie und Umwelt Analysen 61.
Münster, Berlin: Energy Environment Forecast Analysis. https://www.braunkohle.de/61-0-EEFA-Studie-Beschaeftigungseffekte-2011.html.
EEX. 2018a. „EU Emission Allowances - Primary Market Auction“. European Emission Allowances
Auction (EUA). 2018. https://www.eex.com/de/marktdaten/umweltprodukte/auktionsmarkt/european-emission-allowances-auction#!/2018/06/12.

Literatur119———. 2018b. „EU Emission Allowances - Secondary Market“. European Emission Allowances. 2018. https://www.eex.com/de/marktdaten/umweltprodukte/spotmarkt/european-emission-allowances#!/2018/06/14.
energate. 2017. „Tschechien nimmt erste Phasenschieber in Betrieb“. https://www.energate-messenger.de/news/171013/tschechien-nimmt-erste-phasenschieber-in-betrieb.
Energieagentur NRW. 2016. „Flexibilität: Eine wichtige Säule der Energiewende“. Düsseldorf.
Energy Brainpool. 2017a. „Klimaschutz durch Kohleausstieg. Wie ein Ausstieg aus der Kohle
Deutschlands Klimaziele erreichbar macht, ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden“.
Berlin: Greenpeace e.V.
———. 2017. „Wie hoch muss ein wirkungsvoller CO2-Preis sein?“ Berlin.
enervis. 2015. „Der Klimaschutzbeitrag des Stromsektors bis 2040: Entwicklungspfade für die
deutschen Kohlekraftwerke und deren wirtschaftliche Auswirkungen. Studie im Auftrag vonAgora Energiewende“. Berlin: enervis energy advisors. https://www.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2014/Kraftwerkspark-im-Einklang-mit-Klimazielen/Agora_Klimaschutzbeitrag_des_Stromsektors_2040_WEB.pdf.
———. 2016. „Gutachten: Sozialverträgliche Ausgestaltung eines Kohlekonsens. Studie im
Auftrag von ver.di – Vereinte Dienstleistungsgewerkschaft“. enervis energy advisors. https://www.verdi.de/++file++57d9601bf1b4cd11fdbef928/download/Verdi_Gutachten%20Sozialvertr%C3%A4glicher%20Kohlekonsens_Dokumentation.pdf.
enervis energy advisors. 2015. „Ein Kraftwerkspark im Einklang mit den Klimazielen. Handlungslücke,Maßnahmen und Verteilungseffekte bis 2020.“ Studie im Auftrag von Agora Energiewende. Berlin.
era. 2017. „Analyse des Exports von Stein- und Braunkohlestrom. Erstellt im Auftrag von:Bundestagsfraktion Bündnis 90/Die Grüne“. energy research architecture. http://www.
annalena-baerbock.de/wp-content/uploads/2017/08/2017-08-21-studie-stromexporte-final.pdf.
euobserver. 2017. „Nordics Consider Alternative to EU Emissions Trading System“, 28. Juni 2017.
https://euobserver.com/nordic/138365.
Europäische Kommission. 2016. „Staatliche Beihilfen: Kommission genehmigt Beihilfen für die
Stilllegung von Braunkohlekraftwerken in Deutschland. Pressemitteilung“, 2016. http://europa.
eu/rapid/press-release_IP-16-1911_de.htm?locale=en.
———. 2017a. Durchführungsbeschluss (EU) 2017/1442 der Kommission vom 31. Juli 2017 überSchlussfolgerungen zu den besten verfügbaren Techniken (BVT) gemäß der Richtlinie 2010/75/
EU des Europäischen Parlaments und des Rates für Großfeuerungsanlagen. https://eur-lex.
europa.eu/legal-content/DE/TXT/PDF/?uri=CELEX:32017D1442&from=EN.
———. 2017b. „Report on the functioning of the European carbon market“. COM(2017) 693 final.
https://ec.europa.eu/commission/sites/beta-political/files/report-functioning-carbon-market_en.pdf.
———. 2018a. „Revision for phase 4 (2021-2030)“. 2018. https://ec.europa.eu/clima/policies/
ets/revision_en.
———. 2018b. „Staatliche Beihilfen: Kommission genehmigt sechs Kapazitätsmechanismen zur
Gewährleistung der Stromversorgungssicherheit in Belgien, Deutschland, Frankreich, Griechenland, Italien und Polen – Factsheet“, 7. Februar 2018. http://europa.eu/rapid/press-release_
MEMO-18-681_de.htm.
ewi. 2016. „Ökonomische Effekte eines deutschen Kohleausstiegs auf den Strommarkt inDeutschland und der EU“. Köln: ewi Energy Research & Scenarios. http://www.ewi.research-scenarios.de/cms/wp-content/uploads/2016/05/ewi_ers_oekonomische_effekte_deutscher_kohleausstieg.pdf.

120
FÖS. 2018. „Was Braunkohlestrom wirklich kostet.“ Studie im Auftrag von Greenpeace. Berlin:
Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V.
FÖS, und IASS Potsdam. 2016. „Finanzielle Vorsorge im Braunkohlebereich: Optionen zur
Sicherung der Braunkohlerückstellungen und zur Umsetzung des Verursacherprinzips. Studie
im Auftrag von Klima-Allianz Deutschland, Bund für Umwelt und Naturschutz Deutschland(BUND), Heinrich-Böll-Stiftung und Rosa-Luxemburg-Stiftung“. Berlin, Potsdam: ForumÖkologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V., Institute for Advanced Sustainability Studies e.V.
https://www.boell.de/sites/default/files/2016-06_foes_iass_finanzielle_vorsorge_im_braunkohlebereich.pdf.
Fraunhofer ISE. 2018a. „Jährliche Außenhandelsstatistik elektrischer Strom“. Energy Charts.
2018. https://www.energy-charts.de/trade_de.htm.
———. 2018b. „Jährliche Börsenstrompreise in Deutschland“. Energy Charts. 2018. https://www.energy-charts.de/price_avg_de.htm?year=all&price=real&period=annual.
———. 2018c. „Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien“. Freiburg: Fraunhofer-Institut
für Solare Energiesysteme. https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/
publications/studies/DE2018_ISE_Studie_Stromgestehungskosten_Erneuerbare_Energien.pdf.
Fraunhofer ISI, Öko-Institut, Forschungszentrum Jülich, Programmgruppe STE, und IREES. 2012.
„Ermittlung der Klimaschutzwirkung des Integrierten Energie- und Klimaschutzprogramms der
Bundesregierung IEKP und Vorschlag für ein Konzept zur kontinuierlichen Überprüfung derKlimaschutzwirkung des IEKP. Zusammenfassung. Studie im Auftrag des Umweltbundesamts“.
Climate Change 4/2012. Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung, Öko-Institut, Forschungszentrum Jülich, Programmgruppe Systemforschung und Technologische
Entwicklung, Institut für Ressourceneffizienz und Energiestrategien. https://www.umweltbundesamt.de/publikationen/ermittlung-klimaschutzwirkung-des-integrierten-2.
Fraunhofer IWES. 2014. „Geschäftsmodelle Energiewende: Eine Antwort auf das ‚Die-Kosten-der-Energiewende‘-Argument“. https://www.fraunhofer.de/content/dam/zv/de/
forschungsthemen/energie/Studie_Energiewende_Fraunhofer-IWES_20140-01-21.pdf.
Gerbaulet, Clemens, Jonas Egerer, Pao-Yu Oei, Judith Paeper, und Christian von Hirschhausen.
2012. „Die Zukunft der Braunkohle in Deutschland im Rahmen der Energiewende“. DIW Berlin,
Politikberatung kompakt 69. Berlin, Germany: Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung(DIW). https://www.diw.de/documents/publikationen/73/diw_01.c.412261.de/diwkompakt_2012-069.pdf.
Germanwatch. 2002. „Auswirkungen des Klimaänderungen“. https://germanwatch.org/klak/
cd/1-a-ausw.htm.
———. 2012. „Kapazitätsmärkte - Hintergründe und Varianten mit Fokus auf einen emissionsarmen deutschen Strommarkt“. Bonn. http://germanwatch.org/en/download/3564.pdf.
Germeshausen, Robert, und Andreas Löschel. 2015. „Energiestückkosten als Indikator für Wettbewerbsfähigkeit“. Wirtschaftsdienst 95 (1): 46–50. https://doi.org/10.1007/s10273-015-1776-0.
Glensk, Barbara, und Reinhard Madlener. 2016. „Flexibility options for lignite-fired power plants:
a real options approach“. In Operations Research Proceedings 2016. Selected papers of theAnnual International Conference of the German Operations Research Society (GOR), Helmut
Schmidt University, 157–63. Operations Research Proceedings 2016. Berlin/Heidelberg/New
York: Springer Verlag.
Global Carbon Project. 2017. „Global Carbon Budget 2017“.
Görner, Klaus. 2016. „Aufgabe der Kraftwerke im Erzeugungsmix“. In Flexibilität: Eine wichtige
Säule der Energiewende. Flexible Lösungen aus und für Nordrhein-Westfalen, herausgegeben
von CEF NRW und Energie Agentur NRW. https://broschueren.nordrheinwestfalendirekt.de/broschuerenservice/staatskanzlei/flexibilitaet-eine-wichtige-saeule-der-energiewende/2277.

Literatur121
Gouw, J. A. de, D. D. Parrish, G. J. Frost, und M. Trainer. 2014. „Reduced Emissions of CO2, NOx, andSO2 from U.S. Power Plants Owing to Switch from Coal to Natural Gas with Combined Cycle
Technology“. Earth’s Future 2 (2): 75–82. https://doi.org/10.1002/2013EF000196.
Green, Fergus, und Nicolas Stern. 2017. „China’s Changing Economy: Implications for Its Carbon
Dioxide Emissions“. Climate Policy, Nr. 4: 423–42.
GWS, DLR, und DIW Berlin. 2018. „Ökonomische Indikatoren des Energiesystems: Methode,Abgrenzung und Ergebnisse für den Zeitraum 2000 - 2016. Studie im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie“. Politikberatung kompakt 127. Berlin: Gesellschaft fürWirtschaftliche Strukturforschung mbH, Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt,
Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung. https://www.diw.de/documents/publikationen/73/diw_01.c.580944.de/diwkompakt_2018-127.pdf.
Heath, Garvin A., Patrick O’Donoughue, Douglas J. Arent, und Morgan Bazilian. 2014. „￼Harmonization of initial estimates of shale gas life cycle greenhouse gas emissions for electric
power generation“. PNAS 111 (31): E3167–76.
Heck, Vera, Dieter Gerten, Wolfgang Lucht, und Alexander Popp. 2018. „Biomass-Based Negative
Emissions Difficult to Reconcile with Planetary Boundaries“. Nature Climate Change 8 (2):151–55. https://doi.org/10.1038/s41558-017-0064-y.
Henning, Hans-Martin, Andreas Palzer, Carsten Pape, Frieder Borggrefe, Henning Jachmann, undManfred Fischedick. 2014. „Phasen der Transformation des Energiesystems“. Energiewirtschaftliche Tagesfragen. http://www.et-energie-online.de/AktuellesHeft/Topthema/tabid/70/
NewsId/1230/Phasen-der-Transformation-des-Energiesystems.aspx.
Hirschhausen, Christian von, Johannes Herold, Pao-Yu Oei, und Clemens Haftendorn. 2012.
„CCTS-Technologie ein Fehlschlag: Umdenken in der Energiewende notwendig“. 6. DIW
Wochenbericht. Berlin, Germany. https://www.diw.de/documents/publikationen/73/
diw_01.c.392564.de/12-6-1.pdf.
House of Commons. 2018. „Carbon Price Floor (CPF) and the Price Support Mechanism“. Briefing
Paper 05927. London: House of Commons.
icap. o. J. „Netherlands Proposes EUR 18 Carbon Price Floor“. International Carbon Action
Partnership. Zugegriffen 22. März 2018. https://icapcarbonaction.com/es/news-archive/491-netherlands-proposes-eur-18-carbon-price-floor.
ICIS. 2017. „EU ETS post-2020 reform: status quo or seismic shift?“ European Union White Paper.
https://www.icis.com/contact/white-paper-post-2020-reform-status-quo-or-seismic-shift/.
IEA. 2016. „World Energy Outlook 2016“. Paris: International Energy Agency. http://www.
oecd-ilibrary.org/energy/world- energy-outlook-2016_weo-2016-en.
———. 2017a. „CO2 emissions from fuel combustion: Overview“. statistics. International Energy
Agency. https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/CO2EmissionsFromFuelCombustion2017Overview.pdf.
———. 2017b. „Energy Technology Perspectives“. http://www.iea.org/etp/.
———. 2017c. „World Energy Outlook 2017“. Paris: International Energy Agency. https://www.
iea.org/weo2017/.
———. 2018a. „Statistics“. International Energy Agency. http://www.iea.org/statistics/
statisticssearch/.
———. 2018b. „Statistics: European Union - 28. Electricity and Heat for 2015“. International
Energy Agency. http://www.iea.org/statistics/statisticssearch/report/?country=EU28&product=electricityandheat&year=2015.

122———. 2018c. „Statistics: United States. Electricity and Heat for 2015“. International Energy
Agency. http://www.iea.org/statistics/statisticssearch/report/?country=USA&product=electricityandheat&year=2015.
———. 2018d. „Statistics: World. Indicators for 2015. CO2 emissions“. International Energy
Agency. http://www.iea.org/statistics/statisticssearch/report/?year=2015&country=WORLD&product=Indicators.
IEEFA. 2017. „Global Electricity Utilities in Transition. Leaders and Laggards: 11 Case Studies“.
Institue for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA). http://ieefa.org/wp-content/
uploads/2017/10/IEEFA-Global-Utilities-in-Transition-11-Case-Studies-October-2017.pdf.
ifo Institut. 2014. „Industrie- und Wirtschaftsregion Lausitz: Bestandsaufnahme und Perspektiven. Gutachten im Auftrag der Wirtschaftsinitiative e. V. (WIL)“. Ifo Dresden Studie 71. Dresden.
http://www.cesifo-group.de/DocDL/ifo_Dresden_Studien_71.pdf.
IG BCE. 2018. „Die Energiewende mit Investitionen und Innovationen sozial und fair gestalten!“
Industriegewerkschaft Bergbau, Chemie, Energie. https://www.igbce.de/vanity/renderDownloadLink/224/167988.
Iglesias, Ana, Luis Garrote, Francisco Flores, und Marta Moneo. 2006. „Challenges to Manage the Risk
of Water Scarcity and Climate Change in the Mediterranean“. https://www.researchgate.net/
profile/Ana_Iglesias9/publication/225119169_Challenges_to_Manage_the_Risk_of_Water_Scarcity_and_Climate_Change_in_the_Mediterranean/links/5a0ae57caca2721a23f7fb14/Challenges-to-Manage-the-Risk-of-Water-Scarcity-and-Climate-Change-in-the-Mediterranean.pdf.
IÖW. 2017. „Mehrwert einer regionalen Energiewende im Lausitzer und im Rheinischen Revier.
Wertschöpfungs- und Beschäftigungspotenziale durch den Ausbau von Photovoltaik undWindenergie. Studie im Auftrag von Greenpeace Energy EG“. Berlin: Institut für ökologische
Wirtschaftsforschung. https://www.greenpeace-energy.de/fileadmin/docs/publikationen/
Studien/Studie_GPE-IOeW_Jobs_BK_u._EE_final.pdf.
IPCC. 2007. „Climate Change 2007: Mitigation of Climate Change“. https://www.ipcc.ch/pdf/
assessment-report/ar4/wg3/ar4_wg3_full_report.pdf.
———. 2014. „Klimaänderung 2014: Synthesebericht. Beitrag der Arbeitsgruppen I, II und III
zum Fünften Sachstandsbericht des Zwischenstaatlichen Ausschusses für Klimaänderungen(IPCC)“. Bonn: Intergovernmental Panel on Climate Change.
IRR. 2017. „Regionales Investitionskonzept (RIK)“. Jülich: Innovationsregion Rheinisches Revier
GmbH. https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/P-R/regionales-investitionskonzept-rheinisches-revier.pdf?__blob=publicationFile&v=4.
IZES. 2015. „Kraftwerks-Stilllegungen zur Emissionsreduzierung und Flexibilisierung des deutschen Kraftwerksparks: Möglichkeiten und Auswirkungen“. Institut für Zukunfts Energiesysteme.
———. 2016. „Stellungnahme im Rahmen der öffentlichen Anhörung zum Gesetzentwurf der
Bundesregierung ‚Entwurf eines Gesetzes zur Weiterentwicklung des Strommarktes (Strommarktgesetz)‘(BT-Drs.18/7317)“. https://www.bundestag.de/blob/413124/f11a3f05eb0fc4ef759cdc2d57695a31/stgn_hauser_izes-data.pdf.
Jahn, Malte. 2015. „Economics of Extreme Weather Events: Terminology and Regional Impact
Models“. Weather and Climate Extremes 10 (Dezember): 29–39. https://doi.org/10.1016/j.
wace.2015.08.005.
Jones, Nicola. 2017. „How the World Passed a Carbon Threshold and Why It Matters. Published at
the Yale School of Forestry & Environmental Studies“. Yale Environment 360. https://e360.yale.
edu/features/how-the-world-passed-a-carbon-threshold-400ppm-and-why-it-matters.

Literatur

123
Kasang, Dieter. o. J. „Temperaturanstieg und CO2-Konzentration in der Atmosphäre seit Mittedes 19. Jahrhunderts, basierend auf IPCC (2007): Climate Change 2007, Working Group I: The
Science of Climate Change, 9.2.1.1.“ Hamburger Bildungsserver. Zugegriffen 17. April 2018. http://bildungsserver.hamburg.de/poster-zum-klimawandel-ursachen/.
Klima-Allianz Deutschland. 2017. „Verkleinerung von Braunkohletagebauen nötig“. https://www.klima-allianz.de/fileadmin/user_upload/2017-08-02_factsheet_Verkleinerung_von_Braunkohletagebauen_n%C3%B6tig.pdf.
Klinski, Stefan. 2017. „Instrumente eines Kohleausstiegs im Lichte des EU-Rechts“. EnWZ, Nr. 6: 203–11.
Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und SPD. 2018. „Ein neuer Aufbruch für Europa: Eine neue
Dynamik für Deutschland. Ein neuer Zusammenhalt für unser Land. Koalitionsvertrag zwischen
CDU, CSU und SPD. 19. Legislaturperiode“. Berlin. https://www.cdu.de/system/tdf/media/
dokumente/koalitionsvertrag_2018.pdf?file=1.
Krzikalla, Norbert, Siggi Achner, und Stefan Brühl. 2013. „Möglichkeiten zum Ausgleich
fluktuierender Einspeisungen aus Erneuerbaren Energien: Studie im Auftrag des Bundesverbandes Erneuerbare Energie“. https://www.bee-ev.de/fileadmin/Publikationen/Studien/Plattform/
BEE-Plattform-Systemtransformation_Ausgleichsmoeglichkeiten.pdf.
Lambertz, Johannes, Hans-Wilhelm Schiffer, Thomas Thielemann, und Max Voß. 2012. „Carbon
Footprints fossiler Energieträger in der Strom- erzeugung“. Energiewirtschaftliche Tagesfragen
62 (1): 58–61.
Lausitzer Perspektiven. 2018. „Strukturentwicklung und Zivilgesellschaft. Eckpunkte für ein
Stiftungsmodell zur Förderung bürgerschaftlichen Engagements in den Kohleausstiegsregionen. Veröffentlichung in 2018.“
LEAG. 2018. „Geschäftsfeld Kraftwerke“. 2018. https://www.leag.de/de/geschaeftsfelder/kraftwerke/.
Mark-E. 2018. „Regionale Erzeugung: ‚Herausforderung Energiewende‘“. 2018. http://www.
mark-e.de/Home/Privatkunden/Mark-E/Erzeugung/Regionale-Erzeugung.aspx/usetemplate-print/.
Markwardt, Gunther, Magdalena Mißler-Behr, Helmut Schuster, Stefan Zundel, und Jörg
Hedderoth. 2016. „Strukturwandel in der Lausitz - Wissenschaftliche Auswertung der Potentialanalysen der Wirtschaft der Lausitz ab 2010“. Berlin: TU Dresden, BTU Cottbus-Senftenberg.
https://www-docs.b-tu.de/fg-energie-umweltoekonomik/public/Strukturwandel%20Lausitz/
Gutachten_Strukturwandel_Lausitz.pdf.
Matthes, Felix C., Hauke Hermann, Carsten Diermann, und Ben Schlemmermeier. 2015. „Die
Leistungsfähigkeit des Energy-only-Marktes und die aktuellen Kapazitätsmarkt-Vorschläge inder Diskussion: Kommentierung und Bewertung der Impact-Assessment-Studien zu Kapazitätsmechanismen im Auftrag Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie sowie die Einordnung des Fokussierten Kapazitätsmarktes“. Bericht für das Ministerium für UM BW und das
StMWi. Übersetzt von Vanessa Cook. Berlin: Öko-Institut, LBD Beratungsgesellschaft.
MCC. 2017. „Decarbonization and EU ETS Reform: Introducing a price floor to drive low-carbon
investments“. Policy Paper. Berlin: Mercator Research Institute on Global Commons and Climate
Change. https://www.mcc-berlin.net/fileadmin/data/C18_MCC_Publications/Decarbonization_EU_ETS_Reform_Policy_Paper.pdf.
Meijer, Bart H. 2018. „Netherlands to ban coal-fired power plants in blow to RWE“. Reuters, 18.
Mai 2018. https://www.reuters.com/article/us-netherlands-energy-coal/netherlands-to-bancoal-fired-power-plants-in-blow-to-rwe-idUSKCN1IJ1PI.
Metropolregion Mitteldeutschland. 2017. „Regionales Investitionskonzept Innovationsregion
Mitteldeutschland“. Leipzig: Metropolregion Mitteldeutschland Management GmbH. https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/P-R/regionales-investitionskonzept-mitteldeutschland.pdf?__blob=publicationFile&v=4.

124
Michel, Jeffrey H. 2017. „Braunkohle schwächt die Bergbaukommunen“. Acid News I/2017, 2017.
http://www.volksmeter.de/Abhandlungen/Michel-Bergbaukommunen12072017.pdf.
———. 2018. „The communal deficits of German lignite usage“. Acid News I/2018, 2018.
Mooney, Chris. 2017. „Katrina. Sandy. Harvey. The debate over climate and hurricanes is getting
louder and louder.“ The Washington Post, 30. August 2017, Abschn. Energy and Environment.
https://www.washingtonpost.com/news/energy-environment/wp/2017/08/30/katrina-sandy-harvey-the-debate-over-climate-and-hurricanes-is-getting-louder-and-louder/?noredirect=on&utm_term=.ee99335a70fe.
MTC. 2017. „Validierung und Prüfung der bergbaubedingten Rückstellungen für die Braunkohletagebaue, Altstandorte und Kraftwerksreststoffdeponien der RWE Power AG. Im Auftrag der
RWE Power AG“. Clausthal: Mining Technology Consulting. https://www.bezreg-arnsberg.nrw.
de/container/anlagen_pm/17_09_gutachten_mtc_tudeshki_zu_rwe_rueckstellungen.pdf.
Munich RE. o. J. „Wie ändert der Klimawandel langfristig die Naturgefahren- und Risikolandschaft?“ Zugegriffen 8. Juni 2018. https://www.munichre.com/de/group/focus/climate-change/strategic-approach/risk-assessment/physical-impacts-climate-change/long-term-changes/
index.html?QUERYSTRING=meeresspiegelanstieg.
Oei, Pao-Yu, und Roman Mendelevitch. 2016. „European Scenarios of CO₂ Infrastructure Investment until 2050“. The Energy Journal 37: 171–94. https://doi.org/10.5547/01956574.37.SI3.poei.
Öko-Institut. 2017a. „Die deutsche Braunkohlenwirtschaft - Historische Entwicklungen,Ressourcen, Technik, wirtschaftliche Strukturen und Umweltauswirkungen“. Studie im Auftragvon Agora Energiewende und der European Climate Foundation. Berlin. https://www.
agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2017/Deutsche_Braunkohlenwirtschaft/Agora_
Die-deutsche-Braunkohlenwirtschaft_WEB.pdf.
———. 2017b. „Die deutsche Braunkohlenwirtschaft - Historische Entwicklungen, Ressourcen,
Technik, wirtschaftliche Strukturen und Umweltauswirkungen. Studie im Auftrag von Agora
Energiewende und der European Climate Foundation“. Berlin. https://www.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2017/Deutsche_Braunkohlenwirtschaft/Agora_Die-deutsche-Braunkohlenwirtschaft_WEB.pdf.
———. 2017c. „Klimaschutz im Stromsektor 2030 – Vergleich von Instrumenten zur Emissionsminderung“. Umweltbundesamt. http://www.umweltbundesamt.de/publikationen/klimaschutz-im-stromsektor-2030-vergleich-von.
———. 2017d. „Überprüfung der Emissionsminderung 2020 im Projektionsbericht 2017“. https://www.oeko.de/fileadmin/oekodoc/Memo-Ueberpruefung-Emissionsminderung-2020.pdf.
———. 2018a. „Beschäftigungsentwicklung in der Braunkohleindustrie: Status quo und
Projektion bis 2030. Studie im Auftrag des Umweltbundesamtes“. noch unveröffentlicht. Berlin.
———. 2018b. „Dem Ziel verpflichtet: CO2-mindestpreise im instrumentenmix einer Kohle-Ausstiegsstrategie für Deutschland. Eine Studie im Auftrag des WWFs“. Berlin. http://www.wwf.de/fileadmin/fm-wwf/Publikationen-PDF/WWF_Studie_Kohleausstieg_CO2_Mindestpreise.pdf.
———. 2018c. „Aktueller Stand der Steinkohle -KWK- Erzeugung in Deutschland“. Berlin: Öko-Institut. https://www.oeko.de/fileadmin/oekodoc/Stand-Steinkohle-KWK-Erzeugung-DE.pdf.
Öko-Institut, BET, und HWR. 2017. „Klimaschutz im Stromsektor 2030 - Vergleich von Instrumenten zur Emissionsminderung. Endbericht. Studie im Auftrag des Umweltbundesamtes“. Climate
Change 02/2017. Berlin, Aachen: Öko-Institut, Büro für Energiewirtschaft und technische Planung
GmbH, Hochschule für Wirtschaft und Recht Berlin. https://www.umweltbundesamt.de/sites/
default/files/medien/1/publikationen/2017-01-11_cc_02-2017_strommarkt_endbericht.pdf.

Literatur

125
Öko-Institut, und Fraunhofer ISI. 2015. „Klimaschutzszenario 2050: 2. Endbericht. Studie im
Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit“. Berlin:
Öko-Institut, Frauenhofer-Institut für System- und Innovationsforschung. http://www.isi.
fraunhofer.de/isi-wAssets/docs/x/de/projekte/Bericht_Runde_2.pdf.
Öko-Institut, und Prognos. 2015. „Das CO2-Instrument für den Stromsektor: Modellbasierte
Hintergrundanalysen“. Berlin. https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/S-T/strommarkt-praesentation-das-co2-instrument-fuer-den-stromsektor.pdf?__blob=publicationFile&v=1.
PIK. 2007. „TiPI - Tipping Point Interactions“. Potsdam Institute for Climate Impact Research.
https://www.pik-potsdam.de/research/projects/projects-archive/tipi.
Pinka, Jana. 2018. „‚Bergbau-Heuschrecke‘ von Oberbergamt nun doch zu Sicherheitsleistungenverpflichtet, aber erst ab 2021“. 2018. http://www.jana-pinka.de/index.php/164-parlamentarisches/2018/aktuelles-aus-dem-parlament-2018/1136-pinka-bergbau-heuschrecke-von-oberbergamt-nun-doch-zu-sicherheitsleistungen-verpflichtet-aber-erst-ab-2021.
Pinzler, Petra. 2017. „Klimawandel: Von Stürmen vertrieben: Der Klimawandel zwingt mehr
Menschen zur Flucht als alle Kriege zusammen.“ Die Zeit, 23. Mai 2017. http://www.zeit.
de/2017/22/klimawandel-flucht-wetter-umweltkatastrophen.
Powering Past Coal Alliance. 2017. „Powering Past Coal Alliance: Declaration“. https://www.gov.
uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/666736/Final_Declaration_
PPCA_111217.pdf.
Prognos, EWI, und GWS. 2014. „Entwicklung der Energiemärkte – Energiereferenzprognose.
Projekt Nr. 57/12. Studie im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie“.
Basel, Köln, Osnabrück: Prognos, Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln,
Gesellschaft für Wirtschaftliche Strukturforschung. https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/
Publikationen/Studien/entwicklung-der-energiemaerkte-energiereferenzprognose-endbericht.
pdf?__blob=publicationFile&v=7.
Prognos, und Fichtner. 2017. „Flexibility in thermal power plants – With a focus on existingcoal-fired power plants“. Study. Berlin, Stuttgart: Prognos, Fichtner. https://www.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2017/Flexibility_in_thermal_plants/115_flexibility-report-WEB.pdf.
Prognos, und Öko-Institut. 2017. „Zukunft Stromsystem Kohleausstieg 2035 - Vom Ziel her
denken“. Studie im Auftrag des WWF. http://www.wwf.de/fileadmin/fm-wwf/Publikationen-PDF/WWF-Studie_Zukunft_Stromsystem_-_Kohleausstieg_2035.pdf.
PwC. 2016. „Wirtschaftliche Bewertung des Aktionsprogramm Klimaschutz 2020 Abschlussbericht“. Abschlussbericht. Im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz, Bau und
Reaktorsicherheit. http://www.bmu.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Aktionsprogramm_Klimaschutz/aktionsprogramm_klimaschutz_2020_abschlussbericht_bf.pdf.
Regionomica. 2013. „Potenzialanalyse zur intelligenten Spezialisierung in der Innovationsregion
Rheinisches Revier (IRR). Kurzfassung“. Berlin. http://rheinisches-revier.de/fileadmin/user_upload/pdf/allgemein/130617_Kurzfassung_Potenzialanalyse_IRR_komplett.pdf.
Rodi, Michael. 2017. „Kohleausstieg - Bewertung der Instrumentendebatte aus juristischer undrechtspolitischer Sicht“. EnWZ, Nr. 6: 195–203.
Rogelj, Joeri, Alexander Popp, Katherine V. Calvin, Gunnar Luderer, Johannes Emmerling, David
Gernaat, Shinichiro Fujimori, u. a. 2018. „Scenarios towards limiting global mean temperature
increase below 1.5 °C“. Nature Climate Change, März. https://doi.org/10.1038/s41558-018-0091-3.
Rosenzweig, C., W. Solecki, P. Romero-Lankao, S. Mehrotra, S. Dhakal, T. Bowman, und S. Ali
Ibrahim. 2015. „Climate Change and Cities: Second Assessment Report of the Urban Climate
Change Research Network“. ARC3.2. Summary for City Leaders. https://unfccc.int/files/
parties_observers/submissions_from_observers/application/pdf/787.pdf.

126
Ruhrnachrichten. 2018. „Personalkarussell nach der Stilllegung des Kohleblocks“. 20. Juni 2018.
https://www.ruhrnachrichten.de/Staedte/Werne/Personalkarussell-nach-der-Stilllegung-des-Kohleblocks-1296653.html.
RWE Generation SE. 2018a. „Braunkohlekraftwerke“. 2018. http://www.rwe.com/web/cms/
de/1754836/rwe-generation-se/unternehmen/braunkohle/.
———. 2018b. „Energieträger: Länderübersicht“. 2018. http://www.rwe.com/web/cms/de/1770664/
rwe-generation-se/energietraeger/laenderuebersicht/deutschland/kw-gersteinwerk/.
RWE Power. 2010. „Entwicklung und Stand der Technik in der Braunkohlenverstromung“. Essen.
http://www.nf-niederaussem.de/fileadmin/pdf/03_Praesentation_Aktueller_Stand_der_Technik__Dr._Eichholz_.pdf.
RWE Power, und KPMG. 2016. „Vollständigkeit und Angemessenheit der bilanzierten bergbaubedingten Rückstellungen nach IFRS zum 31. Dezember 2016. Gutachterliche Stellungnahme
RWE Power Aktiengesellschaft“. Essen/Köln: KPMG AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft.
https://www.bezreg-arnsberg.nrw.de/container/anlagen_pm/17_09_gutachten_kpmg_zu_
rwe_rueckstellungen.pdf.
RWE Power, RWTH, und BET. 2017. „Gutachterliche Stellungnahme zur Bewertung von langfristigen wasserwirtschaftlichen Maßnahmen im Rheinischen Revier.“ Schlussbericht. Aachen: RWE
Power AG, RWTH Aachen, Lehr- und Forschungsgebiet Hydrogeologie und BET Büro fürEnergiewirtschaft und technische Planung GmbH. https://www.bezreg-arnsberg.nrw.de/container/anlagen_pm/17_09_gutachten_rwth_aachen_zu_rwe_rueckstellungen.pdf.
RWI. 2017. „Erarbeitung aktueller vergleichender Strukturdaten für die deutschen Braunkohleregionen. Projektbericht für das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie“. Projektnummer: I C 4-25/17. Essen: Leibnitz-Institut für Wirtschaftsforschung.
Samadi, Sascha. 2017. „The Social Costs of Electricity Generation—Categorising Different Typesof Costs and Evaluating Their Respective Relevance“. energies. http://www.mdpi.com/19961073/10/3/356/pdf.
Sandbag. 2013. „The UK Carbon Floor Price“. Sandbag briefing. London: Sandbag. https://
sandbag.org.uk/wp-content/uploads/2016/11/Sandbag_Carbon_Floor_Price_2013_final.pdf.
———. 2017. „Forecasting ETS Surpluses“. 2017. https://sandbag.org.uk/2017/05/15/forecasting-ets-surpluses/.
Schleussner, Carl-Friedrich, Tabea K. Lissner, Erich M. Fischer, Jan Wohland, Mahé Perrette,
Antonius Golly, Joeri Rogelj, u. a. 2016. „Differential climate impacts for policy-relevant limits to
global warming: the case of 1.5 °C and 2 °C“. Earth System Dynamics, Nr. 7: 327–351.
Scholz, Yvonne. 2010. „Möglichkeiten und Grenzen der Integration verschiedener regenertaiver
Energiequellen zu einer 100% regenerativen Stromversorgung der Bundesrepublik Deutschland
bis zum Jahr 2050: Endbericht (September 2010)“. https://www.umweltrat.de/SharedDocs/
Downloads/DE/03_Materialien/2010_MAT42_DZLR_Integration_Energiequellen_2050.pdf?__
blob=publicationFile.
Schomerus, Thomas, und Gregor Franßen. im Erscheinen. „Klimaschutz und die rechtliche
Zulässigkeit der Stilllegung von Braun- und Steinkohlekraftwerken. Studie im Auftrag desBundesministeriums für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit“.
Schröter, Jens. 2013. „Meeresspiegelanstieg: Gefährdung kleiner Inseln“. Warnsginal Klima. Uni
Hamburg. http://www.klima-warnsignale.uni-hamburg.de/wp-content/uploads/2013/01/
Schroeter.pdf.
Smith, Pete, Steven J. Davis, Felix Creutzig, Sabine Fuss, Jan Minx, Benoit Gabrielle, Etsushi Kato,
u. a. 2016. „Biophysical and Economic Limits to Negative CO2 Emissions“. Nature Climate
Change 6 (1): 42–50. https://doi.org/10.1038/nclimate2870.

Literatur

127
S&P Global Platts. 2018. „German companies to close coal units with 817 MW capacity“. 5. März
2018. https://www.platts.com/latest-news/electric-power/london/german-companies-to-close-coal-units-with-817-26902862.
SRU. 2017. „Kohleausstieg jetzt einleiten“. Stellungnahme. Berlin: Sachverständigenrat für
Umweltfragen. https://www.umweltrat.de/SharedDocs/Downloads/DE/04_Stellungnahmen/2016_2020/2017_10_Stellungnahme_Kohleausstieg.pdf?__blob=publicationFile&v=16.
Stadtwerke Cottbus. 2018. „Stadtwerke Cottbus: Heizkraftwerk heute“. Heizkraftwerk Cottbus.
2018. https://heizkraftwerk-cottbus.de/heizkraftwerk-heute/.
Statistik der Kohlenwirtschaft. 2017a. „Belegschaft im Steinkohlenbergbau der Bundesrepublik
Deutschland“. Essen, Bergheim. https://kohlenstatistik.de/files/arbeiter_u_angestellte_3.xlsx.
———. 2017b. „Der Kohlenbergbau in der Energiewirtschaft der Bundesrepublik Deutschland
im Jahre 2016“. Essen, Bergheim. https://kohlenstatistik.de/files/silberbuch_2016.pdf.
———. 2017c. „Zahl der Betriebe“. Essen, Bergheim. https://kohlenstatistik.de/files/zahl_betriebe_2.xls.
———. 2017d. „Braunkohle“. Statistik der Kohlenwirtschaft e.V. 9. September 2017. https://kohlenstatistik.de/19-0-Braunkohle.html.
———. 2018. „Zur Lage des Kohlenbergbaus in der Bundesrepublik Deutschland: Jahr 2017“.
Essen, Bergheim. https://kohlenstatistik.de/files/lb_statistik_2017.pdf.
Steag. 2018a. „STEAG meldet die Kraftwerke Bexbach und Weiher 3 erneut zur Stilllegung an“.
26. April 2018. https://www.steag.com/de/pressemitteilungen/26-04-2018-steag-meldet-diekraftwerke-bexbach-und-weiher-3-erneut-zur-stilllegung-an/.
———. 2018b. „STEAG schließt Kraftwerk Lünen bereits Ende 2018 - Steinkohleblöcke 6 und 7
sind nicht systemrelevant“. 31. August 2018. https://www.steag.com/de/pressemitteilungen/31-08-2018-steag-schliesst-kraftwerk-luenen-bereits-ende-2018/.
Steinmann, Thomas. 2017. „Lausitz-Investor warnt vor Kohle-Ausstieg“. Capital, 13. Dezember 2017.
https://www.capital.de/wirtschaft-politik/braunkohle-eigentuemer-warnt-vor-kohle-ausstieg.
Stern, Nicolas. 2006. „Stern Review on the Economics of Climate Change“. London: HM Treasury.
Sterner, Michael, und Ingo Stadler, Hrsg. 2017. Energiespeicher - Bedarf, Technologien, Integration. 2., korrigierte und ergänzte Auflage. Wiesbaden: Springer Vieweg.
Stöver, Britta. 2015. „Gesundheit – Effekte des Klimawandels“. GWS Discussion Paper. http://
www.gws-os.com/discussionpapers/gws-paper15-6.pdf.
The Guardian. 2016. „France Sets Carbon Price Floor“, 17. Mai 2016. https://www.theguardian.
com/environment/2016/may/17/france-sets-carbon-price-floor.
Thomson Reuters. 2017a. „EU ETS phase 4 deal is done – what effect on market balance andcarbon prices?“———. 2017b. „Grand compromise on ETS reform set to tighten market“. https://www.politico.
eu/wp-content/uploads/2017/11/Grand-compromise-on-ETS-reform-set-to-tighten-market-copy-2.pdf.
UBA. 2009. „Klimaschutz und Versorgungssicherheit. Entwicklung einer nachhaltigen
Stromversorgung“. Climate Change | 13/2009. Dessau-Roßlau, Deutschland: Umweltbundesamt. http://www.umweltbundesamt.de/publikationen/klimaschutz-versorgungssicherheit.
———. 2012. „Ökonomische Bewertung von Umweltschäden. Methodenkonvention 2.0 zur
Schätzung von Umweltkosten (inklusive Anhang A und B)“. Dessau-Roßlau: Umweltbundesamt. https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/378/publikationen/
uba_methodenkonvention_2.0_-_2012_gesamt.pdf.

128———. 2013a. „Potenzial der Energiewende an Land: Studie zur Ermittlung des bundesweiten
Flächen- und Leistungspotenzials der Windenergienutzung an Land“. https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/378/publikationen/potenzial_der_windenergie.pdf.
———. 2013b. „Zu erwartende Klimaänderungen bis 2100“. https://www.umweltbundesamt.
de/themen/klima-energie/klimawandel/zu-erwartende-klimaaenderungen-bis-2100.
———. 2015a. „Klimabeitrag für Kohlekraftwerke - Wie wirkt er auf Stromerzeugung, Arbeitsplätze und Umwelt?“ Position. https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/
medien/376/publikationen/klimabeitrag_fuer_kohlekraftwerke_2.pdf.
———. 2015b. „Potentiale regelbarer Lasten in einem Energieversorgungssystem mit wachsendem Anteil erneuerbarer Energien“. 19/2015. Climate Change. Dessau-Roßlau: Büro für Energiewirtschaft und technische Planung, Traniel. https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/
files/medien/378/publikationen/climate_change_19_2015_potentiale_regelbarer_lasten.pdf.
———. 2017a. „Daten und Fakten zu Braun- und Steinkohlen“. Hintergrund. Dessau-Roßlau:Umweltbundesamt. https://www.umweltbundesamt.de/publikationen/daten-fakten-zu-braun-steinkohlen.
———. 2017b. „Daten und Fakten zu Braun- und Steinkohlen“. Umweltbundesamt.
https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/1410/publikationen/171207_
uba_hg_braunsteinkohle_bf.pd.
———. 2017c. „Den Weg zu einem treibhausgasneutralen Deutschland ressourcen­schonend
gestalten“. https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/1410/publikationen/uba_fachbrosch_rtd_final_bf_0.pdf.
———. 2017d. „Entwicklung der spezifischen Kohlendioxid-Emissionen des deutschen
Strommix in den Jahren 1990 – 2016“. https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/
medien/1410/publikationen/2017-05-22_climate-change_15-2017_strommix.pdf.
———. 2017e. „Entwicklung des durchschnittlichen Brutto-Wirkungsgrades fossiler Kraftwerke“. Konventionelle Kraftwerke und erneuerbare Energien. 2017. https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/384/bilder/dateien/6_abb_entwicklung-brennstoffausnutzungsgrad_2018-02-14.pdf.
———. 2017f. „Kohleverstromung und Klimaschutz bis 2030 Diskussionsbeitrag des Umweltbundesamts zur Erreichung der Klimaziele in Deutschland“. Umweltbundesamt. https://www.
umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/1410/publikationen/2017-11-02_position_
kohleverstromung-klimaschutz_fin_0.pdf.
———. 2017g. „Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) - online Informationen“. https://www.umweltbundesamt.de/daten/energie/kraft-waerme-kopplung-kwk#textpart-4.
———. 2017h. „Entwicklung der Treibhausgasemissionen in Deutschland in der Abgrenzung
der Sektoren des Aktionsprogrammes Klimaschutz 2020*“.
———. 2017i. „Berichterstattung unter der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen
und dem Kyoto-Protokoll 2017: Nationaler Inventarbericht zum Deutschen Treibhausgasinventar 1990 – 2015. Umweltbundesamt – UNFCCC-Submission“. Climate Change 13/2017. Dessau-Roßlau, Deutschland: Umweltbundesamt. https://www.umweltbundesamt.de/publikationen/berichterstattung-unter-der-klimarahmenkonvention-2.
———. 2018a. „Erneuerbare Energien in Deutschland- Daten zur Entwicklung im Jahr 2017“.
Dessau. https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/376/publikationen/180315_uba_hg_eeinzahlen_2018_bf.pdf.
———. 2018b. „German Informative Inventory Report: 1.A.1.a - Public Electricity and Heat
Production. Last updated on 21 Mar 2018“. Dessau: Umweltbundesamt. https://iir-de.wikidot.
com/1-a-1-a-public-electricity-and-heat-production.

Literatur

129———. 2018c. „Klimabilanz 2017: Emissionen gehen leicht zurück. Presse mitteilung Nr. 08 vom
27.03.2018“. https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/479/dokumente/
pm-2018-08_thg-nahzeitprognose_2017.pdf.
———. 2018d. „Nationale Trendtabellen für die deutsche Berichterstattung atmosphärischer
Emissionen (Schwermetalle): 1990 - 2016. Endstand 14.02.2018 (v1.0)“. Dessau:
Umweltbundesamt. https://www.umweltbundesamt.de/daten/luft/luftschadstoff-emissionen-in-deutschland.
———. 2018e. „Trends der Lufttemperatur“. https://www.umweltbundesamt.de/daten/klima/
trends-der-lufttemperatur#textpart-1.
———. 2018f. „Datenbank ‚Kraftwerke in Deutschland‘: Stand 06.03.2018“. Dessau-Roßlau:Umweltbundesamt. https://www.umweltbundesamt.de/dokument/datenbank-kraftwerke-in-deutschland.
———. 2018g. „Treeibhausgasemissionen in Deutschland 1990-2017 in Mio.t CO2-eqivalent“.
———. 2018h. „Berichterstattung unter der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen
und dem Kyoto-Protokoll 2018: Nationaler Inventarbericht zum Deutschen Treibhausgasinventar 1990 – 2016. Umweltbundesamt – UNFCCC-Submission“. Climate Change 12/2018. Dessau-Roßlau, Deutschland: Umweltbundesamt. https://www.umweltbundesamt.de/sites/
default/files/medien/1410/publikationen/2018-05-24_climate-change_12-2018_nir_2018.pdf.
UNEP. 2017. The Emissions Gap Report 2017: An UN Environment Synthesis Report. http://
edepot.wur.nl/426310.
UNFCCC. 2015. „Paris Agreement“. Paris, Bonn: United Nations Framework Convention on
Climate Change. http://unfccc.int/files/essential_background/convention/application/pdf/
english_paris_agreement.pdf.
———. 2018. „NDC Registry (interim). United Nations Framework Convention on Climate
Change“. 26. März 2018. http://www4.unfccc.int/ndcregistry/Pages/Home.aspx.
Uniper. 2018. „Kraftwerk Kiel“. 2018. https://www.uniper.energy/de/kraftwerk-kiel.
Vahlenkamp, Thomas, Ingmar Ritzenhofen, Gerke Gersema, und Julia Kropeit. 2018. „Energiewende global – Was Deutschland von anderen Ländern lernen kann“. Energiewirtschaftliche
Tagesfragen 69 (3). https://www.mckinsey.de/files/et_maerz_2018_ewi.pdf.
Vattenfall. 2015. „Klimaschutzvereinbarung zwischen dem Land Berlin und Vattenfall“. 23. April
2015. https://corporate.vattenfall.de/newsroom/pressemeldungen/2015/klimaschutzvereinbarung-zwischen-dem-land-berlin-und-vattenfall-zwischenbericht-ist-online-einsehbar/.
VDI. 2017. „VDI-Statusreport Energiespeicher: Zusammenfassung und Ausblick“. https://www.vdi.de/fileadmin/vdi_de/redakteur_dateien/geu_dateien/FB3/Energiespeicher_Zusammenfassung.pdf.
VGRdL. 2017. „Bruttoinlandsprodukt, Bruttowertschöpfung in den kreisfreien Städten und
Landkreisen der Bundesrepublik Deutschland 1992 und 1994 bis 2015“. Reihe 2, Band 1. Frankfurt
a. M.: Arbeitskreis „Volkswirtschaftliche Gesamtrechnungen der Länder“ im Auftrag derStatistischen Ämter der 16 Bundesländer, des Statistischen Bundesamtes und des Bürgeramtes,
Statistik und Wahlen. https://www.statistik-bw.de/VGRdL/tbls/?lang=de-DE.
WL. 2018. „Regionales Investitionskonzept (RIK) Lausitz“. Cottbus: Wirtschaftsregion Lausitz
GmbH. https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/P-R/regionales-investitionskonzept-lausitz.pdf?__blob=publicationFile&v=6.
World Bank. 2018. „Electricity production from coal sources (% of total)“. 2018. https://data.
worldbank.org/indicator/EG.ELC.COAL.ZS?name_desc=false.
Wuppertal Institut. 2010. „RECCS plus: Regenerative Energien (RE) im Vergleich mit CO2-Abtrennung und -Ablagerung (CCS): Update und Erweiterung der RECCS-Studie“. https://d-nb.

130info/104999695X/34.
———. 2016. „Lausitz im Wandel. Wie weiter nach der Kohle? Studie im Auftrag der Fraktion
Bündnis 90/Die Grünen im Brandenburger Landtag“. Potsdam: Wuppertal Institut für Klima,
Umwelt, Energie GmbH. https://www.gruene-fraktion-brandenburg.de/fileadmin/ltf_brandenburg/Dokumente/Publikationen/Studie_Strukturwandel_Lausitz.pdf.
———. 2018. „Status und Neugründungen von Stadtwerken. Deutschland und Japan im
Vergleich. Inputpapier zum Projekt Capacity Building für dezentrale Akteure der Energieversorgung in Japan.“ https://epub.wupperinst.org/frontdoor/deliver/index/docId/7010/file/7010_
Stadtwerke.pdf.
Wuppertal Institut, Fraunhofer ISI, und IZES. 2018. „Technologien für die Energiewende:
Politikbericht an das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi)“.
Wuppertaler Rundschau. 2018. „Heizkraftwerk Elberfeld: Ein letzter Besuch“. 16. Mai 2018.
http://www.wuppertaler-rundschau.de/lokales/heizkraftwerk-elberfeld-ein-letzter-besuch-aid-1.7574584.
Ziehm, Cornelia. 2014. „Wie lässt sich der Kohleausstieg einleiten? Neue rechtliche Vorgaben für
Bau und Betrieb von Kohlekraftwerken. Gutachten im Auftrag der Bundestagsfraktion von
Bündnis 90/Die Grünen“.
———. 2017. „Das Urteil des Bundesverfassungsgerichts zum Atomausstieg: Konsequenzen fürden Kohleausstieg“. Zeitschrift für Neues Energierecht 21 (1): 7–11.

Literatur

Anhang

Weisweiler
Weisweiler
Weisweiler
Weisweiler
Frimmersdorf
Frimmersdorf
Ville/Berrenrath
NeurathNeurathNeurathNeurathNeurathNeurathNeurath

A
B
C
D
E
BoA 2
BoA 3

E
F
G
H
P
Q

K

C
D
E
F
G
H

Rheinisches Revier
Frechen/Wachtberg
Niederaußem
Niederaußem
Niederaußem
Niederaußem
Niederaußem
Niederaußem

Niederaußem

Block

Kraftwerk

1965
1967
1974
1975
1966 (1990)
1970 (1990)
1991
1972
1972
1973
1975
1976
2012
2012

2002

1965
1968
1970
1971
1974 (2008)
1974 (2009)

1959 (1988)

Start(Retrofit)

321
321
663
656
284
278
98
294
294
292
607
604
1060
1060

944

176
295
297
295
299
628
648
0,33
0,33
0,36
0,36
0,33
0,33
0,38
0,33
0,33
0,33
0,366
0,366
0,43
0,43

0,43

0,33
0,358
0,358
0,358
0,37
0,37

0,33

Elektrischer
Wirkungsgrad

RWE
RWE
RWE
RWE
RWE
RWE
RWE
RWE
RWE
RWE
RWE
RWE
RWE
RWE

RWE

RWE
RWE
RWE
RWE
RWE
RWE

RWE

Unternehmen

Okt 19Okt 17
Okt 17

Okt 18
Okt 18Sicherheitsbereitschaft
ab

0

61

3

1

72

Anteil
Wärme
[%]

1,315
1,315
1,23
1,23
1,317
1,317
1,079
1,238
1,238
1,238
1,181
1,181
0,976
0,976

0,976

1,237
1,237
1,237
1,237
1,181
1,181

1,242

Kg CO2/KWh

29.900.372

825.6123.582.337

18.945.349

27.174.168

In t

5.982*-

1.488*

4.135

9.361

264

2015

2017
1.310.090

SO2

CO2

22.595*-3.032*

12.57118.019

399

2015

NOx

520*

-

71*

214

437

15

2015

PM 10

ANHANG

NettoKapazität
elektr.
(MW)

Tabelle Anhang 1: Installierte Kapazität und Wirkungsgrad der Braunkohle-Kraftwerksblöcke (>50MW)

132

N
P
Q
R
A
B
C
D
E
F

A

B

1

Lausitzer Revier
Boxberg
Boxberg
Boxberg
Boxberg
Jänschwalde
Jänschwalde
Jänschwalde
Jänschwalde
Jänschwalde
Jänschwalde

Schwarze Pumpe

Schwarze Pumpe

HKW Cottbus

450
450
875
875

91

57

352

67

74

750

750

465
465
857
640
465
465
465
465
465
465

75

0,4
0,4
0,42
0,42

0,38

0,38

0,38

0,34

0,4

0,41

0,41

0,35
0,35
0,423
0,437
0,375
0,375
0,375
0,375
0,375
0,375

0,42

Okt 16

Okt 19Okt 18

8

21

80

37

90

14

2

1

82

1,033
1,033
0,923
0,923

0,984

0,984

1,036

1,1

1,018

1,077

1,077

1,162
1,162
1,01
1,01
1,169
1,169
1,169
1,169
1,169
1,169

0,976

11.376.121

5.502.113

1.102.50138.640.00**

163.439

11.386.634

23.626.776

19.135.707

537.244

9.947

4.173

843

384

1.470

90

9.237

17.81813.215

86

8.013

3.468

679

209

824

163

5.813

18.63913.469

317

127

124

31

2

-

0

66

648

486

4

(BNetzA 2018a; LEAG 2018; EEA 2018b, 2018b; UBA 2018f; EBC 2018; Stadtwerke Cottbus 2018; Öko-Institut 2017b, 2017d; RWE Power 2010; RWE Generation SE 2018a)

MibragHelmstedter
Revier GmbHeins GmbH &Co. KG
eins GmbH &Co. KG
UniperUniper
EnBW
LEAG

LEAG
HKWG
Cottbus mbH

LEAG

LEAG
LEAG
LEAG
LEAG
LEAG
LEAG
LEAG
LEAG
LEAG
LEAG

RheinEnergieAG

Anmerkung zur den spezifischen Emissionen: Für die Berechnung der spez. Emissionen wird der elektrische Nutzungsgrad verwendet. Bei KWK-Kraftwerken sinkt der Ertrag an elektrischer Leistung durch die Wärmeauskopplung, erhöht jedoch die Gesamtausnutzung des Brennstoffs und damit den Gesamtwirkungsgrad des Kraftwerks. Dies wirkt sich positiv auf die
spezifischen Emissionen des Kraftwerks aus. Das Öko-Institut (2017b) hat dazu Berechnungen durchgeführt, die den KWK-Betrieb und den Nutzungsgrad berücksichtigen. Für Kraftwerke<200MW beruhen die Werte auf eigenen Berechnungen. Die spezifischen Emissionswerte ergeben sich dabei aus den Wirkungsgraden und den jeweiligen Emissionswerten der Braunkohle aus den entsprechenden Tagebauen. Die Wärmenutzung wird dabei nicht berücksichtigt.

** Wert für 2015

*Wert für 2014

1996
1996
1999
2000

1990 (2010)

Block C

A
B
LIP S
R

1988

Block B

1985

D

HKW Chemnitz
Nord IIHKW Chemnitz
Nord II
Schkopau
Schkopau
Lippendorf
Lippendorf

1936 (1993)

1999

1998

1997

1979 (1993)1980 (1994)
2000
2012
1981 (1996)
1982 (1996)
1984 (1996)
1985 (1996)
1987 (1996)
1989 (1996)2010

Buschhaus

Mitteldeutsches Revier
DeubenBlock 6HKW Merkenich

133

Anhang

Generator A

HKW Wolfsburg-Nord

FWK Buer
Reuter C

Moabit A

Farge

Reuter

HKW Moabit

Farge

GK Mannheim

Gemeinschaftskraftwerk
Kiel
KW Krefeld-Uerdingen N
230

B

Scholven

1982

1993

2015

Block 7Block 8Block 9

843

435

425

255

Block 6

0,46

0,41

0,38

0,44

0,35

110

0,41

0,44

350
323

0,40

0,39
0,35

0,35

0,35

89

70
124

345

345

1971

1985
1969
1969
(1990)
1969(2007)
1970(1992)

1968

50

1964
(2005)

1969

0,42

324
0,42

0,42

149

0,43

62
0,33

0,43

62
103

0,38

0,35

60

55

1971

0,27

Elektrischer
Wirkungsgrad(geschätzt)

1983
1959
(2000)
1959(2000)
1962
1963(1996)
1970(1997)

120

1939

NettoKapazität
(MW)

1975
(2005)

C

Kohleanlage

Lünen 7

Lünen 6

Generator B

HKW Römerbrücke

KW Lünen

G-KW Leverkusen

Dampfwirtschaft
Block 4KW Marl I

Block 5Block

Kraftwerk

Start(Retrofit)

Tabelle Anhang 2 Installierte Kapazität und Wirkungsgrad der Steinkohlekraftwerke (>50MW)

0,7726
0,88950,82940,7308

Ja
Ja
Ja
Ja

0,9588Ja

0,8346

GK
Mannheim
GK
Mannheim
GK
Mannheim
GK
MannheimJa

GK KielGmbH0,76380,84500,8722
0,9726

0,9797

0,97260,80480,8096

0,8144Currenta

Nein

Ja

Ja
Ja

ENGIE

Vattenfall

UniperVattenfall

Ja

Ja

Ja

Energie
SaarLorLux
AG
UniperUniperJa

Nein

1,0242

0,7953Ja
Ja

0,79530,8836Ja

Ja

0,95881,2403

Kg CO2/KWh

Ja

Ja

KWK

Steag

Steag

EvonikVolkswagen AG
Volkswagen AG
Currenta

EvonikEvonikUnternehmen

6.858.626

887.879

1.116.575

1.259.810

450.5374.300.742

173.819995.360

705.942774.121

1.419

575

386

524

52

1.814

70

884

454

511

700

2015

2017
1.701.963

SO2

CO2

In t

3.395

473

1.057

983

247

3.418

68

1.166

289

347

1.591

2015

NOx

139

19

37

42

5

126

4

20

8

21

27

2015

PM 10

134

1982

1989

A

MKV

HKV

Bergkamen

Völklingen-Fenne

517

Zolling

HKW Elberfeld

GK Hannover

Wedel

KW Walsum

Reuter West

1989

1989

Block2

2013
1988(1993)
1989(1993)

1988

0,41

123

85

136

0,40

0,40

0,40

0,41

137

136

0,46

0,40

0,40

0,39

0,39

725

370

282

1988

875
282

1989

Block 3

0,45

794
0,45

0,45

778

472

0,46

0,44

0,39

0,39

0,39

0,40

0,38

0,38

0,43

0,37

0,37

834

1987

Block1

Wedel 2

Wedel 1

Walsum 10

Reuter West
D
Reuter WestE
Walsum 9

B

Zolling Block5
4

Ibbenbüren

HeydenHLB 7

HKW Heilbronn

RDK 8

RDK 7

1985
(2005)
2014
1985(2009)
1985(2009)
1986(2011)
1987

RDKW Karlsruhe

139

1985

Block 2

139

1985

Block 1614

HKW Wolfsburg-West

1984

K2

211

179

717

Gersteinwerk

1981

690

1979
(2003)

Block3KW Mehrum

303

757

1979

Block 6KW Hafen

1976

1

Wilhelmshaven

0,85030,8503Ja
Ja

0,8503Ja

Stadtwerke HannoverStadtwerke Hannover
WSW

0,8294

0,8294

0,73880,85570,85570,86110,86110,74690,75530,75530,7348

Ja

Ja

Ja

Ja

Ja

Ja

Nein

Ja

Ja

Ja

Ja

0,7726

Vattenfall

Vattenfall

Steag

Steag

Vattenfall

Vattenfall

Uniper

ENGIE

RWE

EnBW

EnBW

Ja

0,8722Ja

EnBW

0,8722Ja

Volkswagen AG
Volkswagen AG

0,87790,85030,88950,89530,78150,9074

0,9260

Nein

Ja

Ja

Ja

Nein

Ja

Nein

RWE

Saar GmbH

Saar GmbHswb
Stadtwerke HannoverAG
RWE

Uniper356.373

1.590.978

1.136.524

3.125.023

2.491.619

1.977.821

1.502.946

2.512.586

2.394.697

3.841.547

1.721.936

24.6711.046.235

1.639.651

1.929.983

1.520.633

1.322.071

177

795

650

2.155

324

1.377

0

1.394

1.482

1.961

1.457

0

1.216

2.350

2.442

961

1.566

228

938

856

3.643

2.297

1.796

4

2.190

2.023

1.804

1.626

0

1.385

2.069

2.002

1.072

1.989

0

23

43

41

47

23

0

28

32

23

65

0

16

50

27

0

61

135

Anhang

Block 2Block 15

Herne 4HKW Frankfurt-West

KW Hastedt

KW Herne

5

Tiefstack

Rostock

ALT HKW 2

Staudinger

Tiefstack

KW Rostock

HKW Altbach/Deizisau

731

800

800

764

0,46

0,46

0,46

0,46

0,46

0,44

336
735

0,41

0,41

0,41

0,40

514

194

510

333

0,40

0,46

449
54

0,40

0,40

0,40

0,49

119

62

62

66

ENGIE

Vattenfall

Vattenfall

RWE

Trianel Lünen

EnBW

EnBW

Vattenfall

UniperEnergieversorgung
Offenbach
AG
SWM

Steag

swb

Mainova

Mainova

Infraserv &Höchst0,73080,73080,73080,73480,73880,76820,8244

0,8294

0,8346

0,8397

0,84500,73880,85030,85030,85030,68912.114.040

6.157.809

2.709.042

3.429.207***1.250.276

2.335.824

1.213.337

1.889.339

1.701.489

233.705

1.531.134

776.324929.738

403

349

1.180

588

628

275

755

354

167

104

1.509

273

343

757

641

2.342

613

947

1.999

866

1.453

1.276

96

1.881

581

535

12

26

21

13

49

11

70

44

2

22

3

6

(BNetzA 2018a; EEA 2018b, 2018a; RWE Generation SE 2018b; UBA 2018f; EBC 2018; Öko-Institut 2017b; DIW Berlin 2014b)

Nein

Ja

Ja

Nein

Ja

Ja

Ja

Ja

Ja

Ja

Ja

Ja

Ja

Ja

Ja

Ja

***Wert für 2016
Anmerkung zur den spezifischen Emissionen: Analog zum Vorgehen bei den Braunkohlekraftwerken basieren die spezifischen Emissionswerte auf dem Nutzungsgrad der Kraftwerke.
Dafür wird der durschnittliche Emissionsfaktor von 93,888 tCO2/TJ der in Deutschland verwendeten Steinkohle genutzt (UBA 2017i). Für die Wirkungsgrade siehe DIW (2014b). Dabei
wurde der KWK-Betrieb nicht berücksichtigt.

2015

2015

B
Kraftwerk
Wilhelmshaven

KW Wilhelmshaven

2015

A

HKW Moorburg

2014

E

1994
1997
(2012)
2013

1993

Westfalen

Trianel Kohle-KW Lünen

1991

2

HKW München-Nord
1992

1990

1989
1989
(2013)

1989

1989

1989

HKW Offenbach

Block 3Block BHKW Frankfurt-Höchst

136

Block

ALT HKW 1

HLB 5
HLB 6
BEX
WAL 1
WAL 2
Weiher III

Kraftwerk

HKW Altbach/Deizisau

HKW Heilbronn
HKW Heilbronn
KW Bexbach
KW Walheim
KW Walheim
WeiherTabelle Anhang 3: Kraftwerke in der Reserve (>50MW)

1985
1965 (2010)
1966 (2010)1983
1965 (2011)1967 (2011)
1976

Start
(Retrofit)

433
125
125
726
96
148
656

Netto-Kapazität
(MW)

EnBW
EnBW
Steag
EnBW
EnBW
Steag

EnBW

Unternehmen

Nein
Nein
Nein
Nein
Nein
Ja

Ja

KWK
SO2

NOx

PM 10

1.207

408.420

1.162

83

1.548

2.023

13

1

25

32

(BNetzA 2018a; EEA 2018b, 2018a; EBC 2018)

59

1.393

508.496
74.782

1.482

2.394.697

2017
2015
2015
2015
Emissionen in Tabelle Anhang 5 fürAltbach/Deizisau

CO2

In t

137