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Ausstieg aus der Kernenergie - und was kommt danach?

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Ausstieg aus der
Kernenergie
- und was kommt
danach?
Wolfgang Pfaffenberger
1
Brigitte Seebacher-Brandt
Atomausstieg – was dann?
Die Bundesergierung will Schluss machen mit der Kernenergie. Zur Stromerzeugung soll sie in
Deutschland nicht mehr genutzt werden. Der Weg dorthin bleibt umstritten. Tempo, Ersatzmöglichkeiten, Wirtschaftsverträglichkeit, Folgen für die Entsorgung von radioaktiven Abfällen, die Vereinbarkeit mit klimapolitischen Zielen und vieles andere mehr sind noch nicht bestimmt.
Bereits im Sommer 1998 hatte die Vereinigung Deutscher Elektrizitätswerke (VDEW) das bremer energie institut gebeten, eine volkswirtschaftliche Bewertung eines schnellen Ausstiegs
aus der Kernenergie vorzunehmen. Das Gutachten ist im Dezember 1998 erstellt und vorgelegt
worden. Auf Einladung der Alfred Herrhausen Gesellschaft für internationalen Dialog hat Professor Wolfgang Pfaffenberger, der Leiter des Instituts, das Thema im Frühjahr 1999, nun unter
dem Vorzeichen der neuen Bundesregierung, aufgegriffen und in erweiterter Form abgehandelt.
Ziel der Überlegungen ist nicht gewesen, der langen Reihe von Ausarbeitungen „Kernenergie –
ja oder nein“ eine weitere hinzuzufügen, sondern die Implikationen eines Ausstiegs zu beleuchten.
Auf Grund der langen Lebensdauer von Kraftwerken muss sich die Analyse auf einen längeren
Zeitraum in der Zukunft beziehen. Das bedeutet, bestimmte wichtige Entwicklungen anzunehmen. Kritiker des Gutachtens von 1998 hatten einen einheitlichen Annahmensatz bemängelt und Bandbreiten vermisst. Auch war kritisiert worden, dass der unterstellte schnelle
Ausstieg nicht dem Konzept des Bundesregierung entspreche; sie wolle längere Restnutzungszeiten für die Kernkraftwerke einräumen.
Auch mit diesen und anderen Einwänden von Fragen hat sich Professor Pfaffenberger in seinem Vortrag vor der Alfred Herrhausen Gesellschaft auseinandergesetzt. Für die schriftliche
Fassung hat er den Text nochmals ausgeführt. So freuen wir uns, hier eine umfassende Darstellung des Atomausstiegs und seiner Folgen vorlegen zu können.
1
Inhalt
Vorwort ...................................................................................... 1
1. Einleitung............................................................................... 5
2. Kernenergie im gesellschaftlichen Konflikt ............................ 8
3. Liberalisierung der Energiemärkte....................................... 11
4. Ersatz für Kernenergie......................................................... 18
5. Ausstiegsvarianten .............................................................. 28
6. Volkswirtschaftliche Auswirkungen...................................... 48
7. Abschließende Bewertung................................................... 52
Literaturverzeichnis ................................................................. 54
2
Verzeichnis der Abbildungen
Abb. 1.1: Zubau und Stillegung der KKW....................................................... 5
Abb. 1.2: Stromerzeugung in KKW ................................................................ 6
Abb. 3.1: CO2 Emissionen pro Kopf 1996 .................................................... 16
Abb. 4.2: Schema Stromerzeugung ............................................................. 19
Abb. 4.3: Schema Kraft-Wärme-Kopplung ................................................... 20
Abb. 4.4: Abgang fossiler Kraftwerke bis 2030 ............................................ 21
Abb. 4.5: Abgang fossile Kraftwerke (kumuliert) .......................................... 21
Abb. 4.6: Energieffizienz in Deutschland...................................................... 25
Abb. 5.1: Stromerzeugung (Szenarien) ........................................................ 29
Abb. 5.2: Zielkonflikte ................................................................................... 35
Abb. 5.3: CO2-Beschränkung der Modellrechnungen .................................. 36
Abb. 5.4: Neue Kraftwerke ........................................................................... 38
Abb. 5.5: Stromerzeugung bis 2030 ............................................................. 38
Abb. 5.6: Kosten Stromerzeugung bis 2030................................................. 39
Abb. 5.7: Mehrkosten Ausstieg..................................................................... 40
Abb. 5.8: Differenz CO2 zu Referenz............................................................ 40
Abb. 5.9: Neue Kraftwerke (CO2-Beschränkung) ......................................... 41
Abb. 5.10: Stromerzeugung (CO2- Beschränkung) ...................................... 42
Abb. 5.11: Kosten (CO2- Beschränkung)...................................................... 42
Abb. 5.12: Mehrkosten Ausstieg (CO2-Beschränkung) ................................ 43
Abb. 5.13: Kosten CO2-Vermeidung............................................................. 43
Abb. 5.14: Sensitivität Gaspreis ................................................................... 44
Abb. 5.15: Sensitivität Nachfrageentwicklung .............................................. 45
Abb. 5.16: Sensitivität Betriebskosten KKW................................................. 45
Abb. 6.1: Beschäftigungseffekte................................................................... 50
Abb. 6.2: Arbeitsplatzverluste....................................................................... 51
3
Verzeichnis der Tabellen
Tab. 1.1: Kernkraftwerke in Betrieb ................................................................ 7
Tab. 3.1: Indikatoren zu CO2 Emissionen in D und DK................................ 16
Tab. 4.2: Erneuerbare Energiequellen ......................................................... 23
Tab. 4.3: Beitrag erneuerbarer Energie, D 1998 .......................................... 23
Tab. 4.4: Endenergie und Nutzenergie......................................................... 26
Tab. 5.5: Erzeugung der KKW in den Szenarien ......................................... 30
Tab. 5.6: Mehrkosten (einfache Bewertung) ................................................ 30
Tab. 5.7: Emissionsfaktoren für CO2 ............................................................ 36
Tab. 5.8: Bezeichnung der Szenarien .......................................................... 37
Tab. 5.9: Anteile der Energieträger an der Erzeugung................................. 39
Tab. 5.10: Mehrkosten in Pf./kWh ................................................................ 40
Tab. 5.11: Anteile Energieträger (CO2-Beschränkung) ................................ 42
Tab. 6.1: Zahlungsbilanzeffekte ................................................................... 48
4
Wolfgang Pfaffenberger
Ausstieg aus der Kernenergie - und was kommt danach?
1. Einleitung
Die Nutzung der Kernkraft zu friedlichen Zwecken galt einmal als elegante Lösung des Energieproblems und sollte die kostengünstige und sichere Versorgung mit Elektrizität sicherstellen.
Darüber hinaus sollte mithilfe der Kernkraft durch das Vordringen der Elektrizität in Bereiche,
die bisher nicht mit Strom versorgt wurden (insbesondere den Bereich Raumwärme) auch ein
Beitrag zum Ersatz von Erdöl und Erdgas geleistet werden. In der Zeit der Öl(preis)-Krisen der
70er Jahre war die Kernenergie ein Hoffnungsträger, der eine breite politische Basis hatte.
Quelle: Tab. 1.1 (in Betrieb befindliche Anlagen)
Abb. 1.1: Zubau und Stillegung der KKW
Eine aus vielen Motiven gespeiste grundsätzliche Opposition gegen den Einsatz der Kernkraft
(vgl. hierzu Kapitel 2) vermochte die Entwicklung nicht aufzuhalten. Abb. 1.1 zeigt den Ausbau
der Kraftwerksleistung, der bis 1989 andauerte, und die erwartete Stillegung bei einer Lebensdauer von 40 Jahren (Tab. 1.1 am Ende des Kapitels zeigt alle derzeit betriebenen Kernkraftwerke).
Das Reaktorunglück von Tschernobyl im Jahre 1986 änderte allerdings die politische Basis der
Kernenergie. Als Reflex auf die Ängste und Sorgen in der Bevölkerung wechselte die SPD ihre
Position und forderte die Abkehr von der Kernenergie als einer wichtigen Teilbasis der Strom-
5
versorgung. In der Folge entstand so etwas wie ein implizites Moratorium. Die zum Zeitpunkt
des Reaktorunglücks in Deutschland im Bau befindlichen Anlagen wurden zu Ende gebaut und
nahmen die Erzeugung auf, weitere Anlagen wurden jedoch nicht gebaut, nicht zuletzt auch
wegen der in den 80er Jahren eingetretenen Verlangsamung des Stromverbrauchszuwachses.
Die früheren Visionen von der Kernenergie als Ersatzenergie für fossile Energieträger im Bereich von Wärmeanwendungen, insbesondere der Raumheizung, erwiesen sich auch angesichts der wieder gefallenen Ölpreise als unrealistisch. Opposition gegen die Nutzung der Kernenergie war nicht nur von den Gegnern der Kernkraftnutzung gekommen, sondern auch von der
Kohlewirtschaft und ihren Gewerkschaften, die befürchteten, daß eine Ausweitung der Kernenergienutzung zu Lasten des Kohleabsatzes und damit zu Lasten der Arbeitsplätze im Kohlebergbau in Deutschland gehen würde.
Diese Befürchtungen waren durchaus begründet, denn der Einsatz deutscher Steinkohle in der
Stromerzeugung basierte auf einem Subventionssystem, das über eine Umlage von den Stromverbrauchern finanziert werden mußte. Eine Verdrängung der Steinkohle durch Kernkraft hätte
diese Subventionen eingespart. Deshalb kam es seinerzeit zu einem Kompromiß, der unter
dem Slogan „Kohle und Kernenergie“ vermarktet wurde. Die Vertreter der Kohlewirtschaft haben es damals geschickt verstanden den Widerstand gegen die Kernkraft zu ihren Gunsten
auszunutzen.
Quelle: BMWi bzw. eigene Berechnung (Prognose)
Abb. 1.2: Stromerzeugung in KKW
Die jetzige Bundesregierung hat sich vorgenommen, den Ausstieg aus der Kernenergie zu vollziehen. Abb. 1.2 zeigt die Stromerzeugung in Kernkraftwerken seit 1968 und eine Prognose für
die künftige Erzeugung aus den heute noch in Betrieb befindlichen Anlagen bei einer angenommenen Lebensdauer der Kraftwerke von 40 Kalenderjahren und einer durchschnittlichen
Auslastung. Die Abb. 1.2 zeigt deutlich das große Produktionspotential, das in den vorhandenen Anlagen noch verfügbar ist.
Ein Ausstieg aus der Kernenergie wirft daher eine Reihe von Fragen auf:
• rechtliche („Schadensersatz“ für die entgangene Nutzung vorzeitig abgeschalteter Anlagen),
• energiewirtschaftliche (welche Energieträger und Umwandlungs- und Nutzungstechniken
treten an die Stelle der Kernkraft?),
• betriebswirtschaftliche (welche organisatorischen und finanziellen Umstellungsprobleme
werden dadurch bei Energieversorgern mit und ohne Kernkraftnutzung ausgelöst?),
6
• volkswirtschaftliche (welche Kosten oder Nutzen treten volkswirtschaftlich auf?),
• umweltbezogene (welche Umweltvorteile oder -nachteile ergeben sich im Zusammenhang
mit dem Ersatz der Kernkraft?).
Diese Fragen sind in Deutschland in den letzten Jahren u.a. auch im Rahmen verschiedener
Enquetekommissionen des deutschen Bundestages intensiv bearbeitet worden. Im folgenden
sollen Antworten auf einige dieser Fragen, so wie sie heute den Diskussionsstand darstellen,
dargelegt werden.
Standort
Obrigheim
Stade
Biblis A
Biblis B
Brunsbüttel
Neckarwestheim 1
Isar 1
Unterweser
Phillipsburg 1
Grafenrheinfeld
Krümmel
Grohnde
Grundremmingen B
Grundremmingen C
Phillipsburg 2
Brokdorf
Isar 2
Emsland
Neckarwestheim 2
Gesamt (in Betrieb)
Mülheim-Kärlich
Inbetriebnahme Nettoleistung
(MW )
1968
1972
1974
1976
1976
1976
1977
1978
1979
1981
1983
1984
1984
1984
1985
1986
1988
1988
1989
1986
340
630
1146
1240
771
785
870
1255
864
1275
1260
1325
1244
1244
1336
1326
1330
1290
1269
20800
*)
1219
Quelle: BMWi, Energie Daten 1999, Tab. 22, S. 42
Tab. 1.1: Kernkraftwerke in Betrieb
*)
Technisch einsetzbar, lt. Gerichtsbeschluß abgeschaltet (genehmigungsrechtliche
Gründe).
7
2. Kernenergie im gesellschaftlichen Konflikt
In der Rückschau lohnt es sich, noch einmal einen Blick auf das Reaktorunglück von Tschernobyl zu werfen, das in Deutschland insofern den Meinungsumschwung herbeigeführt hat, als danach die SPD ihre Haltung zur Kernenergie revidiert hat und somit eine breite politische Basis
für die Kernkraftnutzung entfiel.
Nach dem Bericht, der einer internationalen Expertengruppe vorgelegt wurde (vgl. Handbuch
Kernenergie, S. 631 ff.), ergab sich folgender Ablauf: Das Unglück ereignete sich nicht im
Normalbetrieb, sondern bei einem Experiment mit dem Reaktor, das dem Test einer Sicherheitseinrichtung dienen sollte. Das Experiment sollte vor einer normalen Abschaltung für eine
Revision durchgeführt werden. Die Betriebsmannschaft setzte im Laufe des Experiments eine
ganze Reihe von Sicherheitsvorkehrungen außer Kraft und steuerte den Reaktor in einen unzulässigen Bereich, der als hochgradig gefährlich galt. Das Unglück war demnach nicht die Folge eines technischen Versagens, vielmehr reagierte der Reaktor in dem Bereich, in den er gesteuert wurde, so wie es nach der technischen Auslegung auch zu erwarten war. Es handelte
sich auch nicht um menschliches Versagen in dem Sinne, daß im Laufe des Betriebs unbewußte Bedienungsfehler gemacht wurden, sondern es handelte sich eigentlich um ein bewußtes Steuern des Reaktors, von dem die Mannschaft annahm, es werde schon gut gehen. Dietrich Dörner hat in seinem Buch „Die Logik des Mißlingens, strategisches Denken in komplexen
Situationen“ das Reaktorunglück so kommentiert:
„Wenn man aber von Versagen in dem Sinne redet, daß jemand eine Leistung, die er hätte
erbringen sollen, nicht erbracht hat, so liegt im Hinblick auf die einzelnen Verhaltensbestandteile, aus denen sich schließlich der Unfall ergab, an keiner Stelle ein Versagen vor. Es ist niemand eingeschlafen, obwohl er hätte wach bleiben müssen. Es hat niemand ein Signal übersehen, welches er hätte sehen müssen. Es hat niemand aus Versehen einen falschen Schalter
betätigt. Alles, was geschah, haben die Operateure bewußt gemacht und offenbar aus der vollen Überzeugung heraus, richtig zu handeln. Selbstverständlich haben sie Sicherheitsvorkehrungen außer Kraft gesetzt, obwohl dies verboten war. Sie haben hierbei aber nichts übersehen
und nichts aus Versehen getan, sondern sie waren offenbar der Meinung, daß Sicherheitsvorkehrungen für ein eingespieltes und erfahrenes Team viel zu eng ausgelegt waren. Solche Überzeugungen findet man keineswegs nur bei den Betreibern von Atomreaktoren. In jedem beliebigen Industriebetrieb und bei jedem Autofahrer, der seinen Sicherheitsgurt nicht anlegt, findet man diesen schmeichelhaften Glauben. Wir finden in dem Verhalten der Reaktorfahrer ...
Schwierigkeiten beim Umgang mit der Zeit, Schwierigkeiten bei der Einschätzung exponentieller
Entwicklungen, Schwierigkeiten beim Umgang mit Neben- und Fernwirkungen, also die Tendenz zu einem isolierenden Ursache-Wirkungsdenken.“ (Seite 56/57)
Zweifellos kann der Umgang mit komplexer Technik so „trainiert“ werden, daß ein solches Fehlverhalten als bedeutende Quelle des Sicherheitsrisikos der Technik stark abgebaut werden
kann. Hierzu werden heute in vielen Bereichen Simulationssysteme eingesetzt (Flugsimulator
für Piloten, Kraftwerkssimulator für Kraftwerksfahrer), die dem Bediener die Möglichkeit geben
sollen, intuitive Erfahrungen im Umgang mit dem System zu machen, um all die von Dörner genannten Probleme des isolierenden Ursache-Wirkungsdenkens abzubauen. Insbesondere erlauben Simulatoren auch, die Zeit umzukehren, also einmal eingetretene Entwicklungen des
Systems rückwärts zu verfolgen, vorgenommene Handlungen zu korrigieren und damit auf den
„richtigen“ Weg zu kommen.
Unterstellen wir einmal, daß eine weitgehend „richtige“ Bedienung des Systems also gelernt
werden kann, so verbleiben in der Nutzung der Technik dennoch Risiken. Diese Risiken sind
von dreierlei Art:
•
technisches Versagen (die Maschine macht nicht, was sie soll, weil bestimmte Teile defekt
sind),
•
menschliches Versagen (der Bediener betätigt entgegen seiner bewußten Absicht ein falsches Instrument oder befindet sich über das einzusetzende Instrument im Irrtum),
•
äußere Einwirkungen durch Menschen oder die Natur.
8
Solche Risiken aus technischem oder menschlichem Versagen oder äußeren Einwirkungen
lassen sich nicht vollständig kontrollieren. Es verbleibt immer ein gewisses „Restrisiko“.
Die Bewertung dieses Restrisikos hängt von dem zu erwartenden Schaden im Risikofall und
von der Risikowahrscheinlichkeit ab. Dabei ist nicht nur der Betrieb der Kraftwerke zu berücksichtigen, sondern der gesamte Brennstoffkreislauf, also die Gewinnung von Uran, die Anreicherung des Urans, die Herstellung von Brennelementen, die Entsorgung der abgebrannten
Brennelemente und sonstiger radioaktive Abfälle, die Entsorgung der Betriebsanlagen nach ihrer Stillegung usw.
Für eine Risikobewertung müssen stabile gesellschaftliche und rechtliche Verhältnisse unterstellt werden. Das Risiko aus einer entsprechenden Instabilität, wie sie zur Zeit z.B. in einigen
Transformationsländern zu beobachten ist, ist nicht bewertbar, aber bildet selbst ein Argument
gegen die Nutzung der Kernenergie.
Eine gängige Bewertung von Risiken besteht darin, daß man den möglichen Schaden mit der
Wahrscheinlichkeit multipliziert, um unterschiedliche Schadenshöhen und unterschiedliche Risiken vergleichbar zu machen. Bei einer solchen Risikobewertung schneidet die Kernenergie jedenfalls in den z.Zt. überschaubaren Teilen (also ohne Teile des Langfristrisikos der Entsorgung, für die eine solche Bewertung kaum möglich erscheint) sehr gut ab, weil entsprechend
der technischen Auslegung auf ein sehr kleines Restrisiko die Schadenswahrscheinlichkeit sehr
gering ist und der Schaden selbst durch bestimmte Rückhaltemöglichkeiten begrenzbar erscheint.
Das Kernenergierisiko ist aber stark asymmetrisch: d.h. die sehr geringe Schadenswahrscheinlichkeit kann im Einzelfall mit einem sehr hohen Schaden einhergehen. Ein im Durchschnitt
kleiner Schaden und im Einzelfall großer Schaden wird aber anders wahrgenommen als ein im
Durchschnitt und im Einzelfall kleiner Schaden. Daher wird ein solches Risiko schwerer akzeptiert als ein Risiko mit höherer Wahrscheinlichkeit und geringerem Schaden. Der rationale Kern
der Auseinandersetzung um die Nutzung der Kernkraft liegt also in der unterschiedlichen Bewertung des asymmetrischen Risikos der Kernenergienutzung. Dazu kommt natürlich das
Glaubwürdigkeitsproblem, das aus der einen oder anderen Panne resultiert, auch wenn diese
nicht zu größeren Schäden führte. Während die Mehrheit wohl bereit ist, das Risiko zu akzeptieren, so lange nichts passiert, kann sich dies sofort ändern, sobald ein Schadensereignis eintritt.
Auch bei genereller Akzeptanz besteht also latent immer die Möglichkeit des Umkippens dieser
Akzeptanz in ihr Gegenteil.
Untersuchungen haben gezeigt, daß die Menschen als primäre Ausgangsbasis ihrer Bewertung
ihr persönliches physisches Wohlergehen nehmen und wirtschaftliche Vorteile letztlich geringer
gewichten. Befürworter der Kernenergie betonen den wirtschaftlichen Vorteil dieser Energie,
Gegner das Risiko. Versucht man eine nüchterne Bilanz beider Positionen, so hat die erste Position recht, wenn man eine durchschnittliche Risikobewertung vornimmt, die zweite Position hat
recht bezogen auf die Schadensmöglichkeiten des Einzelfalls. Ein Kompromiß zwischen beiden
Ansätzen ist logisch nicht möglich. Eine Annäherung kann allerdings durch eine systematische
Begrenzung des Restrisikos und der möglichen Schäden erfolgen. Die Weiterentwicklung des in
dieser Hinsicht viel versprechenden HTR mit seinen anderen Sicherheitseigenschaften ist allerdings in Deutschland unterblieben.
Die Risikoaversion ist u.a. auch mit dem Wohlstandsniveau einer Gesellschaft korreliert. Risiken
werden in reicheren Gesellschaften schwerer akzeptiert als in ärmeren. Die bei ungestörtem
Betrieb erzielbaren wirtschaftlichen Vorteile wiegen dann weniger schwer als die Risiken. Damit
ist die Akzeptanz für Kernenergienutzung auf Dauer in Frage gestellt, es sei denn Risiken werden glaubwürdig reduziert.
Befürworter der Kernenergie weisen daraufhin, daß weltweit gesehen eine Verbesserung der
Lebenslage in den Ländern der dritten Welt nur möglich ist, wenn der verfügbare Spielraum für
den Energieverbrauch gegenüber herkömmlichen Quellen ausgeweitet wird. Dies könne leichter
gelingen, wenn Kernkraft weiter eingesetzt wird. Dies könne aber aufgrund des high-tech Charakters der Kernenergie besser in den Industrieländern erfolgen. Auch solche globalen Argumente vermögen das Akzeptanzproblem nicht zu ändern.
Die genannten Risiken sind aber nicht nur Risiken, die die Allgemeinheit interessieren, denn
auch die Betreiber nuklearer Anlagen stehen einem spezifischen "Regulierungsrisiko" gegenüber: Käme es zu einem größeren Störfall (auch ohne nennenswerte Verseuchung der Umge-
9
bung der Anlage), so könnte als Folge eine veränderte Gesetzgebung und Genehmigungspraxis entstehen, die die Betreiber vor große wirtschaftliche Probleme stellen könnte.
Zu Beginn des Ausbaus der Kernkraftwerke in Deutschland ging man davon aus, daß eine Minorität der Bevölkerung als Gegner der Kernkraft auftritt, so daß man sich über deren Bedenken
hinwegsetzen sollte. Nachdem nun langjährige Erfahrungen mit Betrieb und Regulierungspraxis
gemacht worden sind, ist zu erwarten, daß in Zukunft Energieversorgungsunternehmen, wenn
sie vor der Frage stehen, in welche Erzeugungsoptionen sie investieren sollen, die Kernkraft
unter dem Gesichtspunkt der gesellschaftspolitischen Diskussion und deren Stellenwert ganz
anders bewerten, als dies in den 70er Jahren der Fall war. Dies gilt jedenfalls für die derzeitig
eingesetzte Technik.
Die Marktöffnung des Strommarktes trägt ihrerseits dazu bei. Die steigenden Wahlmöglichkeiten der Kunden lassen es für Anbieter geraten erscheinen, kundenfreundliche Angebote zu machen. Einsatz umstrittener Primärenergieträger kann sich insoweit als Marketingproblem erweisen, das man nach Möglichkeit vermeiden will.
Ob sich dies in Zukunft bei anderer Reaktortechnik mit anderen Risiken und anderen Schadenswahrscheinlichkeiten anders darstellen würde, ist heute offen. Wie unten gezeigt wird, stellt
die Kernkraft eine kostengünstige Energiequelle zur Vermeidung von Kohlendioxyd-Emissionen
dar, die unter Klimagesichtspunkten langfristig problematisch sind. Auf sehr lange Sicht müssen
die Industrieländer ihre klimarelevanten Emissionen drastisch senken. So geht man davon aus,
daß etwa im Jahre 2050 nur noch 20 % der heutigen CO2-Emissionen getätigt werden sollen.
Klimarisiken werden immer größer, wenn im Hinblick auf die Emission von klimarelevanten Gasen keine Umkehr eintritt.
Für welche Möglichkeiten der Energieerzeugung sich künftige Generationen angesichts der
Klimarisiken entscheiden wollen, kann heute nicht festgelegt werden. Hier geht es letztlich um
ein Abwägen von Vor- und Nachteilen unterschiedlicher Möglichkeiten. Daraus folgt, daß heute
bei der Diskussion um den Ausstieg aus der Kernenergie deutlich getrennt werden muß zwischen der Nutzung der gegenwärtigen Kraftwerksgeneration und der Nutzung von Atomenergie
allgemein.
Über die heutige Kraftwerksgeneration und ihre Abwicklung sowie der Entsorgung der radioaktiven Abfälle ist heute zu entscheiden, eine künftige Nutzung der Kerntechnik kann man heute
allerdings nicht ausschließen. Hierfür gibt es keine Legitimation künftigen Generationen gegenüber.
Es macht heute allerdings Sinn, zunächst einmal alle anderen in der Vergangenheit noch zu
wenig eingesetzten Optionen der Energiegewinnung bzw. der Verbesserung der Energieeffizienz weiterzuentwickeln und damit Erfahrungen zu sammeln und aufgrund dieser Erfahrungen
neue Entscheidungen hinsichtlich des Einsatzes bestimmter Techniken zu entwickeln.
10
3. Liberalisierung der Energiemärkte
Die Öffnung der Energiemärkte für den Wettbewerb wirkt sich auf die zukünftigen Strukturen in
erheblichem Umfang aus und muß deshalb auch im Zusammenhang mit der Frage der Kernkraftnutzung betrachtet werden. Der Bereich der leitungsgebundenen Energieversorgung war
lange Zeit ein durch spezielle staatliche Rahmenbedingungen vor Wettbewerb geschützter Bereich. Mit dem Energiegesetz von 1998 und im Rahmen der europäischen Richtlinien für den
Strom- und Gasmarkt hat sich dies geändert. Für die leitungsgebundene Energieversorgung
bedeutet dies einen fundamentalen Wandel. Im folgenden werden die wichtigsten Implikationen
dieses Wandels kurz beschrieben und es wird dann ein Fazit gezogen, um zu analysieren, welche Bedeutung dieser Wandel für die Frage der Kernkraftnutzung in Deutschland hat.
3.1. Energierechtsreform
Nach 63 Jahren wurde die energiewirtschaftliche Gesetzgebung grundlegend reformiert. Damit
bestand sie länger als die Bundesrepublik, länger als das Grundgesetz. Die Neuerungen tragen
eher den Charakter einer Revolution als einer Reform. Das Ergebnis der Reform wird wiederum
wenig revolutionär sein: Die Energiebranche wird sich von anderen Wirtschaftsbereichen in Zukunft nur noch wenig unterscheiden. Unternehmenspolitische Entscheidungen werden durch
Markt und Wettbewerbsgegebenheiten geprägt sein. Ein hoher Grad von Sicherheit wird auf
Seiten von Erzeugern, Verteilern und Kunden durch markttypische Unsicherheit ersetzt. Diese
Unsicherheit auszugleichen und ökonomisch nutzbar zu machen, wird Aufgabe und Ziel aller
Marktteilnehmer sein. Dies wird auch deutlich die Auswahl der Stromerzeugungstechnik und
den Umweltschutz beeinflussen.
3.2. Unternehmenspolitik im Wandel
63 Jahre Monopolschutz prägten die Unternehmenskultur. Für Generationen von Führungskräften waren die technischen Aspekte der Energieversorgung entscheidend. So entstand eine
Erzeugungs-, Übertragungs- und Verteilungsinfrastruktur von höchster technischer Qualität. Der
Wettbewerb macht nun Überkapazitäten deutlich und wertet kaufmännische Fähigkeiten auf.
Die vom Markt ausgehenden Anforderungen werden vielschichtiger und es genügt nicht, ihnen
allein mit Rationalisierung und Preissenkung zu begegnen.
Gleichzeitig wachsen die gesellschaftlichen Anforderungen an die Unternehmen hinsichtlich der
Zuverlässigkeit und Qualität der Produkte und ihrer Verträglichkeit mit der Umwelt. Die Unternehmen befinden sich nun in einem Suchprozeß. Die Potentiale neuer Geschäftsfelder und die
verschiedenen Möglichkeiten der Zusammenarbeit untereinander und mit Dritten werden nach
und nach ausgelotet. Elementare Fragen wie die Entwicklung von Durchleitungsentgelten und
die Vertragsgestaltung, der Handel mit Strom und das dazugehörige Risikomanagement sind
bislang zwar weitgehend theoretisch beantwortet, aber müssen nun mit praktischem Leben gefüllt werden. Sobald auch deren praktische Anwendung alltäglich geworden ist, lassen sich
weitere Entwicklungstendenzen in der Branche absehen. Den Erfolg der strategischen Ausrichtung der Unternehmen bewertet der Markt. Viele Wege führen hier zum Ziel, den „richtigen”
Weg gibt es nicht.
Erwartet wird eine Verkleinerung der Zahl der selbständig agierenden Unternehmen durch Fusionen und Kooperationen. Dabei tut sich ein Regulierungsdilemma auf: In einem Markt mit geringer Entwicklung des Absatzvolumens insgesamt ist ein extensives Wachstum von einzelnen
Marktteilnehmern nur zu lasten anderer möglich: Eine Verringerung der Zahl der Anbieter ist also vorgezeichnet. Eine strikte Fusionskontrolle wie in der Vergangenheit verhindert damit das
Wirken der Wettbewerbskräfte. Auf der anderen Seite könnten sich (zu) schnell neue vertikale
Ketten bilden, die ebenfalls das Wirksamwerden des Wettbewerbs zugunsten der Kunden einschränken.
Die Antwort kann hier nur in einer konsequenten Durchführung des Deregulierungsprojekts
durch den Gesetzgeber liegen.
3.3. Netzzugang
Der Netzzugang für alle Marktteilnehmer ist die entscheidende Innovation des neuen Ordnungsrahmens in der Stromversorgung. Eine konsequente Ausgestaltung des Netzzugangs und das
heißt eine weitgehende Trennung von Erzeugung, Übertragung, Verteilung und Verkauf von E-
11
lektrizität ist die Voraussetzung für ein offenes Modell der Stromwirtschaft mit echtem Wettbewerb.
In Deutschland wurden im Gegensatz zu anderen Ländern keine Vorkehrungen getroffen, um
„Stranded Cost“ abzuwickeln. Es liegt deshalb zunächst im Interesse vieler Energieversorger,
kalkulatorisch zunächst von einem hohen Netzentgelt auszugehen, da dies den Anteil des
Werts der erzeugten oder eingekauften Ware Strom an dem zur Zeit noch geforderten einheitlichen Gesamtpreis reduziert. Dies erhöht unmittelbar die Konkurrenzfähigkeit gegenüber alternativen Erzeugungsangeboten, da nur ein niedriger Erzeugungspreis anderer Anbieter mit dem
eigenen konkurrieren kann und da der potentielle Konkurrent ein relativ hohes Netzentgelt einrechnen müßte.
Grundsätzlich steht einem Abnehmer, der den Anbieter wechseln möchte oder einem konkurrierenden Erzeuger der Rechtsweg offen, um die angebotenen Bedingungen der Durchleitung zu
überprüfen. Sowohl die zeitliche Dauer solcher möglicher rechtlicher Verfahren wie die Unsicherheit über den Ausgang lassen es wenig wahrscheinlich erscheinen, daß gerichtliche Überprüfungen einen vernünftigen Einstieg in einen Wettbewerb auf dem Strommarkt darstellen
können. Insbesondere können auch Gerichte eine Festsetzung von Netzentgelten nicht überprüfen, solange das Unbundling der Rechnungslegung nicht stattgefunden hat.
Zu beobachten ist daher eine andere Entwicklung: Neue Anbieter werden von Kunden dafür
eingesetzt, die bisherigen Lieferanten herauszufordern. Dieser gibt in einem Umfang nach, der
es ihm erlaubt, den neuen Konkurrenten abzuwehren und den Kunden zu behalten. Kurzfristig
bewirkt dies im Interesse der Kunden eine Reduzierung des Preises. Längerfristig gesehen
wirkt dies jedoch nicht im Sinne einer strukturellen Änderung des Marktes, die erforderlich ist,
um einen dauerhaften Wettbewerbsprozess zu beginnen.
Betont werden muss an dieser Stelle, daß die derzeitigen Regelungen (Verbändevereinbarung,
GridCode) keinen endgültigen Charakter haben. Zunächst müssen erst einmal Erfahrungen in
der praktischen Anwendung gesammelt werden. Daraus wird sich entsprechender Anpassungsbedarf ergeben. Hinzu kommt, daß schon jetzt vielfältige Kritik an den Vereinbarungen
geübt wird, von einzelnen Unternehmen abweichende Regelungen getroffen oder Alternativen
erarbeitet werden. Es ist auch nicht auszuschließen, daß der Gesetzgeber von seiner Option,
eine Rechtsverordnung zu erlassen, Gebrauch machen wird. Dafür sprechen in erster Linie
kartellrechtliche Bedenken: Die Vereinbarungen der Verbände sind Absprachen, die die Marktverhältnisse der Elektrizitätswirtschaft beeinflussen können, stimmen das Verhalten der Unternehmen untereinander ab und haben den Charakter unzulässiger Empfehlungen. Die Kartellbehörde ließ diese Verträge trotz allem zu, da sie prinzipiell geeignet sind, Wettbewerb einzuführen und von vornherein zeitlich befristet waren. Das Kartellamt kann seine Auffassung jederzeit revidieren, spätestens bei der Beschwerde eines Dritten oder bei Missbrauchsverdacht.
Derzeit ist dies jedoch nicht zu erwarten. Es bleibt abzuwarten, ob die jetzt in Vorbereitung befindlichen Veränderungen der Verbändevereinbarung staatlicher Regulierung vorbeugen, zumal
die Ziele der Regierungen von Bund und Ländern durchaus heterogen sind und das energiepolitische Konzept der neuen Bundesregierung noch in Entwicklung ist.
Insgesamt kann man die jetzige Form des deutschen Strommarktes nur als vorläufig betrachten. Intensiver Wettbewerb wird erst dann möglich, wenn die institutionellen Bedingungen für
einen echten Handelsmarkt (Spot- und Terminmarkt und die damit verbundenen Absicherungsgeschäfte) etabliert worden sind.
Während die gegenwärtigen Regeln für den Netzzugang die Netznutzungspreise auf den verschiedenen Ebenen von den (historischen) Kosten her aufbauen und diese damit von Marktpreisen weit entfernt sind, ist in Ländern mit weiter entwickeltem Wettbewerb zu beobachten,
daß sich Preisbildungsregeln entwickeln, die die Rolle der Preise als Knappheitsindikator betonen. Da Netze nur zu Zeiten intensiver Nutzung „knapp“ sind, bedeutet dies, daß auch Netzpreise nutzungsabhängig und zeitvariabel sein können.
In einem Strommarkt sind die Preise des Produkts Strom immer zeitvariable Preise, die die unterschiedlichen Kosten der zu einem Zeitpunkt einzusetzenden Erzeugungsanlagen widerspiegeln. Werden auch Netzpreise zeitvariabel bzw. nutzungsabhängig gestaltet, so erhöht dies die
Variabilität der Preise und im theoretischen Grenzfall können die Netzpreise gegen null tendieren. Die Einführung solcher Netzpreise, die eigentlich zwingend aus der Logik eines offenen
Marktes folgt, bietet den Stromanbietern neue Möglichkeiten des Marketing für Strom und er-
12
höht damit auch die Konkurrenzfähigkeit des Produkts gegenüber anderen Energieträgern, sofern die Nachfrage zeitlich variabel ist (wie z.B. bei manchen Wärme- und Kälteanwendungen).
3.4. Veränderte Bedingungen für die Beschäftigten
Zweck des neuen Energiewirtschaftsrechtes soll eine möglichst „sichere, preisgünstige und
umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung mit Elektrizität und Gas im Interesse der Allgemeinheit” sein (§1 EnWG). Dies erfordert gut geführte Unternehmen. Auf dem Weg zu höherer Effektivität der Unternehmen werden Brennstoffkosten, Investitionen und Personalkosten die
wichtigsten Marksteine sein. Der lange Jahre fehlende Druck schlägt jetzt mit entsprechender
Härte durch, vor allem im Bereich Personal. Die Beschäftigungssituation wird sowohl qualitativ
als auch quantitativ in keiner Weise vergleichbar sein mit früheren Tagen.
Auf der quantitativen Seite steht Beschäftigungsabbau, der zwar auch weiterhin mit größtmöglicher sozialer Abfederung umgesetzt werden kann, aber nicht aufzuhalten ist. Qualitative Veränderungen vollziehen sich auf breiter Ebene. Die Arbeitsentgelte werden langfristig nicht nur
leistungsorientiert gestaltet, sondern sich zudem auch weit stärker spreizen. Bei sozialen Zusatzleistungen wird die Eigenbeteiligung betont. In erfolgreichen Unternehmen gibt es quasi
kein Ende der Anpassungen mehr. Gute Mitarbeiter definieren sich über die Fähigkeit, wechselnden Anforderungen gerecht zu werden. Eigenständigkeit wird gefordert. Dadurch ergeben
sich auch neue Entwicklungsmöglichkeiten, beispielsweise in der Fachlaufbahn.
Die damit verbundene Steigerung der Produktivität ermöglicht auch in Zukunft wachsende Löhne und Gehälter, aber um den Preis der immer geringer werdenden Beschäftigung. Auch in dieser Hinsicht wird die Energiebranche eine ”normale” Branche: Bei geringem Wachstum überwiegt die Produktivitätssteigerung die Entwicklung der wirtschaftlichen Leistung mit der Folge
einer sinkenden Beschäftigung.
3.5. Transformationsprobleme
3.5.1. Reibungsverluste
Durch das Alter und die Stabilität des Systems der Energieversorgung wird sich der Übergang
in die neue Welt nicht friktionsarm vollziehen. Probleme bereiten die gewachsenen Einstellungen und Denkweisen bei Unternehmensführung, Mitarbeitern, Betriebsräten und Gewerkschaften. Die der Kunden wird sich schneller ändern. Ein weiterer Punkt läßt sich mit „stranded investments” zusammenfassen. Die Investitionspolitik wird neu ausgerichtet und wirkt damit bis
ins Innerste der Unternehmen nach. Erfolgreiche Anpassung ist auch eine Frage der Zeit. Inwieweit davon genug besteht, hängt von den Vorreitern der Branche ab, die Maßstäbe setzen.
Die Transformationsprobleme hinsichtlich der Beschäftigung haben ebenfalls eine starke zeitliche Komponente. Bis in neuen Geschäftsfeldern und neuen Unternehmen vermehrt Personal
eingestellt wird, kann länger dauern als der Abbau in den traditionellen Bereichen. Zudem ist
fraglich, wie glatt hier eine Gegenrechnung aufgemacht werden kann, handelt es sich doch teilweise um ganz andere Qualifikationen, die erforderlich sind.
3.5.2. Der gesetzliche Rahmen
Im Bereich der Tarifkunden sind die gesetzlichen Formulierungen noch sehr schwammig. Hier
arbeitet der Gesetzgeber mit dem Begriff einer „allgemeinen Versorgung“. Offensichtlich geht er
hier davon aus, daß die klassische Monopolversorgung mit dem gebündelten Produkt aus Übertragungs-, Verteilungs- und Erzeugungsleistungen weiter anhalten wird. Insofern bleibt auch
die Aufsicht über die das gesamte Produkt umfassenden Tarife erhalten. Etwas anderes ist derzeit nicht möglich, solange kein Referenzmaßstab für den Preis auf der Erzeugerstufe z.B. in
Form einer Börsennotierung vorliegt. Die eigentliche Regulierungsaufgabe des Gesetzgebers
wird aber in Zukunft darin bestehen, den Kunden in Bezug auf die im Monopol verbleibenden
Teile, also insbesondere den Bereich der Verteilung zu schützen.
Die Formulierungen des Gesetzes sind hier noch sehr stark von den politischen Auseinandersetzungen im Gesetzgebungsverfahren geprägt, aber bilden keine gute Grundlage für den
Wechsel von Tarifkunden zwischen verschiedenen Versorgern. Hierzu bedarf es eines Regelwerks, das die Möglichkeiten der Unternehmen und die Bedürfnisse der Kunden berücksichtigt.
13
3.5.3. Kommunale Energieversorgung
Ein wichtiger Punkt ist die Frage des Versorgungsauftrags der kommunalen Wirtschaft. Die Deregulierung stellt die kommunale Energieversorgung in Frage. Für die Zukunft der kommunalen
Unternehmen ist ein Freiraum erforderlich, den die Gemeindeordnungen noch nicht in allen
Ländern vorsehen. Die Position zur Gemeindeordnung, aber auch zu den damit zusammenhängenden prinzipiellen Problemen der Form politischer Einflußnahme auf im Wettbewerb stehende Unternehmen bedarf einer Überprüfung. Angesichts des Wandels der Eigentumsstrukturen, der durch die Deregulierung angestoßen wird, müssen die gesellschaftspolitisch und umweltpolitisch erforderlichen Regulierungsmaßnahmen auch unabhängig vom kommunalen Eigentum greifen können.
3.5.4. Primärenergieträger der Zukunft
Im liberalisierten Markt werden Investitionsrisiken anders bewertet als im Versorgungsmonopol.
Insofern geht der Trend sicherlich in Richtung geringeren Kapitalaufwandes, zunächst steht aber die Bereinigung der Kraftwerkskapazitäten an. Anlagen mit niedrigerem Wirkungsgrad und /
oder hohen Personalkosten werden tendenziell den Markt verlassen. Was danach kommt, ist
sehr stark von der Preisentwicklung auf den Märkten für Primärenergieträger abhängig. Während der Weltkohlemarkt längerfristig hinreichende Expansionsmöglichkeiten auch bei steigendem Volumen und in etwa dem heutigen Preisniveau bieten kann, ist dies bei Erdgas insbesondere auch wegen der geringen Zahl der Lieferanten weniger klar. Mittelfristig ergeben sich aber
für Erdgas große Vorteile aufgrund der Flexibilität der Kraftwerke und der Möglichkeit, KraftWärme-Kopplungspotentiale mit einzubeziehen.
Die Kernenergie hat einmal unabhängig von der aktuellen politischen Debatte zum Ausstieg
zwei Probleme:
•
das hohe Investitionsrisiko aufgrund der hohen Investitionen mit langer Lebensdauer läßt
sie nicht als günstige Alternative erscheinen,
•
die besondere Entsorgungsproblematik bei den Reststoffen führt zu politischen Zusatzrisiken, die schwer kalkulierbar sind.
Die politische Mehrheit kann sozusagen die Entsorgungsmöglichkeiten so verknappen, daß die
Entsorgung zu hohen zusätzlichen Kosten führen kann.
Nach meiner Einschätzung hat die Kernenergie im offenen Markt – so paradox dies klingen
mag – nur eine Chance, wenn sie aufgrund umweltpolitischer Prioritäten politisch gewollt ist.
3.5.5. Umweltprobleme und Klimaschutz
Der enge Zusammenhang von Energieverbrauch und Umweltbelastung gibt der Energiebranche eine Schlüsselrolle in der Umgestaltung der Volkswirtschaft in Richtung einer nachhaltigeren Wirtschaftsweise. Bedeutet die Deregulierung einerseits eine Befreiung der Unternehmen
von bisherigen Bindungen mit der Möglichkeit der Freisetzung schöpferischer Potentiale zur
Weiterentwicklung der Energieunternehmen, so ist auf der anderen Seite die große Bedeutung
umweltpolitischer Regulierungsinstrumente zu betonen, die im Hinblick auf den deregulierten
Markt auch neu zu definieren sind. Hier müssen die politischen Rahmenbedingungen neu gestaltet werden.
Insbesondere die Reduktion von Klimagasen steht auf der politischen Tagesordnung. Deutschland hat sich verpflichtet, die Emissionen bis zum Jahre 2010 um 21 % zurückzuführen. Davon
ist bisher etwa die Hälfte erreicht. Weiteres Wirtschaftswachstum, Bevölkerungsentwicklung etc.
auf der einen Seite und weitere Verbesserungen bei der Energieausnutzung und ein kohlenstoffärmerer Energiemix auf der anderen Seite müssen also per Saldo über alle Sektoren der
Volkswirtschaft zu einem geringeren Ausstoß von CO2 führen. Die Erreichung des Ziels scheint
schwierig, ohne den Einsatz der Kernenergie (bis zum Jahr 2010) ist sie nur unter Inkaufnahme
sehr weitreichender Restriktionen in anderen Bereichen möglich.
Das Förderinstrumentarium für erneuerbare Energieträger in der Stromwirtschaft ist dem neuen
Ordnungsrahmen nicht mehr angemessen. Die darin liegende regionale Verzerrung der Strompreise ist eine staatlich erzeugte Wettbewerbsverzerrung. Wettbewerbsneutrale Lösungen sind
möglich (z.B. über Aufschläge auf die Netzpreise oder über Mengenkontingente = Quoten).
14
3.6. Kernenergie am offenen Markt
Kernkraftwerke sind besonders kapitalintensiv, sie sind im Einsatz relativ unflexibel, die Bauzeiten sind lang, Bauentscheidungen sind also mit einem langen Vorlauf zu treffen. Neue Kernkraftwerke rechnen sich nur, wenn die am Anfang der Nutzungsdauer zu tätigenden hohen Abschreibungen mit großer Sicherheit am Markt durch entsprechende Strompreise und Absatzmengen zurückgeholt werden können. Damit haben sich die Bedingungen für den Einsatz von
Kernkraftwerken im Rahmen des geöffneten Strommarktes stark verändert.
Genau das Umgekehrte ist jedoch der Fall bei älteren, bereits abgeschriebenen, aber noch einsetzbaren Anlagen: Hier sind die hohen im wesentlichen aus der Investition resultierenden Kapitalkostenbelastungen abgebaut, die Brennstoff- und Betriebskosten sind relativ niedrig und ein
großer Teil der künftigen Entsorgungskosten für Brennstoff und Rückbau ist bereits durch
Rückstellungen abgesichert. Damit sind diese Anlagen recht gut konkurrenzfähig. Der derzeitig
zu beobachtende Widerstand der Stromwirtschaft gegen einen erzwungenen Ausstieg ist offensichtlich weniger prinzipieller Natur (auch wenn dies oft so geäußert wird) als vielmehr in einem
wirtschaftlichen Kalkül in bezug auf die vorhandenen Altanlagen begründet.
Faktisch gibt es derzeit keine Bauprojekte für Atomkraftwerke, das implizite Moratorium, von
dem eingangs die Rede war, wird auch von den Stromerzeugern beachtet, wozu angesichts der
derzeitigen Bedingungen auf dem Strommarkt wie gezeigt gute Gründe bestehen. Zur öffentlich
geäußerten Haltung zur Kernenergie und zur faktischen Politik der Unternehmen andererseits
äußerte Bundeswirtschaftsminister Müller kürzlich auf der kerntechnischen Jahrestagung des
Atomforums:
„Zusammengefaßt ist mein Fazit der letzten 10-15 Jahre Kernenergiediskussion: Die Option
wird verbal offengehalten, umso kräftiger, je mehr man SPD und Grünen meint, öffentlichkeitswirksam Zukunftsunfähigkeit unterstellen zu können. Wenn aber die Anhänger der Option, sei
es in Politik oder Wirtschaft, Farbe bekennen müssen, dann läßt man die Option fallen. ...Ich
erinnere an die Jahre 93/94, als aus Ihren Reihen dem SPD Verhandlungsführer für den Energiekonsens der dringliche Rat gegeben wurde, man müsse zur Vermeidung eines Fadenrisses
einen großen EPR bauen (EPR = derzeitig in Entwicklung befindlicher europäischer Druckwasserreaktor). Und als er öffentlich dafür eintrat, gab es aus Ihren Reihen Bitten um vertrauliche
Gesprächstermine, um ihm zu erklären, daß man so ein Projekt nie bauen wolle.“ (Redemanuskript vom 19.Mai 1999)
In einem längerfristigen Szenario zur Entwicklung des Strommarktes in Deutschland unter
Marktbedingungen dürften in Zukunft unter Zugrundelegeung heutiger Parameter neu zu bauende Kernkraftanlagen kaum noch eine Rolle spielen, da die möglichen Investoren das hohe
Investitionsrisiko scheuen würden und es stattdessen vorziehen würden, in Anlagen mit geringerer Investition und damit überschaubarerer wirtschaftlicher Bilanz zu investieren.
Volkswirtschaftlich könnte etwas anderes richtig sein. Berücksichtigt man die Notwendigkeit der
Reduktion von Treibhausgasen, so stellen Kernkraftwerke eine kostengünstige Möglichkeit der
Vermeidung von Treibhausgasen dar. Ob sich eine solche Möglichkeit, also ein künftiger Beitrag der Kernkraft zur Stromerzeugung als kostengünstige klimapolitische Option in Zukunft
durchsetzen wird, ist dann sehr stark eine Frage der staatlichen Rahmenbedingungen.
So ergibt die Analyse der Energiemärkte und ihrer Entwicklung, daß neue Kernkraftwerke nur
eine Chance haben würden, wenn sie klimapolitisch erwünscht sind und dementsprechend
durch staatliche Rahmenbedingungen gestützt werden.
Vor diesem Hintergrund läßt sich die aktuelle Problematik des Ausstiegs aus der Kernenergie
auf zwei Problembereiche reduzieren:
•
die Restlaufzeit der vorhandenen Anlagen und
•
ein langfristiges energiepolitisches Gesamtkonzept, in dem klimapolitische Ziele erreichbar
sind.
Die Abb. 3.1 zeigt die CO2-Emissionen pro Kopf der Bevölkerung in verschiedenen europäischen Ländern. Deutschland liegt im Vergleich relativ hoch, was sich aus seiner industriellen
Struktur und dem bedeutenden Anteil von Kohle bei der Stromerzeugung erklärt. Länder mit
wesentlich niedrigeren Emissionen (wie z.B. Norwegen, Schweden, Schweiz, Frankreich) verfügen über einen hohen Einsatz von regenerativen Energien (Wasserkraft: Norwegen) bzw. Was-
15
serkraft und Kernenergie (Schweden, Schweiz, Frankreich). Auch wenn diese Zahlen nicht vollständig belastbar sind, weil es insbesondere im Verkehrsbereich Abgrenzungsprobleme gibt, so
zeigen sie deutlich, daß ein niedriges Emissionsniveau von CO2 mit einem hohen Kernkraftanteil einhergeht, soweit nicht besonders günstige Naturfaktoren (wie das hohe Wasserkraftpo1
tential in Norwegen) etwas anderes ermöglichen.
CO2 Emission pro Kopf
t
16
14
12
10
8
6
4
2
9.9
6.0
6.6
CH
F
6.7
7.2
7.3
7.8
S
N
It
AUS
11.1
12.0
12.3
NL
B
13.7
0
UK
D
DK
Quelle: IEA (1998)
Abb. 3.1: CO2 Emissionen pro Kopf 1996
Exkurs: Dänemark als Musterfall?
Der Wert für Dänemark ist 1996 aufgrund von hohen Stromexporten nach Norwegen besonders
hoch gewesen. Unabhängig davon liegt die Emission von CO2 in Dänemark aufgrund des hohen Kohleeinsatzes über der Deutschlands. Berücksichtigt man auch, daß Dänemark aufgrund
seiner Wirtschaftsstruktur wesentlich weniger CO2 in der Industrie erzeugt als Deutschland (und
dafür Industrieprodukte importiert, ohne daß sich dies in seiner CO2-Bilanz niederschlägt, weil
indirekte Emissionen im internationalen Produktaustausch beim erzeugenden und nicht beim
empfangenden Land verbucht werden), so bleibt unverständlich, daß dieses Land in Diskussionen oft als Musterbeispiel dargestellt wird. Dänemark unternimmt große Anstrengungen, um
den Einsatz erneuerbarer Energiequellen zu erhöhen und hat einen hohen Anteil von KraftWärme-Kopplung bei der Stromerzeugung. Die Nutzungseffizienz der Energie bei der Stromerzeugung ist dadurch besonders hoch. Aufgrund des hohen Kohleeinsatzes schlägt sich dies jedoch nicht in einer entsprechenden CO2 Bilanz nieder.
1993
1994
1995 1996
1 CO2/Primärenergie
tCO2/toe
DK
2,97
3,1
2,93 3,16
D
2,65
2,63
2,6 2,59
2 CO2/BIP Wk
kg CO2/US$
DK
0,44
0,46
0,42 0,49
D
0,53
0,51
0,5
0,5
3 CO2/BIP PPP
kg CO2/US$
DK
0,62
0,65
0,59
0,7
D
0,67
0,64
0,63 0,64
4 tCO2/Kopf
tCO2/Kopf
DK
11,3 12,25 11,35 13,74
D
11,04 10,88
10,8 11,05
Quelle: IEA (1998)
Tab. 3.1: Indikatoren zu CO2 Emissionen in D und DK
1
In Belgien erklärt der besonders hohe Energieeinsatz in der Grundstoffindustrie z.T. den
hohen Wert.
16
Die Indikatoren der Tab. 3.1 zeigen die hohe CO2-Intensität des dänischen Energiemixes (Indikator 1), während aufgrund seiner Wirtschaftsstruktur der Energieeinsatz pro Einheit Bruttoinlandsprodukt niedriger ist als in Deutschland (Indikator 2 berechnet mit Wechselkursen, Indikator 3 berechnet mit Kaufkraftparitäten). Der Ausstoß von CO2 pro Kopf (Indikator 4) ist höher als
in Deutschland, auch wenn das Jahr 1996 aufgrund der hohen Stromexporte einen Ausreißer
darstellt.
Auch in Dänemark wird man für eine wirksame Reduktion von CO2 stärker auf Erdgas übergehen müssen. Das Potential dafür in der Stromerzeugung ist hoch (ca. 10 Mill. t , das sind ca.
15% der Gesamtemissionen in Dänemark.
Es gibt viele neue Möglichkeiten erneuerbare Energiequellen (EEQ) einzusetzen wie Windenergienutzung etc. (vgl. dazu auch Kapitel 4). Bisher leisten diese aber noch nirgendwo große
Beiträge zur Energieversorgung. Ob und inwieweit zukünftig diese Energiequellen fossile Energieträger und Kernkraft ablösen können, wird die Zukunft erweisen. Dies hängt natürlich auch
sehr stark von der verfolgten Energiepolitik ab, denn viele EEQ bedürfen für eine Übergangszeit
oder auch längerfristig der finanziellen Unterstützung. Wie diese aufgebracht und eingesetzt
werden kann, ist eine Frage der politischen Rahmenbedingungen und damit letztlich des gesellschaftlichen Konsenses.
17
4. Ersatz für Kernenergie
Wie kann die bisherige Stromerzeugung aus Kernkraftwerken zukünftig ersetzt werden? Zunächst ist es technisch kein Problem, moderne Großkraftwerke auf der Basis von Erdgas oder
Kohle als Ersatz vorzusehen. Damit verbunden sind natürlich in bezug auf bestimmte Anlagen
Standortprobleme, weil solche Ersatzanlagen oft nicht an den Standorten gebaut werden
könnten, wo heute Kernkraftwerke stehen, da sie eine andere Infrastruktur benötigen. Grundsätzlich sind die Standortprobleme sicherlich lösbar, sie können allerdings im Rahmen der Konkurrenz der verschiedenen Energieversorger auch zu Verschiebungen in dem Marktanteil der
Unternehmen führen bzw. neue Anbieter auf den Plan rufen. Dies ist zwar für das einzelne Unternehmen belastend, aber volkswirtschaftlich nicht unerwünscht.
Im Rahmen des europäischen Marktes spielen allerdings die nationalen Grenzen auch bei der
Stromversorgung nicht mehr die gleiche Rolle wie früher, da durch die spezielle Binnenmarktrichtlinie für Strom der offene Handel mit Strom zwischen den Ländern der Europäischen Union
grundsätzlich vorgesehen ist. Es gibt zwar derzeit noch Übergangsprobleme und ungleiche
Strukturen in den verschiedenen Ländern, insbesondere sind auch die europäischen Netzpreise
noch nicht vereinheitlicht. Dies ist jedoch wohl nur eine Frage der Zeit, ebenso wie in Deutschland sich Netzpreise entwickeln werden, die einem offenen Markt angemessen sind, ist auch im
weiteren europäischen Rahmen damit zu rechnen.
Netzengpässe können für eine bestimmte Zeit den Handel beschränken. Es erscheint zur Zeit
nicht vorstellbar, daß das gesamte Erzeugungspotential der deutschen Kernkraftwerke von außen geliefert werden könnte. Dennoch stellt sich bei einem Ausstieg aus der Kernenergie in Zukunft die Frage, wie groß der Erzeugungsanteil im Inland sein wird.
Dazu ist ja zu berücksichtigen, daß auch andere, nicht zur EU gehörende Länder (Schweiz,
Osteuropa, Rußland etc.) ein Interesse an Stromlieferungen haben können. So könnte ein Teil
des Ersatzes in Stromimporten bestehen.
Stromimporte aus Rußland?
Auch die russische Stromwirtschaft unternimmt Anstrengungen, ihre Exportkapazitäten zu erweitern und neue Märkte zu erschließen. Durch die Abwertung ist bei den billigsten Anbietern den Atomkraftwerken - jedoch ein signifikanter Preisvorteil entstanden: Die Kosten fielen von
etwa 2 US cents/kWh auf etwas über 1 c/kWh.
Es sind zwei Projekte in einem fortgeschrittenen Stadium, welche darum konkurrieren, Rußland
mit dem europäischen Netz zu verbinden und somit einen direkten Stromaustausch zu ermöglichen (Baltischer Ring: Rußland-Litauen-Polen und eine Strombrücke zwischen der Ukraine und
Polen /Ungarn).
Neben der politischen Brisanz hängen die russischen Stromexporte letztlich auch von deren
langfristiger Wirtschaftlichkeit ab. Die derzeit niedrigen Strompreise innerhalb der EU nach der
Deregulierung, die hohen Transportkosten sowie die potentiellen Exportkapazitäten in Mitteleuropa setzen den russischen Exporten Grenzen.
Quelle: DIW Wochenbericht 22/99
Im Rahmen der Europäischen Union gilt beim Stromhandel die sogenannte Reziprozitätsklausel. Sie besagt, daß man den Handel mit solchen Ländern unterbinden kann, die selbst keinen
Handel zulassen. Es ist wenig wahrscheinlich, daß diese Klausel in Zukunft verhindern könnte,
daß nennenswerte Mengen zum Ersatz von Kernkraftstrom importiert werden. Zwar ist der Grad
der Marktöffnung in den Ländern der EU unterschiedlich weit fortgeschritten, man muß jedoch
berücksichtigen, daß die Binnenmarktrichtlinie Strom erst vor kurzem in Kraft getreten ist und
auch eine Übergangsphase vorsieht.
Gegenüber Nicht-EU-Ländern kann man sich grundsätzlich vorstellen, daß Stromhandel zumindest erschwert werden kann. Auf der anderen Seite hat die Bundesrepublik jedoch erhebliche
Exportinteressen und gegenüber z.B. Rußland auch das Interesse an kontinuierlichen Gaslieferungen. Bei der besonderen Bedeutung, die gerade auch Erdgas als mögliche Ersatzenergie für
Kernenergie hat, ist ein Handelskrieg zur Verhinderung von Stromimporten nicht gut vorstellbar.
Längerfristig besteht allerdings kein Grund, daß von einem besonders hohen Anstieg von
Stromimporten aus EU-Ländern auszugehen ist: Die Stromerzeugungskosten sind wesentlich
18
durch die Kosten des Kraftwerksbaus und die Energiekosten geprägt. Diese Kosten sind in verschiedenen europäischen Ländern ähnlich hoch, da für Kraftwerke und Energie globale Märkte
bestehen. Insofern muß ein Ausstieg aus der Kernenergie nicht zu einer Abwanderung großer
Teile der Stromversorgung führen, wie es teilweise vermutet wurde.
Ersatz von Kernkraftwerken durch moderne fossile Anlagen wirft wirtschaftlich gesehen geringe
Probleme auf, wenn die Restnutzungszeit der vorhandenen Kernkraftwerke so gestreckt wird,
daß Ersatzbauten problemlos abgewickelt werden können.
Auf der anderen Seite würde dadurch die Umweltbelastung mit den Schadstoffen aus den Abgasen, insbesondere also den Treibhausgasen zunehmen. Aus diesem Grunde wird intensiv über andere Optionen diskutiert. Dies sind insbesondere die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) und
der Einsatz erneuerbarer Energiequellen (EEQ). Schließlich kann durch effizientere Nutzung
von Strom bei vielen Anwendungen der spezifische Einsatz von Strom gesenkt werden, so daß
je nach Wirtschaftsentwicklung auch ein sinkender Stromverbrauch möglich erscheint. Wir gehen im folgenden auf diese drei Optionen und deren mögliche Beiträge ein.
4.1. Rolle der Kraft-Wärme-Kopplung
Bei der Erzeugung von Strom in herkömmlichen Kraftwerken entsteht Abwärme (vgl. Abb. 4.2).
Wärme als nützliches Produkt wird bei Produktionsprozessen und zur Beheizung von Wohnungen gebraucht. Der Einsatz der ohnehin bei der Stromerzeugung anfallenden Abwärme für diese Nutzungszwecke erhöht die Energieeffizienz des gesamten Systems, weil die sonst für diese
Wärmeerzeugung eingesetzte Energie in erheblichem Umfang eingespart werden kann (vgl.
Abb. 4.3).
Stromerzeugung
Energieeinsatz
Abwärme
Abb. 4.2: Schema Stromerzeugung
Aus Gründen der Verbesserung der Energieeffizienz und damit auch der Umweltbilanz der Energieversorgung wird seit langem gefordert, einen höheren Anteil von Strom in Kraft-WärmeKopplungsanlagen zu erzeugen. Bei der Kraft-Wärme-Kopplung entstehen zwei nutzbare Produkte, nämlich Wärme und Strom. Gedanklich kann man daher eine Kraft-Wärme-Kopplungsanlage als zwei Anlagen verstehen: Ein Teil erzeugt Elektrizität, der andere Wärme. Üblicherweise benutzt man ein solches Gedankenmodell zur Aufteilung der Kosten. Eine mögliche Vorgehensweise ist dann, die Kosten der Stromerzeugung an einer Anlage ohne Kraft-WärmeKopplungsmöglichkeiten zu bemessen und alle zusätzlichen Kosten der Wärmeversorgung zuzurechnen.
19
Stromerzeugung
Energieeinsatz
Wärmenutzung
Zusatzbedarf
Abwärme
Abb. 4.3: Schema Kraft-Wärme-Kopplung
Wird aus einem Stromerzeugungsprozeß entstehende Wärme wirtschaftlich genutzt, so erhöht
sich die Wertschöpfung dieses Prozesses. Auf der anderen Seite hängt die wirtschaftliche Nutzung davon ab, daß die Wärme kostengünstig zum Einsatzort transportiert werden kann. Da die
Transportkosten von Wärme erheblich höher sind als die Transportkosten von Strom, müssen
KWK-Anlagen notwendigerweise verbrauchernah sein und sind dadurch auch in ihrer Größe
vom jeweiligen örtlichen Wärmepotential abhängig. Strombedarf und Wärmebedarf treten nicht
notwendigerweise parallel auf, so daß eine Entkopplung zwischen beiden durch Beschränkung
der Wärmeproduktion aus KWK auf einen Teil des möglichen Wärmeabsatzes oder Einsatz eines Wärmespeichers erforderlich ist. Bei bestimmten Erzeugungsanlagen besteht auch die
Möglichkeit, Wärme- und Stromproduktion variabel zu gestalten. Eine solche Variationsmöglichkeit hilft auch, bei abnehmendem Wärmebedarf, die Stromproduktion aufrechtzuerhalten.
Die KWK-Potentiale lassen sich unterscheiden nach dem Wärmebedarf von
•
Industriebetrieben. Der Bedarf ist häufig sehr ortsbezogen und hoch konzentriert, so daß
ein hohes Potential besteht, wenn auch der Strom verwertbar ist. Andererseits ist dieses
Potential an eine spezifische Produktion und deren spezifische Marktrisiken gebunden.
•
Heizungs- und Warmwasserbedarf in Wohnungen und Gewerberäumen: Dieser Bedarf ist
typischerweise sehr ungleichmäßig, da ein hoher Wärmebedarf nur in wenigen Wintermonaten auftritt, je nach Besiedelung dünn über die Fläche verteilt und daher anders strukturiert als bei industriellen Anwendungen.
Das Potential kann durch Fernwärme (Stadt- oder Stadtteilnetze) oder Nahwärme (Wohnblocks
oder verbundene Wohnblocks) erschlossen werden.
Betrachtet man die KWK als eine Ersatzquelle für Kernkraftwerke, so muß bei einer längerfristigen Analyse davon ausgegangen werden, daß sich die KWK in Konkurrenz zu neuen Anlagen
der Stromerzeugung und der Wärmeerzeugung als wirtschaftlich zumindest gleichwertig erweisen muß.
Das technische Potential der KWK ist groß und liegt inklusive der industriellen KWK bei etwa
einem Drittel der Stromerzeugung. Davon ist bisher nur ein kleiner Teil realisiert. Häufig wird
behauptet, der Ausstieg aus der Kernenergie sei eine Voraussetzung für einen verstärkten Einsatz von KWK. An diesem Argument ist richtig, daß reichliche Kapazitäten in großen, relativ
kostengünstigen Erzeugungsanlagen ein Hemmnis für den Bau neuer Anlagen darstellen, die
mit ihren gesamten Kosten gegen die Teilkosten alter Anlagen antreten müssen. Allerdings ist
dieses Argument völlig neutral gegenüber der Primärenergiequelle der vorhandenen Anlagen.
Man könnte also genauso behaupten, daß das reichliche Vorhandensein großer kohlegefeuerter Kraftwerke die Einführung der Kraft-Wärme-Kopplung behindert.
Der Einführung der KWK stehen damit zweierlei Hemmnisse entgegen:
•
die reichlich vorhandenen Kapazitäten am Strommarkt und
•
die spezifischen Hemmnisse, die sich aus der wirtschaftlichen Verwertung der Wärme in
Konkurrenz zu z.B. Erdgas und Einzelheizung ergeben.
20
Wir betrachten im folgenden nur das erste Hemmnis, da die Bedingungen auf der Wärmeseite
sehr spezifisch von örtlichen und regionalen Faktoren abhängen.
Abb. 4.4 zeigt den erwarteten Abgang fossiler Kraftwerke in den nächsten dreißig Jahren. Praktisch der gesamte Bestand wird in diesem Zeitraum einmal zu erneuern sein. Ab dem Jahre
2008 steigt der Ersatzbedarf bis zum Jahre 2015 sehr stark an und erreicht eine Jahresrate von
bis zu drei GW.
Die Abb. 4.5 zeigt die gleichen Zahlen in kumulierter Form. Daraus läßt sich ersehen, daß etwa
bis zum Jahre 2015 dreißig GW an fossiler Leistung zu ersetzen sind, wenn die gleiche Stromproduktion erbracht werden muß.
Abgang alte Anlagen
GW
4.0
3.5
Gas
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
Kohle
0.5
30
28
20
26
20
24
20
22
20
20
20
18
20
16
20
14
20
12
20
10
20
08
20
06
20
04
20
02
20
00
20
20
19
98
0.0
Abb. 4.4: Abgang fossiler Kraftwerke bis 2030
Hier ergibt sich also ein hohes Potential für den Einsatz der KWK. Dabei sei noch darauf hingewiesen, daß die in den Abbildungen dargestellten Werte sich ausschließlich auf die öffentliche Stromversorgung beziehen, während industrielle Eigenanlagen der Stromerzeugung hier
nicht enthalten sind.
Die bis zum Jahre 2015 zu ersetzenden fossilen Kapazitäten übersteigen die gesamte in
Deutschland installierte Kernkraftleistung bei weitem.
Ob und inwieweit dieser Ersatz durch Kraft-Wärme-Kopplung stattfinden wird, ist vor allem eine
Frage der institutionellen Bedingungen des Strommarktes. Diese verändern sich zur Zeit im
Rahmen der Marktöffnung dramatisch. Zur Zeit werden die Ausbaumöglichkeiten für KWK aufgrund der stark fallenden Strompreise eher skeptisch beurteilt. Jedoch bietet der neue Ordnungsrahmen auch vielfältige Vorteile, weil sich die Strompreise für den Bezug von Strom (bisher hoch) und die Einspeisung von Strom aus KWK-Anlagen durch einen Betreiber (bisher eher
niedrig) stärker angleichen.
Abgang fossile KW kumuliert
GW
60.0
50.0
40.0
30.0
20.0
10.0
30
20
28
20
26
20
24
22
20
20
20
20
18
16
20
20
14
12
20
10
20
20
08
06
20
04
20
20
02
00
20
20
19
98
0.0
Abb. 4.5: Abgang fossile Kraftwerke (kumuliert)
Es ist durchaus denkbar, daß in Zukunft noch stärker dezentrale Technologien Verbreitung finden werden und dann auch kleine Wärmepotentiale durch örtliche KWK-Anlagen bedient werden können. So wird erwartet, daß künftig Strom aus Erdgas in Brennstoffzellen erzeugt werden
21
kann, deren Größe relativ flexibel auf den jeweiligen Bedarf abgestimmt werden kann. Da damit
auch Siedlungsbedarfe abgedeckt werden können, können die zusätzlichen Kosten für die
Wärmeverteilung sehr klein bleiben, was die wirtschaftliche Bilanz der Systeme verbessern
könnte.
Auch ist darauf hinzuweisen, daß die Besteuerung von Energieträgern zur Wärmeerzeugung
(Erdgassteuer, Heizölsteuer) sich zulasten der Einzelheizung auswirkt, weil diese die Energie
schlechter ausnutzt als das KWK-System.
Zu einem gewissen Grad kommt es natürlich darauf an, ob in Zukunft die Kraft-WärmeKopplung als effizientere Energienutzung gewollt ist. In diesem Fall könnten politische Maßnahmen zur Verbreitung der KWK beitragen, wie dies in anderen europäischen Nachbarländern
(Niederlande, Dänemark) bereits der Fall war. Denn es besteht eine Lücke zwischen dem
volkswirtschaftlichen Vorteil der besseren Energieeffizienz bei Einsatz von KWK auf der einen
Seite und den betriebswirtschaftlichen Risiken des Ausbaus von Wärmenetzen mit ihren hohen
Investitionen und der langfristigen Kapitalbindung.
Geringerer Energiebedarf durch gekoppelte Erzeugung von Wärme und Strom führt auch zu geringeren Umweltbelastungen. Allerdings hängt dieser Emissionsvorteil davon ab, welcher Energieträger zur Stromerzeugung eingesetzt wird.. Eine Umsetzung der KWK-Potentiale könnte die
CO2-Emissionen des Stromsektors um bis zu 20 % verringern, wenn Erdgas eingesetzt wird.
Ob dieses Potential realisierbar ist, hängt u.a. aber auch davon ab, welche anderen Maßnahmen zur Reduktion des Energieverbrauchs in anderen Bereichen ergriffen werden. Es ist bekannt, daß durch bessere Wärmedämmung von Gebäuden der Energieverbrauch zur Raumheizung in erheblichem Umfang reduziert werden kann. Es ist auch davon auszugehen, daß auf
diesem Gebiet gesetzliche Maßnahmen, die es schon für Neubauten gibt, in Zukunft auch stärker bei Altbauten greifen werden. Der dadurch verringerte Wärmebedarf verringert natürlich
auch das Potential der Kraft-Wärme-Kopplung.
Nimmt man alle in den nächsten dreißig Jahren abgehenden Kraftwerke in Deutschland zusammen, so zeigt sich, daß fast der gesamte Bestand ersetzt werden muß. Ein Ausstieg aus
der Kernenergie ist keine notwendige Voraussetzung, um die KWK in Deutschland voranzubringen. Für die Weiterentwicklung der KWK sind leistungsfähige, kostengünstige und gut auf
den örtlichen Bedarf abzustimmende kleinere Anlagen wichtig. Diese müssen sich auch längerfristig als konkurrenzfähig gegen die Großproduktion von Strom in kostengünstigen Großanlagen erweisen.
22
4.2. Rolle der erneuerbaren Energiequellen
Energiequelle
Solarstrahlung
Wasserkraft
Windkraft
Biomasse
Erdwärme
Solarstrahlung
Biomasse
Umgebungswärme
Umwandlung
PV Anlage, Solarthermisches Kraftwerk
Wasserkraftwerk
Windenergiekonverter
(Heiz-) Kraftwerk
Geotherm. (Heiz-)
Kraftwerk
Kollektor, Absorber,
Passive Nutzung
Heizkessel
Wärmepumpe, Absorber
Erzeugte
Energie
Strom
Strom und
Wärme
Wärme
Biomasse
Biogasanlage, Alkoholfermenter, Kompaktier-, AufbereitungsBrennstoff
anlage
Solarstrahlung
Photoelektrochemische
Zellen
Quelle: Wagner, Rouvel, Schaefer (1997)
Tab. 4.2: Erneuerbare Energiequellen
Die Nutzung erneuerbarer Energiequellen kann in der Zukunft die Möglichkeit bieten, bisher
eingesetzte Energieträger zu ersetzen. Tab. 4.2 zeigt die verschiedenen Einsatzmöglichkeiten
erneuerbarer Energie. Zur Stromerzeugung kommen insbesondere Wasserkraft, Windkraft, direkte Nutzung der Sonnenstrahlung durch Fotovoltaik oder andere Solarkraftwerke sowie die
Verbrennung von Biomasse in Frage.
Erneuerbare Energie 1998
Wasserkraft (geschätzt)
Brennholz (1994)
Klärschlamm, Müll (1994)
Klärgas (1994)
Wind (geschätzt)
Photovoltaik
Insgesamt
Primärenergieverbrauch gesamt
Beitrag EEQ insgesamt ca.
Stromerzeugung EEQ 1998
Wasserkraft
Wind ca.
Müll etc. ca.
Biomasse ca.
Fotovoltaik
Gesamt
entspricht ca.
PetaJoule
59
(47)
(92)
(13)
18
0,04
284
14320
2%
TWh
19
4,6
2
1
0,03
26,5
5%
Quelle: BMWi, Energiedaten ´99; Energiebilanz; eigene Berechnungen; für Strom: IWR Münster
Tab. 4.3: Beitrag erneuerbarer Energie, D 1998
Tab. 4.3 zeigt den Beitrag der erneuerbaren Energie zur gesamten Energieversorgung und zur
Stromerzeugung in Deutschland. Etwa 2 % des gesamten Primärenergieeinsatzes stammen
23
heute aus erneuerbaren Quellen, bei der Stromerzeugung sind es etwa 5 %, wobei hauptsächlich Wasserkraft und Windkraft eingesetzt werden.
Da das Potential der Wasserkraft weitgehend ausgenutzt ist und eine weitere Steigerung der
Wassserkraft auch in Nutzungskonflikte mit Belangen des Naturschutzes gerät, muß eine Steigerung des Beitrags von EEQ zur Stromerzeugung im wesentlichen aus anderen Quellen erfolgen.Heute wird der Einsatz regenerativer Energie in der Stromerzeugung durch das Stromeinspeisegesetz gefördert. Erzeuger von regenerativem Strom erhalten einen gesetzlich festgelegten Mindestpreis, der an das durchschnittliche Strompreisniveau angebunden ist. Der erneuerbare Strom wird also in das allgemeine Stromsystem eingemischt und die Verbraucher bezahlen in ihrem Strompreis diejenigen erneuerbaren Energieträger automatisch mit, die gemessen am Marktpreis wirtschaftlich nicht tragbar wären. Dieses Förderinstrumentarium muß heute
aufgrund der Liberalisierung des Strommarktes überprüft werden.
Unabhängig davon, wie die Diskussion zu neuen Instrumenten der Förderung regenerativer Energie am Strommarkt ausgehen wird, läßt sich sagen, daß auf jeden Fall zukünftig eine zusätzliche Finanzierung für erneuerbare Energiequellen erforderlich ist. Bei Wind ergibt sich der
Finanzbedarf im wesentlichen aus der Qualität des Standortes. Je mehr Wind an einem Standort „geerntet" werden kann, um so besser ist die wirtschaftliche Bilanz der Erzeugung an diesem Standort. Da die „Ernte“ von der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit abhängig ist, haben auch kleine Unterschiede der Standorte große Bedeutung (eine um 10% höhere Windgeschwindigkeit erhöht die Ausbeute um etwa ein Drittel!).
Da die besseren Standorte jedoch bereits vergeben sind, ist eine weitere Ausdehnung nur dadurch möglich, daß
•
Standorte entwickelt werden, die eine ungünstigere durchschnittliche Windgeschwindigkeit
aufweisen, was zu höheren Kosten führen müßte, und
•
an vorhandenen Standorten später einmal neuere, leistungsfähigere und größere Anlagen
installiert werden, die die Ausbeute noch erhöhen können und
•
neue Potentiale vor den Küsten durch „off shore“ Anlagen erschlossen werden.
Das besondere Problem der Windenergie besteht darin, daß aufgrund des ungleichmäßig anfallenden Angebots der Beitrag der Windenergie nicht zuverlässig eingeplant werden kann, so
daß zusätzlich zu jedem Windkraftwerk weitere Kraftwerksleistung verfügbar sein muß, die die
Leistung des Windkraftwerks ersetzt, wenn der Wind nicht zur Verfügung steht.
Interessante Möglichkeiten bietet der Einsatz von Biomasse zur Verbrennung, da es sich hier
um eine planbare Energiequelle handelt. Wegen der niedrigen Energiedichte von einsetzbaren
Biomassen ist der Transportaufwand jedoch relativ hoch, für den Einsatz solcher Stoffe sind
daher eher dezentrale Anlagen geeignet.
Es entspricht den heutigen Forderungen, daß steigende Anteile von Strom aus erneuerbaren
Energien erzeugt werden. Wir haben dies in allen im folgenden Kapitel dargestellten Szenarien
in gleicher Weise berücksichtigt. Es werden größere Kapazitäten für Kraftwerke auf der Basis
erneuerbarer Energien eingerichtet. Man könnte nun sagen, dies sei eher nur im Kernenergieausstiegsfall erforderlich. Dies ist jedoch so nicht richtig. Die erneuerbare Energie ist für die zukünftige Energieversorgung von so großer Bedeutung, daß sie auf jeden Fall entwickelt werden
muß, unabhängig davon, welche Kraftwerke sonst eingesetzt werden. Wir haben sie also als
einen Teil der Modernisierung des Kraftwerksparks in Deutschland mit vorgesehen.
Auch aus methodischen Gründen ist dieses Vorgehen richtig: würde man den Ausbau der erneuerbaren Energien insbesondere mit dem Ausstieg aus der Kernenergie verbinden, so würde
dies die Kosten des Ausstiegs gegenüber dem Referenzfall erhöhen. Dies wäre jedoch ein Vergleich von Unvergleichbarem. Dabei ist auch zu beachten, daß die Verfügbarkeit einiger erneuerbarer Energien (wie Wind und Sonne) aufgrund der Unstetigkeit ihres natürlichen Energiedargebots wesentlich geringer ist als bei konventionellen Kraftwerken, so daß nur ein Mix von erneuerbaren Energien (z.B. Wind in Kombination mit Biomasse) oder ein Mix von erneuerbaren
mit konventionellen Anlagen mit flexibler Auslegung (z.B. Wind in Kombination mit Gaskraftwerk) das gesamte Lastband abdecken kann.
24
4.3. Verbesserung der Energieeffizienz
Betrachtet man den gesamten Energieverbrauch Deutschlands von der Primärenergiegewinnung bis zur letztlich erwünschten Energiedienstleistung (Nutzenergie), so zeigt sich, daß nur
etwa ein Drittel der gesamten eingesetzten Energie zu Nutzenergie wird.
Zwei Drittel gehen entweder im Umwandlungsbereich, z.B. bei der Stromerzeugung oder in den
Umwandlungseinrichtungen des Nutzers selbst verloren, d.h. können für den gewünschten Nutzungszweck nicht eingesetzt werden.
Energiebilanz
Primärenergie
Endenergie
Nutzenergie
30%
35%
Umwandlungsverluste
und Eigenverbrauch
35%
Verluste
Quelle: nach RWE Energiebilanz 1995
Abb. 4.6: Energieffizienz in Deutschland
Eine Verbesserung der Energieausnutzung ist damit eine wichtige Quelle, um künftig mit weniger Energieeinsatz den gleichen Nutzen zu erzielen. Schließlich kann auch überprüft werden, in
welchen Nutzungsbereichen wieviel Energie überhaupt erforderlich ist, um einen bestimmten
Nutzungswert zu erzeugen.
Die Tab. 4.4 zeigt den Energieeinsatz in verschiedenen Anwendungsfeldern und die dabei auftretenden Verluste bei der Umwandlung in Nutzenergie. Zusammengefaßt ergeben sich folgende Möglichkeiten:
•
Verbesserung der Energieausnutzung im Umwandlungssektor (vgl. hierzu auch oben Abschnitt 4.1 zur Kraft-Wärme-Kopplung),
•
Verbesserung der Energieeffizienz bei den Energienutzern und schließlich
•
Überprüfung des Nutzenergiebedarfs ("Energieeinsparung").
End- Verlust NutzNutenergie
energie zungsgra
d
Industrie
Mt SKE
%
Prozeßwärme
57
23.4
33.6
58.9%
Raumwärme
9.5
2.8
6.7
70.5%
mech. Energie
15.7
5.7
10
63.7%
Beleuchtung
1.2
1.1
0.1
8.3%
Information/Komm.
1
0.1
0.9
90.0%
Gesamt
84.4
33.1
51.3
60.8%
Verkehr
Prozeßwärme
Raumwärme
mech. Energie
Beleuchtung
0
0.3
88.3
0.3
0
0.1
72.4
0.3
0
0.2
15.9
0
0.0%
66.7%
18.0%
0.0%
25
Information/Komm.
Gesamt
0.3
89.2
0
72.8
0.3
16.4
100.0%
18.4%
Haushalt
Prozeßwärme
Raumwärme
mech. Energie
Beleuchtung
Information/Komm.
Gesamt
13.6
69.4
4.5
1.4
1.7
90.6
7.3
18.7
2.7
1.3
0.5
30.5
6.3
50.7
1.8
0.1
1.2
60.1
46.3%
73.1%
40.0%
7.1%
70.6%
66.3%
End- Verlust NutzNutenergie
energie zungsgra
d
Mt SKE
Gewerbe/Handel, Dienstleistungen
Prozeßwärme
11.8
6.7
Raumwärme
27.9
8.1
mech. Energie
10.2
4.3
Beleuchtung
2.8
2.6
Information/Komm.
1.2
0.2
Gesamt
53.9
21.9
%
5.1
19.8
5.9
0.2
1
32
43.2%
71.0%
57.8%
7.1%
83.3%
59.4%
Alle Sektoren
Prozeßwärme
82.4
37.4
45
Raumwärme
107.1
29.7
77.4
mech. Energie
118.7
85.1
33.6
Beleuchtung
5.7
5.3
0.4
Information/Komm.
4.2
0.8
3.4
Gesamt
318.1 158.3
159.8
Quelle: RWE Energiebilanz 1995
Tab. 4.4: Endenergie und Nutzenergie
54.6%
72.3%
28.3%
7.0%
81.0%
50.2%
Die Potentiale zur Effizienzverbesserung und Einsparung sind in allen Wirtschaftsbereichen
hoch. In der Diskussion werden jedoch häufig allgemeine Energieeinsparungspotentiale mit solchen, die spezifisch im Stromsektor zur Verfügung stehen, verwechselt.
In bezug auf Elektrizität stehen folgende Verbesserungspotentiale zur Verfügung:
•
Ersatz von Strom durch Nicht-Strom, z.B. bei der Wärmeerzeugung,
•
Verbesserung der Effizienz von elektrischen Geräten und Nutzungssystemen und
•
Reduktion des Nutzenergiebedarfs bei bestimmten Anwendungen.
Die Einsatzeffizienz der Stromanwendungen ist z.T. direkt an die verwendete Gerätetechnik
gebunden und zum Teil verhaltensbedingt.. Dazu gehören etwa auch die Leerlaufverluste von
Elektrogeräten, die auf etwa 20 TWh geschätzt werden. Die Verbesserung der technikbedingten
Energieeffizienz braucht so viel Zeit, bis der Gerätebestand einmal erneuert wirde.
Auf der anderen Seite gibt es viele Möglichkeiten der ordnungspolitischen Beeinflussung des
Effizienzstandards von Geräten, die bei Neugeräten zum Einsatz kommen und damit längerfristig das Verbrauchsniveau senken könnten. Vergleicht man beste verfügbare Technik mit durchschnittlich installierter Technik, so ergeben sich große Einsparpotentiale im Hinblick auf den
spezifischen Verbrauch von Geräten. Bei konstanter Bevölkerung und konstanter Geräteausstattung ist damit ein sinkender Bedarf sehr wahrscheinlich. Große Unbekannte bei solchen Überlegungen ist allerdings die Entwicklung der Bevölkerung und des Sozialprodukts in Zukunft,
die direkt oder indirekt die künftige Anzahl von Elektrogeräten und deren Einsatz bestimmen.
Davon hängt dann ab, inwieweit auch der absolute Verbrauch sinkend oder steigend sein wird.
26
Im Moment wird für die Zeit nach 2005 aufgrund der Altersstruktur in Deutschland eine sinkende Bevölkerungsentwicklung prognostiziert. Von wesentlichem Einfluß für die tatsächliche Bevölkerungsentwicklung ist jedoch die Zuwanderung. Angesichts bevorstehender EU-Erweiterungen in Richtung Osten und einer hohen Attraktivität von Deutschland als Einwanderungsland ist
die Frage der künftigen Zuwanderung für viele ökonomische Größen und die daraus folgenden
Verbrauchsverhältnisse für Energie von großer Bedeutung. Indirekt entscheidet hier die Politik
mit der zugelassenen Zuwanderung auch über die Folgeeffekte bei Energie- und Stromverbrauch.
27
5. Ausstiegsvarianten
Wie geht man nun vor, um den Wert des Beitrags der Kernenergie zu ermitteln? Wir benutzen
in dieser Studie die Methode des Vergleichs. Dabei vergleichen wir eine Entwicklung der
Stromversorgung mit Kernkraft mit einer solchen ohne Kernkraftwerke, so daß deren Erzeugung dann von anderen Anlagen übernommen werden muß. Bei Vergleichen kommt es immer
darauf an, Vergleichbares aufeinander zu beziehen. Wir untersuchen, wie sich eine unterschiedliche Entwicklung des Kraftwerksparks in Deutschland auswirkt. Kraftwerke sind Anlagen
mit langer Lebensdauer. Insofern muß sich eine solche Untersuchung notwendigerweise auf einen langen in der Zukunft liegenden Zeitraum beziehen.
Die Zukunft ist unbekannt und ungewiß. Deshalb müssen für die Zukunft Annahmen getroffen
werden. Wir benutzen in unserer Untersuchung ein Simulationsmodell, mit dem wir verschiedene Zukünfte miteinander vergleichen können. Dabei haben wir darauf geachtet, daß möglichst
viele in der Zukunft liegende unbekannte Tatbestände aus dem Modellvergleich herausgehalten
werden, wir konzentrieren uns also auf die wesentliche Frage: wie wirkt sich die Verfügbarkeit
oder Nichtverfügbarkeit der Kernkraftwerke aus? Unterschiedliche Annahmen über die Zukunft
werden durch zusätzliche Sensitivitätsrechnungen über die Entwicklung der Stromnachfrage,
sowie die Preise und Kosten untersucht.
Die Abb. 1.1 zeigt den Beitrag der Kernenergie zur Stromerzeugung bis zum Jahre 2030 unter
der Annahme einer Lebensdauer von 40 Jahren. Allmählich muß die Erzeugung dieser Anlagen
durch die neuerer Anlagen ersetzt werden. Die Entscheidung darüber kann nun nicht allein auf
der Basis der Betrachtung dieser Anlagen stattfinden. Stromerzeuger müssen ihre Erzeugungskapazität an die Nachfrage anpassen. Dabei spielt neben den Kosten insbesondere eine Rolle,
wie flexibel die Anlagen im Hinblick auf den Lastverlauf eingeplant werden können. Wir haben
deshalb den Gesamtzusammenhang der Stromerzeugungsanlagen dadurch berücksichtigt, daß
wir den gesamten Kraftwerkspark in die Analyse einbeziehen. Unser Modell enthält eine Liste
aller Kraftwerke und deren erwarteter Lebensdauer.
In der Zukunft wird sich sicherlich die Nachfrage nach Strom ändern. Im allgemeinen geht man
heute davon aus, daß sie in der Größenordnung von 0,5 bis 1 % pro Jahr wachsen wird. Da
auch durchaus andere Entwicklungen vorstellbar sind, wollten wir diese Frage nicht zum Gegenstand unserer Untersuchung machen. Wir betrachten daher die zukünftige Nachfrage nach
Elektrizität als gegeben und konstant. Dies soll nicht als Prognose verstanden werden, sondern
lediglich als eine gute Voraussetzung für einen Vergleich unterschiedlicher Erzeugungsvarianten. Dieser ist dann nicht mit der zusätzlichen Frage behaftet, wie sich wohl in Zukunft die
Stromnachfrage entwickeln wird. Andere Nachfrageentwicklungen werden durch Sensitivitätsrechnungen im Hinblick auf ihren Einfluß überprüft.
Die derzeit vorhandenen Kraftwerke können in Grenzen anders eingesetzt werden als bisher.
Auf der anderen Seite haben auch diese eine Altersstruktur und während des Zeithorizonts bis
zum Jahr 2030 werden viele dieser alten Anlagen durch neue Anlagen ersetzt werden müssen.
Es ist folgerichtig, daß Überlegungen über den Ersatz solcher Anlagen auch im Zusammenhang
mit dem zukünftigen Schicksal der Kernkraftwerke vorgenommen werden. Insofern betrachten
wir den gesamten Kraftwerksbestand, wie er derzeit existiert und stellen Überlegungen an, wie
dieser sich entwickeln muß, um auch in Zukunft die gleiche Produktion zu liefern wie heute. Bei
den Kernkraftwerken existieren genaue Statistiken über Größe, Baujahr usw. Bei den übrigen
Kraftwerken sind entsprechend genaue Angaben über die Altersstruktur nicht vorhanden. Hier
waren wir teilweise auf Schätzungen angewiesen.
Bei einem Verzicht auf die Kernenergie müssen die vorhandenen Anlagen anders eingesetzt
werden als derzeit, und es müssen auch neue Anlagen gebaut werden, um die ausfallende Erzeugung zu ersetzen. Um alle diese Probleme nachvollziehbar zu analysieren und damit unterschiedliche Zukunftsszenarien zu simulieren, haben wir in unserem Modell den gesamten
Kraftwerkspark der Bundesrepublik detailliert nachgebildet. Allerdings betrachten wir nicht die
Tatsache, daß Strom von verschiedenen Unternehmen erzeugt wird, die auch miteinander in
Konkurrenz stehen. Quasi betrachten wir den gesamten Kraftwerkspark als den Park einer
„Deutschland AG“, die die Entscheidungen über die Struktur und Entwicklung dieses Kraftwerksparks in der Zukunft nach einheitlichen Kriterien vornimmt. Für eine volkswirtschaftliche
Betrachtung ist dies angemessen. Darüber hinaus gestattet unsere Betrachtungsweise mit der
Konzentration auf einen Ausschnitt des gesamten Stromsystems (nämlich die heutige Höhe der
28
Nachfrage) auch eine optimale Anpassung des künftigen Kraftwerksparks an diese Nachfrage.
Wir können damit viele Fragen außer Betracht lassen, z.B. die Frage nach der künftigen Rolle
von Stromimporten oder der künftigen Rolle der Verbesserung der Energieeffizienz, weil alle
diese sich auf den Zuwachs der Nachfrage auswirken, den wir aber nicht betrachten.
Die Abb. 5.1 zeigt den Gesamtzusammenhang der Stromerzeugung in den drei verschiedenen
Szenarien. Insgesamt ist der größte Teil der heutigen Erzeugung bis zum Jahr 2030 aus neuen
Anlagen zu erbringen, die bisherige fossile Kraftwerke und Kernkraftwerke ersetzen werden.
Der Beitrag erneuerbarer Energiequellen (EEQ) wurde von uns vorgegeben (vgl. dazu unten).
Stromerzeugung
TWh
500
450
EEQ
400
350
Kohle und Gas Ersatz
300
Kohle und Gas alt
250
200
150
Ersatz KKW
100
27
29
20
20
25
20
23
21
20
17
19
20
20
15
13
A2030
20
20
09
20
07
20
03
05
20
20
99
01
20
19
97
19
11
A2019
20
A2005
0
20
50
Abb. 5.1: Stromerzeugung (Szenarien)
Wir haben uns nun in die Rolle eines Kraftwerksplaners versetzt und uns gefragt, welche Kraftwerke in Zukunft im deutschen Kraftwerkspark von Bedeutung sein werden. Die dabei zugrunde
gelegten Einschätzungen sind durch die gegenwärtigen Kosten für Kraftwerksbauten sowie die
Kosten der Energieträger bestimmt.
Wie die Abbildung zeigt, besteht auch bei den fossilen Kraftwerken, die etwa zwei Drittel zur Erzeugung beitragen, ein hoher Ersatzbedarf. Fast der gesamte Bestand muß bis zum Jahre
2030 ersetzt werden (vgl. hierzu auch die Abb. 4.3 und Abb. 4.4).
Das Simulationsmodell übernimmt nun die Aufgabe eines neutralen Kraftwerksplaners. Es paßt
die Angebotsstruktur an die Nachfrage an, es plant den Einsatz der vorhandenen Kraftwerke im
Rahmen der technischen Möglichkeiten und nach Maßgabe der jeweiligen Brennstoffpreise und
entscheidet über den Zubaubedarf, wobei der jeweilig kostengünstigste Anlagenmix ausgewählt
wird.
Wir haben unsere Rechnungen für drei verschiedene Ausstiegsszenarien durchgeführt und bewerten die volkswirtschaftliche Bedeutung der Kernenergie anhand der Differenz zwischen diesen Fällen. Der erste Fall beschreibt das Auslaufen der Kernkraftwerke entsprechend ihrem
technischen Ableben bei einer unterstellten Lebensdauer von 40 Jahren. Der zweite Fall beschreibt einen Ausstieg aus der Kernenergie bis zum Jahre 2019 und der dritte Fall einen
schnellen Ausstieg bis zum Jahre 2005. Aufgrund der Altersstruktur der „anderen“ Kraftwerke
ergeben sich auch in diesem Bereich über die Zeit erhebliche Veränderungen. Insofern unterscheiden sich die Szenarien auch durch die Auslegung der anderen Kraftwerke für eine längere
Übergangszeit. Der Endzeitpunkt der Szenarien (2030) ist so gewählt, daß bis dahin auch bei
einem technischen Auslaufen alle zur Zeit bestehenden Kernkraftwerke ersetzt werden müssen.
Insofern treffen sich dann die Szenarien hier wieder. Der Anlagenmix in diesem Jahr ist aber in
29
den Szenarien nicht zwingend gleich, weil aufgrund der unterschiedlichen Bedingungen im
Laufe der Zeit in den jeweiligen Szenarien andere Entscheidungen über den Ersatz von Kraftwerken getroffen werden können.
5.1. Definition der Szenarien
In der öffentlichen Diskussion sind verschiedene Varianten der Abwicklung der Kernenergie in
Diskussion. Unsere Variante Ausstieg 2005 stützt sich auf Überlegungen, die von Bündnis 90/Die Grünen vorgebracht wurden. Hier war daran gedacht, die Betriebsgenehmigungen
für Kernkraftwerke nachträglich auf 25 Jahre zu befristen und zusätzlich ein Endjahr für den
Ausstieg vorzusehen. In unserem Ausstiegsszenario ist dies so umgesetzt, daß sukzessive alle
Kernkraftwerke, die das Alter von 25 Jahren überschreiten, abgeschaltet werden und weiterhin
alle übrigen KKW bis Ende 2004 vom Netz gehen.
In dem mittelfristigen Ausstiegsszenario bis zum Jahre 2019 wird unterstellt, daß alle Kernkraftwerke eine maximale Lebensdauer von 40 Jahren erreichen können, soweit dies bis zum
Jahr 2019 möglich ist. Auf jeden Fall werden aber spätestens in diesem Jahr alle Kernkraftwerke abgeschaltet.
Ausstieg 2005: Mit einer Übergangsfrist von einem Jahr ab Inkrafttreten der gesetzlichen Neufassung wird die Genehmigungsdauer für jedes Kernkraftwerk auf maximal 25 Betriebsjahre
beschränkt und zusätzlich erfolgt die endgültige Abschaltung aller verbleibenden Kernkraftwerke zum Jahresende 2004.
Ausstieg 2019: Die Genehmigungsdauer bleibt grundsätzlich unbefristet. Alle KKW laufen jedoch maximal 40 Kalenderjahre und werden spätestens im Jahr 2019 abgeschaltet.
Ausstieg 2029 (Referenzszenario): Die Genehmigungsdauer bleibt unbefristet. Für jedes Kernkraftwerk wird eine maximale Nutzungsdauer von 40 Jahren angesetzt. Es ergibt sich ein sukzessiver Rückgang der Nutzung der bestehenden Kernkraftwerke bis zum Jahresende 2028.
5.2. Eine einfache Abschätzung
Eine erste Annäherung an die Bewertung des Beitrags der Kernenergie erfolgt zunächst auf der
Basis einer sehr einfachen Abschätzung, die auch gleichzeitig dazu dient deren methodische
Grenzen aufzuzeigen.
Ausstieg
KKW Differenz zu 2029
[TWh]
2005
1018
2746
2019
3268
496
2029
3764
Tab. 5.5: Erzeugung der KKW in den Szenarien
Die Tabelle zeigt die Erzeugung von Strom in den Kernkraftwerken in den drei verschiedenen
Szenarien. Eine einfache Bewertung des Werts der Kernenergie kann dadurch erfolgen, daß
die im Referenzfall mehr erzeugten Kilobwattstunden mit dem durchschnittlichen Mehrpreis bewertet werden, der im Ausstiegsfall anzusetzen wäre.
Die Brennstoff- und Betriebskosten der Stromerzeugung abgeschriebener KKW betragen etwa
0,04 DM/kWh. Die Mehrkosten für Strom aus anderen (neuen) Kraftwerken liegen je nach eingesetztem Energieträger und nach Kraftwerksart zwischen 0,025 und 0,05 DM/kWh.
Ausstieg Mehrkosten
[Mrd. DM]
2005
69
2019
12
Tab. 5.6: Mehrkosten (einfache Bewertung)
30
Die Tabelle zeigt die entsprechenden Mehrkosten bei Annahme von spezifischen Mehrkosten in
Höhe von 0,025 DM/kWh. Wie sich später zeigen wird, ist dies aber (auf der Basis heutiger
Brennstoffpreise) eine Überschätzung der tatsächlichen Mehrkosten. Hierfür sind zwei Gründe
maßgeblich:
1. Bei dieser Rechnung wird so getan, als ob sämtliche von den KKW noch zu erzeugenden
Kilowattstunden durch andere neue Kraftwerke erzeugt werden müßten. Dies muß jedoch
je nach Auslastung der anderen Anlagen nicht der Fall sein.
2. Die im Ausstiegsfall gebauten Ersatzanlagen sind nach einer bestimmten Zeit ebenfalls voll
abgeschrieben und müssen dann nur noch ihre Brennstoff- und Betriebskosten einspielen.
Da der Betrachtungszeitraum über mehr als 30 Jahre reicht, Kraftwerke normalerweise aber
über 20 Jahre abgeschrieben werden, ist dies für unsere Analyse relevant.
Die einfache Rechnung gibt jedoch einen guten Hinweis auf die Größenordnung der Ausstiegskosten. Dabei ist aber besonders zu beachten, daß diese einfache Rechnung auf der Annahme
konstanter Preise der Ersatzbrennstoffe fußt. Tatsächlichen können sich im Laufe der Zeit die
Preise für Ersatzbrennstoffe wie Erdgas und Steinkohle stark ändern. Die Nutzung der Kernkraft
ist insoweit eine Art Versicherung gegen solche Preisrisiken. Dieser Aspekt kommt bei einer
solchen einfachen Betrachtung nicht zum Ausdruck. Er führt zu einer Unterschätzung der Ausstiegskosten.
Methodisch läßt sich daher ein wesentlich besseres Ergebnis erzielen, wenn die Entwicklung
des gesamten Kraftwerksparks betrachtet wird und wenn auch unterschiedliche Annahmen über die Entwicklung der Preise der Brennstoffe berücksichtigt werden können. Hierzu ist eine
komplexe dynamische Berechnung erforderlich, bei der der Beitrag der einzelnen Kraftwerke
jeweils an die Preis-Kosten-Situation angepaßt werden kann und auch die Ersatzkraftwerke auf
der Basis von Preis-Kosten-Überlegungen geplant werden. Unsere Analyse basiert auf einem
solchen Modell.
Eine solche einfache Rechnung berücksichtigt weiterhin keine Auswirkungen auf die Volkswirtschaft und die Umwelt. Von veränderten Strompreisen können Standorteffekte ausgehen,
die sich auf die Stromerzeuger in Deutschland auswirken können (höherer Stromimport), aber
auch die Standortentscheidungen energieintensiver Abnehmer beeinflussen können.
Bei der Stromerzeugung in KKW werden keine Treibhausgase (insbesondere CO2) freigesetzt,
während Ersatzkraftwerke auf fossiler Basis solche Emissionen erzeugen würden. Die Vermeidung dieser zusätzlichen Emissionen ist nur durch zusätzlichen Aufwand zu erbringen, der dem
Ausstieg anzulasten ist.
Volkswirtschaftliche Effekte ebenso wie Umwelteffekte können nur mit Hilfe der Abbildung komplexerer Zusammenhänge analysiert werden.
5.3. Methode
In allen Szenarien wird in Bezug auf die Kapazität der Kraftwerke der öffentlichen Versorgung
davon ausgegangen, daß die derzeitige freie Kapazität in der Zukunft nicht in der bisherigen
Höhe bestehen bleibt. In der Summe reduziert sich die gesamte Kapazität derart, daß mittelfristig eine verfügbare Nettoleistung von 90 GW verbleibt. Diese Reduktion der Kapazität vollzieht
sich in Bezug auf die betrachteten Kraftwerkstypen und auf die Szenarien nicht einheitlich. In
beiden Szenarien gleichbehandelt werden die Stromerzeugung aus Braunkohle, aus Wasserkraft sowie anderen EEQ. Die Ansätze dazu werden in den folgenden Absätzen erläutert. Die
szenarienspezifische Auslegung der Stromerzeugung aus Kernenergie, Steinkohle und Erdgas
wird in den nächsten beiden Kapiteln beschrieben.
5.3.1. Braunkohle
Für beide Szenarien wurden von der VDEW bei den Unternehmen erhobene Angaben für geplante Stillegungen und Inbetriebnahmen von Braunkohlekraftwerken berücksichtigt, die bis
2003 reichen.
Für die Entwicklung der Braunkohle wurde folgende Annahme gemacht. Bis zum Jahre 2010
beträgt die maximale Erzeugung aus Braunkohle 130 TWh, danach beträgt die maximale Erzeugung nur noch 70 TWh. Der Grund für diese Festlegung liegt in der Unverträglichkeit eines
31
hohen Braunkohleeinsatzes mit klimapolitischenen Zielen bei gleichzeitigem Auslaufen der
2
Kernkraft (vgl. dazu unten).
5.3.2. Regenerative Energien
Über den Beitrag der regenerativen Energien zur Stromproduktion in der Zukunft existiert eine
erhebliche Spannweite von Schätzungen in diversen Studien. Wir gehen in unserer Modellierung von einem Anstieg der Netto-Stromerzeugung aus regenerativen Energien auf ca. 70 TWh
aus. Das entspricht einer Verdreifachung gegenüber heute auf damit ca. 15 % der Stromerzeugung des Jahres 2030. Noch höhere Ansätze sind denkbar und ökologisch wünschenswert,
würden aber immer beide Szenarien in gleicher Weise betreffen und wären somit in Bezug auf
die konkrete Aufgabenstellung dieser Untersuchung ohne relevanten Einfluß auf das Ergebnis.
5.4. Referenzfall: Auslaufen bestehender KKW
Das Referenzszenario beschreibt ein Auslaufen der bestehenden Kernkraftwerke bis Ende
2028. Es wird dabei unterstellt, daß alle 19 Kernkraftwerke über die angesetzte Betriebsdauer
von 40 Jahren auch in technischer Hinsicht betrieben werden können. Die Betriebskosten der
KKW sind so hoch angesetzt, daß dies auch in wirtschaftlicher Hinsicht möglich erscheint. Als
erstes Kraftwerk geht dann Obrigheim Ende 2007 vom Netz, als letztes Kraftwerk Neckarwestheim-2 Ende 2028.
Steinkohlekraftwerke werden nach derzeitiger Planung bis 2006 nur in geringem Umfang zugebaut. Es wird angenommen, daß von diesem Zeitpunkt an solange keine neuen Kraftwerke
mehr gebaut werden, bis die gesamte verfügbare Netto-Leistung den Wert von 90 GW unterschreiten würde.
Im Modell werden also gewisse Überkapazitäten zunächst abgeschmolzen. Von da an wird genau die zusätzliche Kapazität an Kraftwerken gebaut, die erforderlich ist, um die verfügbare
Leistung von 90 GW beizubehalten. In den Jahren von 2016 bis 2030 erfordert dies einen erheblichen Zubau von Kraftwerken in einer Größenordnung von knapp 35 GW. Denn einerseits
müssen die abgehenden Kraftwerke aus den 80er Jahren ersetzt werden und zudem ersetzen
neue Kraftwerke den Teil der abgehenden Kernenergieleistung, der nicht durch den Zubau von
Gaskraftwerken und den Ausbau der regenerativen Energien kompensiert wird.
Auch für Gaskraftwerke werden die Angaben der VDEW zu den geplanten Stillegungen und Inbetriebnahmen von Kraftwerken bis zum Jahr 2000 berücksichtigt.
5.5. Beschleunigtes Auslaufen (Ausstieg)
Wir unterscheiden hier zwei Fälle: Im Ausstiegsszenario 2005 wird angenommen, daß mit In3
krafttreten eines Gesetzes zum Ausstieg zum 1.1.1999 nach einer Übergangsfrist von einem
Jahr zum Jahresende 1999 die Kernkraftwerke Obrigheim (Inbetriebnahme: 1968), Stade
(1972) und Biblis A (1974) vom Netz genommen werden, da diese dann die maximale Genehmigungsdauer überschritten haben. Die Kernkraftwerke Biblis B (1976), Brunsbüttel (1976) und
Neckarwestheim 1 (1976) gehen zum Jahresende 2000 vom Netz, die Kernkraftwerke Isar 1
(1977), Unterweser (1978) und Phillipsburg (1979) folgen sukzessive. Im Jahre 2005 steht dann
die Kernenergie nicht mehr zur Stromerzeugung zur Verfügung.
Es kann nicht davon ausgegangen werden, daß der kurzfristige Verzicht auf rund 20 GW Leistung im Grundlastbereich bis 2005 durch die vorhandenen Kraftwerke ausgeglichen werden
kann. Dies mag rechnerisch möglich sein, würde aber in der Praxis bedeuten, daß nahezu alle
2
In diesem Punkt unterscheiden sich die hier vorgestellten Szenarien von den ursprünglichen
Szenarien im Gutachten für die VDEW.
3
Nach der Koalitionsvereinbarung, die Konsensgespräche von einer Dauer bis zu einem
Jahr mit der Elektrizitätswirtschaft festgelegt hat, müßte dieser Termin um ein Jahr nach
hinten verschoben werden. Dies verändert jedoch die Ergebnisse der Studie nicht nennenswert.
32
statistisch erfaßten Kraftwerke einschließlich der Kraftwerke der Kaltreserve unabhängig von ihrem technischen Zustand und der Verfügbarkeit von Personal zum Einsatz kommen und zudem
mit weit über 6000 Jahresstunden störungsfrei laufen müssen. Deswegen erscheint es vernünftig anzusetzen, daß 50 % der abgehenden Kernkraftwerksleistung sofort durch den Zubau von
neuen Kraftwerken ersetzt werden.
Im Ausstiegsszenario 2019 wird angenommen, daß eine Vereinbarung getroffen wird, daß bis
zum Ende des Jahres 2019 alle Kernkraftwerke stillgelegt werden sollen. Dabei bleibt es allerdings den Betreibern überlassen, die Kraftwerke über die angenommene Lebensdauer von 40
Jahren zu betreiben. Wie die Abb. 1.1 zeigt, ist die bei dieser Annahme im Jahre 2019 noch
verbleibende Leistung relativ klein, ebenso nimmt sie kontinuierlich bis zum Jahre 2030 ab, so
daß die entfallende Produktionsmöglichkeit nur relativ gering zu Buche schlägt.
5.6. Energieträgerwahl und Preise
Häufig wird gesagt, die Kernkraftwerke ließen sich kostengünstig und umweltfreundlich durch
moderne Gaskraftwerke mit hohem Wirkungsgrad ersetzen. Technisch und wirtschaftlich sind
moderne Gas- und Dampfanlagen heute eine elegante Form der Stromerzeugung, da die Investitionskosten relativ niedrig sind und die Energie besser ausgenutzt wird als bei Kohlekraftwerken.
Wirtschaftlich gesehen liegt das Problem einer massiven Erzeugung von Strom auf Gasbasis in
der Verfügbarkeit und vor allen Dingen im Preis des Erdgases. Deshalb ist ein sehr starker
Ausbau der Stromerzeugung auf Gasbasis mit einem Gaspreisrisiko verbunden. Der Vorteil von
Gaskraftwerken, der in den niedrigen Investitionskosten liegt, würde dadurch wieder aufgehoben. Der verstärkte Import von Steinkohle läßt dagegen angesichts der Größe des Weltkohlemarktes keine Rückwirkung auf den Importpreis erwarten. Somit würde sich Erdgas im Vergleich zur Steinkohle relativ verteuern, was den Einsatz von Erdgas zur Stromerzeugung wiederum reduzieren würde.
Zwischen Gas und Kohle besteht ein Konkurrenzverhältnis als Primärenergieträger im Strommarkt. Auf der Gasseite bestimmen derzeit nur wenige große Anbieter das Geschehen. Eine
relative Verknappung von Gas gibt den Anbietern einen Preisspielraum, so daß sie in der Lage
sind den Gaspreis zu erhöhen. Beim heutigen Gaspreisniveau und heutigen Kraftwerkskosten
4
ist Strom aus einem modernen GuD-Kraftwerk konkurrenzlos günstig gegenüber anderen neuen Anlagen. Steigt allerdings der Gaspreis, so verschiebt sich die wirtschaftliche Option für
Strom aus Gas bis auf den unteren Mittellastbereich.
Die Stromerzeuger werden deshalb immer in ein Portfolio aus Gas und Kohle investieren, um
damit den Anstieg des Gaspreises zu begrenzen. Dies bilden wir durch eine entsprechende Mischung von Gas und Kohle bei der zukünftigen Stromerzeugung ab, die vom Simulationsmodell
entsprechend den relativen Kosten vorgenommen wird. Die richtige Mischung dieses Portfolios
wird sicherlich von verschiedenen Akteuren am Markt unterschiedlich beurteilt. Eine wissenschaftliche Analyse des künftigen Marktverhaltens von Angebot und Nachfrage auf dem Gasmarkt ist kaum möglich. Es ist aber sicher plausibel zu unterstellen, daß ein relativ schnelles
Umschalten zu Erdgas auf den Gasmärkten zu Turbulenzen führen kann, die sich in wesentlich
höheren Preisen für Kraftwerksgas niederschlagen könnten.
Um diese Effekte zu veranschaulichen, haben wir die Simulation mit verschiedenen Preisszenarien durchgeführt. Oft wird der Ausspruch zitiert: Preise zu prognostizieren sei so etwas wie das
„Tätowieren von Seifenblasen“. Es gibt viele Faktoren, die die kurzfristigen Schwankungen und
die möglichen längerfristigen Entwicklungstrends beeinflussen können, so daß Preise schwer
vorhersehbar sind. Dennoch gibt es bestimmte Anhaltspunkte für einige wahrscheinliche
Einflußfaktoren.
Die Energiepreise befinden sich derzeit auf einem relativ niedrigen Niveau, das wegen der
Kosten-/Ertragslage des Energieangebots nicht von langer Dauer sein kann, ohne daß es bei
Grenzanbietern (also den Anbietern mit den höchsten Förderkosten) zu Produktionseinschränkungen kommt. Aus diesem Grund hatten wir in der Studie vom Dezember unterstellt, daß der
4
GuD = Gas- und Dampfkraftwerk. Ein solches Kraftwerk besteht aus einer Gasturbine,
deren Abgase noch zur Dampferzeugung und zum Antrieb einer zusätzlichen Dampfturbine dienen. Dadurch wird die Energieausnutzung erheblich verbessert.
33
Preis für Erdgas im Betrachtungszeitraum tendenziell leicht ansteigen wird. Angesichts der
reichlichen Produktionskapazitäten für Kohle hatten wir bei Kohle angenommen, daß der Preis
konstant bleibt.
Bei einem Ausstieg aus der Kernenergie und der verstärkten Nutzung von importierter Steinkohle erhöhen sich die Transportentfernungen für Kohletransporte mit der Folge steigender
Transportkosten im Inland. Diese hatten wir auf der Basis von Transporttarifen abgeschätzt und
auf den Grenzübergangspreis von Kohle aufgeschlagen. Bei den folgenden Preiszenarien sind
solche Überlegungen nicht berücksichtigt. Es werden lediglich die durchschnittlichen Preise betrachtet.
Preisszenario "Gasparadies"
Bei diesem Preisszenario unterstellen wir, daß die Weltenergiemärkte über die nächsten 30
Jahre genauso entspannt bleiben wie heute, so daß der Erdgaspreis für den Einsatz in Kraftwerken über den gesamten Zeitraum konstant bleibt, das gleiche gilt für den Steinkohlepreis.
Den Preis für die Nutzung deutscher Braunkohle binden wir an den Steinkohlepreis, weil auf
längere Sicht zwischen beiden ein Konkurrenzverhältnis besteht, so daß ein Einsatz von Braunkohle nur zu erwarten ist, wenn Braunkohle wirtschaftlich mit Steinkohle gleichwertig ist. Im Extremfall gelten konstante Preise unabhängig von der Einsatzmenge der entsprechenden Energieträger.
Es mag von vornherein nicht als besonders realistisch erscheinen, daß in Zukunft für die Stromerzeugung beliebige Mengen von Erdgas zum gleichen Preis wie heute zur Verfügung stehen
werden, so war etwa von der Gaswirtschaft zu hören:
Erdgas will für Kernenergie einspringen
Bei einem Ausstieg Deutschlands aus der Kernenergie steht die Erdgasbranche nach eigenem Bekunden bereit, in die Bresche zu springen. Der Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung e.V. (WEG), Hannover, zitierte Energieexperten, die sich einhellig sicher seien, daß künftig neben Importkohle vor allem Erdgas eine größere Rolle bei der Stromerzeugung zufallen werde. Man spricht allerdings von einem sehr langfristigen Prozeß. Beim WEG
geht man davon aus, daß der Kernenergieausstieg nicht abrupt erfolgt, sondern ausreichend
lange Übergangsfristen eingeräumt werden. Dadurch ließe sich auch vermeiden, daß es zu
einem plötzlichen Nachfragestoß mit entsprechend hohen Preisen komme. Ein kurz- und
mittelfristiger Einsatz des Kernenergiestroms durch Erdgas wird nach Einschätzung der
Branche zu deutlich höheren Strompreisen führen. Bei langfristigen Übergängen wäre dieser
Strompreisanstieg sehr viel geringer. Für eine wichtigere Rolle des Erdgases sprechen nach
Ansicht des Verbandes kurze Bauzeiten bei Gaskraftwerken, hohe Wirkungsgrade, kurze
Kapitalrücklaufzeiten und „nicht zuletzt“ Umweltaspekte.
(aus: Wirtschaftswelt Energie 5/99)
Wir haben ein Szenario mit konstantem Gaspreis jedoch hier abgebildet, um diesen Fall einmal
durchzuspielen. Er entspricht der impliziten Erwartung vieler, die einen Ersatz von Kernkraftwerken durch Gaskraftwerke für eine günstige Strategie halten.
Später modifizieren wir dieses Szenario noch ein wenig. Im zweiten Unterfall der konstanten
Preise gehen wir dann davon aus, daß die Preise nur dann konstant bleiben werden, wenn der
wachsende Erdgasbedarf sich in Grenzen hält. Wenn diese Grenzen überschritten werden, so
ist mit Preiserhöhungen zu rechnen.
Preisszenario: Steigende Preise
Dem Szenario mit konstanten Preisen stellen wir ein Szenario gegenüber, bei dem davon ausgegangen wird, daß die Weltmarktpreise für Energieträger, insbesondere für Erdgas moderat
ansteigen werden. Hier orientieren wir uns an dem Szenario von Prognos aus dem Jahre 1995.
In der vorläufigen Energieprognose, die als Trendskizze im Herbst 1998 veröffentlicht wurde,
hat Prognos diese Werte nach unten korrigiert. Es erschien uns jedoch nicht plausibel, von diesen niedrigeren Werten auszugehen: In den ersten Monaten des Jahres 1999 gab es starke
Preiserhöhungen auf dem Weltölmarkt und die Beobachter des Ölmarktes gehen davon aus,
daß mittel- bis längerfristig Erschließungsinvestitionen bei Erdöl und Erdgas unterbleiben werden, wenn das Preisniveau nicht wieder etwas anzieht. In diesem Fall ergeben sich dann automatisch Verknappungserscheinungen, die zu höheren Preisen führen müssen, durchaus auch
mit der Möglichkeit eines Überschießens über das längerfristig „angemessene“ Peisniveau.
34
Auch andere Preisentwicklungen mit einer stärkeren Preissteigerung für fossile Energieträger
sind auf längere Sicht vorstellbar. Letztlich hängt die Preisentwicklung neben vielen geopolitischen Faktoren aber von dem Verhältnis von Angebot und Nachfrage auf den Weltenergiemärkten ab.
Hier sind natürlich sehr unterschiedliche Entwicklungen möglich. In gewisser Weise könnte ein
erfolgreiches Bemühen um Erhöhung der Energieeffizienz in den Industrieländern zu einer Entspannung auf den Energiemärkten führen (ähnlich wie in den 70er Jahren) und damit auch die
Preissituation für den Ausstieg aus der Kernenergie erleichtern.
Die Bedeutung der Preise
Ändern sich die Energiepreise, so ändert sich auch die relative Wirtschaftlichkeit der verschiedenen Stromerzeugungsmöglichkeiten. Bei niedrigem Gaspreis und der Erwartung einer Stabilität dieses niedrigen Preises ist die Erzeugung von Strom aus Erdgas besonders günstig, bei
etwas höherem Gaspreis (im Verhältnis zum Kohlepreis) verschiebt sich das Verhältnis allerdings schnell zugunsten der Kohle. Im Simulationsmodell wird der Kraftwerkspark für jeden Fall
entsprechend dem jeweiligen Preisszenario wirtschaftlich optimiert. Hierfür wird Jahr für Jahr
die optimale Kraftwerksstruktur und die optimale Kraftwerkseinsatzplanung auf der Basis der
vorhandenen Kraftwerke und deren Kosten sowie auf der Basis von Zubauüberlegungen mit
neuen Kraftwerken bestimmt.
Somit bedeutet ein anderes Preisszenario automatisch auch eine andere Kraftwerksstruktur
und einen anderen Kraftwerkseinsatz sowohl für neue wie für alte Anlagen.
5.7. Kohlendoxidemissionen
Bei Verbrennung von fossilen Brennstoffen entsteht das Treibhausgas Kohlendoxid. Die Szenarien unterscheiden sich erheblich nach der Menge der anfallenden Emissionen dieses Treibhausgases. Es besteht ein deutlicher Zielkonflikt zwischen verschiedenen wirtschaftspolitischen
Zielen: Heimische Erzeugung von Stein- und Braunkohle (inländische Wertschöpfung) steht in
Konflikt mit dem klimapolitischen Ziel der CO2-Reduktion, hoher Einsatz von Erdgas in Kraftwerken zur Vermeidung der von mehr CO2-Emissionen kann in Konflikt mit dem Ziel einer möglichst kostengünstigen Stromerzeugung stehen.
Zielkonflikte
Kostengünstige Strom versorgung
Kohlevorrang
CO 2 Reduktion
Abb. 5.2: Zielkonflikte
Die umweltpolitischen Erfordernisse haben wir folgendermaßen im Simulationsmodell abgebildet: Da Kernkraftwerke CO2 nicht emittieren, ergibt sich im Referenzpfad eines langsamen
Auslaufens der Kernkraftwerke eine allmähliche Absenkung der CO2-Emissionen aus der Stromerzeugung, weil neue fossile Kraftwerke aufgrund ihrer erheblich besseren Wirkungsgrade
weniger CO2 pro Einheit erzeugten Strom emittieren, weil erneuerbare Energieträger in Zukunft
eine größere Rolle spielen werden und weil bis zu diesem Zeitpunkt noch das volle Potential
der CO2-Vermeidung der Kernkraftwerke vorhanden ist.
35
Auf diese Weise trägt der Stromsektor zur Verringerung der CO2-Emissionen in nicht unerheblichem Umfang bei (im Jahr 2015 wird eine Niveau von 220 Mt erreicht, vgl. auch Abb. 5.3).
CO2 Beschränkung
Mt
270
260
(öffentliche Stromversorgung)
250
240
230
220
210
200
1995
2000
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Abb. 5.3: CO2-Beschränkung der Modellrechnungen
Wir haben diesen niedrigen Wert von 220Mt nun genommen und in einem CO2Reduktionsszenario eine entsprechend geringere Emission von CO2 für alle Varianten des Ausstiegs und der Preisentwicklung vorgesehen. In den Abbildungen ist diese mit „CO2Beschränkung“ bezeichnet. Während die Variante ohne CO2-Beschränkung immer dazu führt,
daß bei einem Ausstieg aus der Kernenergie der Ausstoß von CO2 größer wird, und zwar unterschiedlich größer je nach Einsatz von Kohle und Gas, wird dies bei der Variante mit CO2Beschränkung vermieden.
Der oben genannte Zielkonflikt greift insofern, als eine Aufrechterhaltung der Braunkohleverstromung bei den Ausstiegsvarianten mit dem CO2-Ziel dieser Art nicht mehr vereinbar ist. Deshalb wurde in allen Szenarien die Verstromung von Braunkohle auf einen Mindestwert von 70
statt 130 TWh ab dem Jahr 2010 festgelegt (aus Gründen der Vergleichbarkeit gilt diese Festlegung also auch bei unbeschränkter CO2-Emission). Es ist klar, daß aufgrund der unterschiedlichen CO2-Gehalte der verschiedenen Energieträger (vgl. Tab. 5.7) das Gas eine besondere
Rolle bei der Stromerzeugung spielen muß, wenn die CO2-Emissionen verringert werden müssen und gleichzeitig die Kernenergie nicht mehr zur Verfügung steht.
CO2 Emission (Primärenergie)
kg/kWh
Steinkohle
0,335
Braunkohle
0,407
Gas
0,200
Öl leicht
0,267
Öl schwer
Tab. 5.7: Emissionsfaktoren für CO2
0,285
Dies bedeutet auf der anderen Seite, daß die Nachfrage nach Erdgas zum Kraftwerkseinsatz
durch die CO2-Beschränkung noch einmal stark erhöht wird. Kann dies ohne Rückwirkungen
auf den Gaspreis bleiben?
Für die wenigen Gaslieferanten der Bundesrepublik besteht natürlich bei einer Beschränkung
des Kohleeinsatzes in Deutschland aus klimapolitischen Gründen und einem Ausstieg aus der
Kernenergie in der Stromerzeugung ein interessanter Absatzmarkt. Da es für Erdgas - jedenfalls derzeit - keine Alternative gibt, liegt es nahe, daß durch einen entsprechend beschränkten
Kohleeinsatz eine Preiserhöhung bei Erdgas induziert wird. Im Simulationsmodell haben wir
dies so abgebildet, daß die Preise je nach Nachfrage nach Erdgas um bis zu 20 % über den
Trendwert steigen können. Der Trendwert ist im Preisniveau „konstante Preise“ also über die
Zeit konstant, im Preisniveau „hohe Preise“ ist er entsprechend dem Prognos-Szenario von
1995 steigend. Wie hoch die Steigerung gegenüber dem Trendwert aufgrund der erhöhten
Gasnachfrage ausfällt, ist abhängig von der Nachfrage.
36
Es wird dabei unterstellt, daß die Nachfrage auf einem bestimmten Mengentrend wachsen
kann, ohne daß es zu Preissteigerungen kommt, daß aber Preissteigerungen stattfinden können, wenn die Nachfrage über diesen Trend hinausgeht.
5.8. Ergebnisse
Die Abbildungen zeigen in kurz gefaßter Form die Ergebnisse der Simulationsrechnungen (zu
den Szenariobezeichnungen vgl. Tab. 5.8). Gezeigt werden jeweils die neuen Kraftwerke, die
im Zeitraum von heute bis zum Jahre 2030 gebaut werden müssen, die Stromerzeugung nach
5
Kraftwerksarten und die gesamten Kosten der Stromerzeugung kumuliert bis zum Jahre 2030.
Zur Erleichterung des Vergleichs dient jeweils eine Tabelle, in der die Differenzen der Szenarien noch einmal zusammengestellt sind.
CO2 unbeschränkt
CO2 beschränkt
Preise
Preise
Ausstieg konstant steigend konstant
steigend
2005 5K
5S
5CK
5CS
2019 19K
19S
19CK
19CS
2029 29K
29S
29CK
29CS
Dazu Sensitivitätsrechnung mit sinkendem/ steigendem Stromverbrauch und mengenabhängiger
Gaspreissteigerung sowie unterschiedlichen Betriebskosten
Tab. 5.8: Bezeichnung der Szenarien
Die aufgeführten Kosten enthalten nicht die Kosten der erneuerbaren Energiequellen. Unterstellt ist ja, daß der Beitrag der erneuerbaren Energiequellen bis zum Jahre 2030 kontinuierlich
auf von heute 5, dann 15 % ausgeweitet wird. Dies geschieht in allen Szenarien (vgl. dazu auch
das entsprechende Kapitel oben).
In den Abbildungen und Tabellen sind die Ergebnisse der Szenarioläufe für die nächsten
30 Jahre zusammengefaßt. Im Verlauf über den Zeitraum unterscheiden sie sich teilweise
mehr, als an den aggregierten Ergebnissen abgelesen werden kann. Für eine allgemeine Betrachtung der Unterschiede reicht aber ein solcher Überblick aus. Wie Abb. 5.4 zeigt, prägt die
Preisentwicklung sehr stark die Struktur der neu zu errichtenden Kraftwerke.
Zur Interpretation von Optimierungsergebnissen
Der Kraftwerksplaner unseres Optimierungsmodells ist eine „Maschine“. Er arbeitet genau in
dem Sinne, daß er sich an die Vorgaben hält, die für ihn auch eindeutig sind. Die tatsächliche
Welt ist jedoch nie eindeutig: Ein Preis kann niedrig sein, erwartet man jedoch eine Änderung,
so führt dies zu einer anderen Interpretation als die Erwartung der Stabilität. Menschen berücksichtigen viele „weiche“ Faktoren bei Entscheidungen, weil sich die Entscheidungen in einer
vieldeutigen Welt als tüchtig erweisen müssen.
Die Maschine Kraftwerksplaner kann durch kleine Veränderungen der Vorgaben zu völlig anderen Ergebnissen kommen, was bei Entscheidungen durch Menschen unerwünscht wäre. Um
solche sprunghaften Veränderungen, die gerade bei Optimierungsmodellen typisch sind, zu
vermeiden, kann man so vorgehen, daß viele Varianten berechnet und anschließend mit ihrer
Wahrscheinlichkeit gewichtet werden. Damit verdichtet sich dann der relevante Bereich. Dies ist
hier jedoch nicht geschehen.
Der Leser möge bei seiner Interpretation der Szenarien berücksichtigen, daß sie lediglich rechnerische Größen darstellen und ihnen somit keine Wahrscheinlichkeit zugeordnet wurde. In der
Studie vom Dezember 98 sind wir in diesem Punkt methodisch anders vorgegangen. Beim Ergebnisvergleich ist dies entsprechend zu berücksichtigen.
5
Alle Kostenangaben in DM von 1998.
37
In allen Szenarien müssen in den nächsten 30 Jahren etwa 70 GW an Kraftwerkskapazität neu
errichtet werden. Im Falle konstanter Preise stellen Gaskraftwerke hiervon den Hauptanteil, nur
ein kleiner Teil wird durch Kohle abgedeckt. Bei der Interpretation der Ergebnisse ist allerdings
auf die Methode Bezug zu nehmen, mit der sie gewonnen wurden (vgl. den Kasten im Text).
Die Kohlekraftwerke würden dabei sehr stark in die Grundlast gehen und die Gaskraftwerke die
Mittel- und Spitzenlast abdecken.
Neue Kraftwerke
GW
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Gas
SK
BK
5K
5S
19K
19S
29K
29S
64
0
7
25
39
7
64
0
7
25
39
7
64
0
7
25
39
7
Abb. 5.4: Neue Kraftwerke
Bei konstanten Preisen unterscheidet sich die Struktur des zugebauten Kraftwerksparks praktisch nicht und auch in dem Szenario mit steigenden Preisen ist die Struktur des Kraftwerksparks in allen drei Ausstiegsvarianten nahezu gleich. Da der Gaspreis stärker steigt als der
Kohlepreis verschiebt sich die Wirtschaftlichkeitsschwelle immer mehr in Richtung Kohle, so
daß erheblich weniger Gaskraftwerke zugebaut werden. Im Szenario mit steigenden Preisen ist
dies die wirtschaftlichere Lösung.
Stromerzeugung bis 2030
TWh
16000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
KKW
Gas
SK
BK
5K
5S
19K
19S
29K
29S
1018
6296
2949
3509
1018
1219
8026
3509
3268
4456
2566
3482
3268
1191
5831
3482
3764
3960
2566
3482
3764
1190
5336
3482
Abb. 5.5: Stromerzeugung bis 2030
38
Kosten Stromerzeugung bis 2030
DM von 1998
Mrd. DM
1200
1000
800
600
400
200
0
KKW
Gas
SK
BK
5K
5S
19K
19S
29K
29S
63
439
169
215
63
142
535
228
154
329
154
213
154
142
409
227
174
299
154
213
174
142
372
227
Abb. 5.6: Kosten Stromerzeugung bis 2030
[%]
KKW
BK
SK
GAS
5K
7
25
21
46
5S
7
25
58
9
19K
24
25
19
32
19S
24
25
42
9
29K
27
25
19
29
29S
27
25
39
9
Tab. 5.9: Anteile der Energieträger an der Erzeugung
Wie die Tab. 5.9 zeigt, wird knapp die Hälfte der Stromerzeugung bis zum Jahr 2030 bei konstanten Preisen und Ausstieg 2005 durch Kohle abgedeckt, etwa 7 % durch Kernenergie und
der Rest durch Gas. Im gleichen Ausstiegsszenario bei steigenden Preisen verschiebt sich der
Gasanteil zugunsten der Kohle auf nur etwa 9 %.
Die Anteile der fossilen Energieträger sind entsprechend niedriger in den Szenarien mit einem
späteren Ausstieg. Beim Ausstieg 2019 stellt die Kernenergie noch ca. 24 %, beim Ausstieg 2029 27 % der gesamten Erzeugung. Dementsprechend ist auch der Gasanteil bei diesen
Szenarien auch bei konstanten Preisen entsprechend niedriger. Hier werden zwar etwa genau
so viel Gaskraftwerke gebaut, diese kommen aber erst später zum Einsatz.
Die Kosten der Stromerzeugung unterscheiden sich nach der Ausstiegs- und nach der Preisvariante. Abb. 5.7 zeigt die Mehrkosten gegenüber dem Ausstieg 2029. Sie liegen bei konstanten
6
Preisen etwa bei 46/10 Mrd., im Fall steigender Preise bei etwa 52/17 Mrd. DM.
6
In der seinerzeitigen Untersuchung für die VDEW hatte sich ein Wert von 75 Mrd. DM
ergeben. Der Unterschied erklärt sich aus etwas anderen Annahmen hinsichtlich der
Preisentwicklung sowie insbesondere auch dem höheren Anteil der Braunkohle. Auch
waren dort Preisrisiken mit eingerechnet, die wir hier getrennt ausweisen (s.u.). In der
Abbildung ist dies Ergebnis als (Preise R) dargestellt. Vgl. hierzu S. 37.
39
Mehrkosten Ausstieg
Mrd. DM
100
80
60
40
20
0
Preise K
Preise S
(Preise R)
A2005
A2019
46
52
75
10
17
Abb. 5.7: Mehrkosten Ausstieg
Volkswirtschaftlich gesehen, würde die Volkswirtschaft der Bundesrepublik also zunächst einmal diese Beträge verlieren, wenn sie vorzeitig auf die Kernenergie verzichtet. Wie Abb. 5.7
auch zeigt, sind diese Beträge bei einem späteren Ausstieg aufgrund des dann verringerten
Produktionspotentials der Kernkraftwerke erheblich niedriger. Zu beachten ist dabei, daß diese
Kosten sich auf den gesamten Zeitraum bis zum Jahr 2030 beziehen. Bezogen auf die gesamte
Erzeugung dieses Zeitraums von knapp 14.000 TWh ergibt dies Mehrkosten zwischen 0,4 und
0,1 Pf (vgl. dazu die Tab. 5.10).
Mehrkosten
Pf./kWh
(bis 2030)
5K
5S
19K
19S
CO2 unbeschr.
0,3
0,40
0,1
0,1
CO2 beschränkt
0,6
0,8
Tab. 5.10: Mehrkosten in Pf./kWh
0,1
0,2
Dies sind jedoch noch nicht die ganzen zu berücksichtigenden Kosten. Durch einen vorzeitigen
Ausstieg aus der Kernenergie steigt die Emission des Treibhausgases Kohlendioxid. Abb. 5.8
zeigt den Unterschied in den CO2-Emissionen gegenüber dem jeweiligen Referenzfall bei konstanten oder steigenden Preisen.
Delta CO2 zu Referenz
Mt CO2
2500
2000
1500
1000
500
0
5K
5S
19K
19S
1192
2113
179
377
Abb. 5.8: Differenz CO2 zu Referenz
Die Mehremissionen sind vom Ausstiegszeitpunkt und Preisszenario abhängig. Eine Vergleichbarkeit der Fälle ist nur dann gegeben, wenn die Emissionen sich nicht unterscheiden. Für die
Volkswirtschaft gibt es zwei Möglichkeiten, eine entsprechende Emissionsvermeidung herbeizuführen:
•
Entweder werden zusätzliche Anstrengungen in anderen Bereichen der Volkswirtschaft
unternommen, um CO2 einzusparen. Dies verursacht in diesen Bereichen entsprechende
40
Mehrkosten. Hierzu hat STE vom Forschungszentrum Jülich kürzlich Berechnungen vorgelegt, die mit dem sogenannten IKARUS-Modell durchgeführt wurden. Danach können die
kurzfristigen Mehrkosten zur Reduktion von CO2 5 bis 10 Mrd. DM pro Jahr betragen. Allerdings gilt dies nur für einen kurzfristigen Ausstieg. Bei einem längerfristig orientierten Ausstieg bestehen viel mehr Möglichkeiten, den ohnehin stattfindenden Strukturwandel zur Klimagasreduktion zu nutzen, so daß die Mehrkosten geringer ausfallen könnten.
Insgesamt unterschätzt die hier vorgelegte Rechnung aber die Mehrkosten, weil sie ja am
Referenzpfad gemessen werden, der selbst ein Ausstiegspfad aus der Kernenergie ist.
Auch bei einem Auslaufen der Kernkraftwerke muß ja die von diesen erbrachte Reduktion
von CO2 durch andere Maßnahmen aufgefangen werden und zwar auf Dauer. Hierzu sind
in Zukunft sicherlich noch Untersuchungen erforderlich, die die Ersatzmöglichkeiten durch
Kraft-Wärme-Kopplung und erneuerbare Energiequellen in den Rahmen eines wirtschaftlich
orientierten Szenarios setzen.
•
Die zweite Möglichkeit der CO2-Reduktion, die wir als nächstes darstellen wollen, besteht
darin, daß in den Ausstiegsvarianten eine solche Energieträgerstruktur gewählt wird, die
zwischen den Varianten zu gleicher CO2-Emission führt. Die Mehrkosten einer CO2Reduktion müssen dann sozusagen innerhalb des Stromsektors getragen werden und nicht
von anderen Bereichen der Volkswirtschaft. Wie oben dargestellt, haben wir alle Varianten
des Ausstiegs und der Preise noch einmal mit einer solchen „CO2-Bremse“ durchgerechnet.
Abb. 5.9 - Abb. 5.12 zeigen die Kraftwerksstruktur, die Stromerzeugung nach Energieträgern
und die Kosten für die Ausstiegspfade mit entsprechender CO2-Beschränkung. In diesem Fall
spielt das Erdgas noch eine wesentlich größere Rolle als beim Ausstieg ohne die entsprechende Beschränkung. In allen Varianten werden im wesentlichen Erdgaskraftwerke und nur in geringem Umfang Kohlekraftwerke zugebaut. Der Einsatz der Kraftwerke unterscheidet sich zwar
etwas je nach Höhe der Preise für Brennstoffe, die Unterschiede sind jedoch relativ klein.
Neue Kraftwerke
CO2 Beschränkung
GW
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Gas
SK
BK
5CK
5CS
19CK
19CS
29CK
29CS
60
0
11
54
7
11
64
0
7
53
11
7
64
0
7
52
12
7
Abb. 5.9: Neue Kraftwerke (CO2-Beschränkung)
41
Stromerzeugung bis 2030
TWh
CO2 Beschränkung
15000
10000
5000
0
KKW
Gas
SK
BK
5CK
5CS
19CK
19CS
29CK
29CS
1018
7535
1837
3382
1018
7415
1996
3343
3268
4473
2566
3465
3268
3736
3367
3401
3764
3962
2566
3481
3764
2848
3721
3440
Abb. 5.10: Stromerzeugung (CO2- Beschränkung)
[%]
KKW
BK
SK
GAS
5K
7
25
13
55
5S
7
24
14
54
19K
24
25
19
32
19S
24
25
24
27
29K
27
25
19
29
29S
27
25
27
21
Tab. 5.11: Anteile Energieträger (CO2-Beschränkung)
Aus der Differenz der Kosten der Ausstiegspfade mit und ohne Beschränkung von Emissionen
von Kohlendioxid lassen sich dann die Mehrkosten der Beschränkung des CO2 ermitteln. Diese
sind in der Abb. 5.13 dargestellt. Die Kosten der CO2-Vermeidung liegen in etwa in der gleichen
Größenordnung wie die Kosten des Ausstiegs auch ohne eine solche Beschränkung. Die Ausstiegskosten werden dadurch also in etwa verdoppelt. Allerdings sind diese Kosten gegenüber
einem späteren Ausstieg relativ niedrig. Hier wird ja an einem Referenzpfad gemessen, der selber eine Ausstiegspfad darstellt.
Mrd. DM
Kosten Stromerzeugung bis 2030
DM von 1998
1200
1000
800
600
400
200
0
KKW
Gas
SK
BK
5K
5S
19K
19S
29K
29S
63
439
169
215
63
142
535
228
154
329
154
213
154
142
409
227
174
299
154
213
174
142
372
227
Abb. 5.11: Kosten (CO2- Beschränkung)
42
Mehrkosten Ausstieg
Mrd. DM
CO2 Beschränkung
100
80
60
40
20
0
Preise K
Preise S
A2005
A2019
82
111
10
25
Abb. 5.12: Mehrkosten Ausstieg (CO2-Beschränkung)
Mrd. DM
Kosten CO2 Vermeidung
70
60
50
40
30
20
10
0
PreiseK
PreiseS
A2005
A2019
37
59
0
8
Abb. 5.13: Kosten CO2-Vermeidung
Daraus lassen sich zwei Schlußfolgerungen ziehen:
1. Eine Verringerung der CO2-Emission im Stromsektor ist bis zum einem gewissen Grad auch
mit Erdgas möglich.
2. Die bedeutende Rolle, die Erdgas aber in diesem Falle übernehmen muß, erhöht das Preisrisiko für Erdgaspreisänderungen sehr stark. Um dies zu veranschaulichen, haben wir den
Preistrend im Preisszenario K und Preisszenario S jeweils noch mit einer mengenabhängigen Steigerung überlagert (vgl. oben). Steigt der Erdgasabsatz über einen bestimmten
Trendwert, so wird der Preis in Abhängigkeit von der Mengensteigerung erhöht, wobei eine
Preiserhöhung von max. 20 % vorgesehen wurde. Die Mehrkosten dieser Szenarien gegenüber den Fällen mit einem vorgegebenen konstanten oder steigenden Preistrend zeigt
die Abb. 5.14. Hier sind die Mehrkosten nicht gegen den Referenzfall (also Ausstieg 2029)
gerechnet, sondern gegenüber dem jeweilig vergleichbaren Fall ohne entsprechende Gaspreissteigerung. Die Abbildung veranschaulicht also die mit dem Ausstieg verbundenen
Preisrisiken, denen man relativ schutzlos ausgeliefert ist, wenn man den Kraftwerkspark
vorwiegend in Richtung von Gaskraftwerken entwickelt.
43
Mrd. DM
Mehrkosten durch höheren Gaspreis
CO2 Beschränkung
5CK
5CS
19CK
19CS
29CK
29CS
44.5
72.7
42.1
49.0
28.1
30.5
Abb. 5.14: Sensitivität Gaspreis
Die Kosten des Ausstiegs steigen erheblich. Bezogen auf die gesamte Erzeugung der nächsten
30 Jahre sind auch diese Werte nicht hoch. Tatsächlich gibt es aber keinen Mechanismus, der
dafür sorgen würde, daß ex ante von den Erzeugern ein solches Preiserhöhungsrisiko quasi
durch eine gleichmäßige Rückstellung als Aufschlag auf den Preis erhoben werden könnte.
Vielmehr müßten die Zahlungen dann erfolgen, wenn auch die Gaspreiserhöhungen stattfinden.
Insofern sind die Bezugsmengen erheblich kleiner und damit auch das Risiko ausgedrückt in
DM pro kWh wesentlich größer.
Dabei ist noch nicht berücksichtigt, daß ein Ansteigen des Preises für Erdgas in der Stromerzeugung bei starker Ausweitung der Gasbezugsmengen auch entsprechende Gaspreisänderungen in anderen Verwendungsbereichen nach sich ziehen könnte, weil insgesamt Gas knapper wird. Damit würde auch möglicherweise der Gaspreis, z. B. für die Raumheizung steigen.
Dies könnte volkswirtschaftlich dadurch kompensiert werden, daß Energieeinsparungen aktiviert werden und daß der Staat auf die Erhebung von Energiesteuern teilweise wieder verzichten würde. Dies hätte jedoch wieder Auswirkungen auf die Finanzstruktur des Staatshaushalts
etc.
Auf der anderen Seite entstehen durch steigende Preise für Primärenergieträger der Stromerzeugung relative Vorteile für erneuerbare Energieträger. Diese sind derzeit relativ teurer als
konventionelle Energieträger. Unterstellt man, daß es groß angelegte Programme zur Förderung erneuerbarer Energieträger gibt und daß diese auch finanziert werden (durch die Stromverbraucher oder den Staat), so reduziert sich der Finanzbedarf für die Subventionierung in der
Markteinführungsphase bei höheren Preisen der Primärenergieträger erheblich. Auf jeden Fall
wird aber der volkswirtschaftliche Aufwand für die Energieversorgung dadurch größer. Die davon zu erwartenden volkswirtschaftlichen Auswirkungen sind in starkem Maße davon abhängig,
inwieweit sich international in den wesentlichen Wettbewerbsländern Deutschlands ähnliche
Entwicklungen vollziehen. Hierüber soll an dieser Stelle nicht weiter spekuliert werden. Auch
dieser Punkt bedarf weiterer Untersuchungen.
Sensitivität Stromnachfrage
Die bisherigen Modellrechnungen fußen auf der Erwartung einer konstanten Nachfrage. Was
geschieht, wenn die Nachfrage zurückgeht oder wächst? Große Auswirkungen sind bei einer
vergleichenden Betrachtung nicht zu erwarten. Denn steigt oder fällt die Nachfrage, so muß
sich die gesamte Kraftwerksstruktur unabhängig von dem Ausstieg aus der Kernenergie an diese Nachfrageentwicklung anpassen. Abb. 5.14 zeigt die Kostenunterschiede der verschiedenen
Ausstiegsvarianten gegenüber dem jeweiligen Referenzfall. Wir untersuchen einen Rückgang
der Stromnachfrage auf 400 TWh bis zum Jahr 2030 und eine entsprechender Abnahme der
Spitzenlast um 9 GW (Fall „Einspar“) bzw. einen Anstieg der Stromnachfrage um 0,5 % pro Jahr
mit entsprechendem Anstieg der Spitzenlast. Nur im Fall des Ausstiegs 2005 sind hier kleine
Unterschiede zu erkennen, die im wesentlichen daraus resultieren, daß in diesem Fall der sehr
schnellen Herausnahme großer Teile der Kapazität ein reibungsloser Übergang nicht so leicht
zu gestalten ist.
44
Mehrkosten Ausstieg gegen konstante Nachfrage
Mrd. DM
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
-1.0
-2.0
-3.0
5K
5S
19K
19S
Einspar
Wachstum
-2.2
-1.3
0.0
0.0
3.6
3.1
0.0
0.0
Abb. 5.15: Sensitivität Nachfrageentwicklung
Nun wird häufig argumentiert, daß Anreize zum Stromsparen erst dann entstehen würden,
wenn aufgrund der Verknappung von Strom durch den Wegfall der Kernkraftwerke hierfür die
Notwendigkeit bestehen würde. Es fällt schwer, dieses Argument nachzuvollziehen: Der Stromverbrauch pro Kopf der Bevölkerung liegt in Deutschland auf einem vergleichbaren Niveau wie
in anderen europäischen Ländern, unabhängig davon, ob diese Länder über Kernkraftwerke
verfügen oder nicht. Auch in Dänemark ist der Stromverbrauch auf dem gleichen Niveau (allerdings im wesentlichen aus Kohle erzeugt). In den verschiedenen Ländern haben sich unterschiedliche Strukturen und Erzeugungsstile herausgebildet, die durch die Verfügbarkeit von Energieträgern und die historisch gewachsenen institutionellen Formen der Stromwirtschaft geprägt sind. Auf der anderen Seite ist jedoch der „Lebensstil“ in den Ländern relativ ähnlich. Dies
ergibt ähnliche Verbrauchsgewohnheiten, ähnliche Industriestrukturen usw. Diese sind aber von
der Form der Primärenergieträger relativ unabhängig. Da heute die wirtschaftlichsten Formen
der Erzeugung von elektrischem Strom (ohne Berücksichtigung der Umwelteffekte) im Einsatz
von fossilen Energieträgern, nämlich importierter Steinkohle oder Erdgas liegen, ist dies Argument heute wenig überzeugend. Es ist historisch zur Zeit des Ausbaus der Kernkraft entstanden, als die Kernkraft eine billige Energiequelle gegenüber dem steigenden Preisniveau fossiler
Energieträger liefern sollte.
Sensitivität Betriebskosten KKW
Wir haben in den vorigen Analysen unterstellt, daß Kernkraftwerke, die zur Zeit in Betrieb sind,
über 40 Jahre eingesetzt werden können, ohne daß ein Mehraufwand für den Betrieb auftritt,
der durch die von uns angesetzten Betriebskosten nicht gedeckt ist. Würden höhere Betriebskosten auch zur Abdeckung eventueller Nachrüstungen notwendig, so würde dies die Kosten
des Ausstiegs insbesondere des kurzfristigen Ausstiegs verringern. Abb. 5.16 zeigt eine Simulation mit 10 % höheren Betriebskosten über den gesamten Zeitraum. Die entsprechenden Effekte sind unabhängig von dem Brennstoffpreisszenario. Der Kurzfristausstieg würde dadurch
um etwa 7,5 Mrd. DM und der Ausstieg bis zum Jahre 2019 um 1,4 Mrd. DM entlastet.
Mrd. DM
Betriebskosten KKW 10% höher
A2005
A2019
-7,5
-1,4
Abb. 5.16: Sensitivität Betriebskosten KKW
45
5.9. Auswirkungen auf Strompreise
In diesem Jahr ist das reformierte Energiewirtschaftsgesetz in Kraft getreten. In Übereinstimmung mit der europäischen Richtlinie für den Strommarkt sind nach diesem Gesetz die Grundlagen für Wettbewerb in der Stromwirtschaft geschaffen. Künftig werden Stromverbraucher in
stärkerem Maße als bisher durch die Auswahl des Anbieters auf die Preisgestaltung Einfluß
nehmen. Im vorigen Kapitel haben wir gezeigt, wie sich die Stromerzeugungskosten einer
„Deutschland AG“ für Strom in den verschiedenen Szenarien darstellen würden. Preise werden
von einzelnen Unternehmen auf der Basis ihres Kraftwerksportfolios und im Hinblick auf ihre
spezifische Kundenzusammensetzung nach ihren spezifischen Marktstrategien gemacht.
Wahrscheinliche Entwicklungen bei den Preisen lassen sich daher nur allgemein analysieren.
Hier sollen zwei Gesichtspunkte hervorgehoben werden:
•
Ausstieg als Verknappung auf dem Strommarkt
•
Preise nach Kundengruppen
Ausstieg als Verknappung auf dem Strommarkt
Ein schneller Ausstieg aus der Kernenergie führt für eine begrenzte Zeit, die für Ersatzbauten
erforderlich ist, zu einer starken Verknappung auf dem Strommarkt. Vorhandene und wenig
kostengünstig einsetzbare Kapazitäten werden dadurch aufgewertet. Unter Marktbedingungen
bestimmt der Grenzanbieter im jeweiligen Lastsegment den Preis. Verschwinden kostengünstig
einzusetzende Kapazitäten vom Markt, so treten im jeweiligen Lastsegment teurere Grenzanbieter an die Stelle der bisherigen. Mit anderen Worten: Die Strompreise werden für eine bestimmte Zeit steigen. Die Möglichkeit der Stromerzeuger, ihren Kunden höhere Preise entsprechend den Marktbedingungen zu berechnen, hängt sehr stark davon ab, inwieweit es ausländischen Anbietern gelingt, durch Verkauf von Strom in Deutschland preisbeeinflussend zu wirken.
Ein gewisser dämpfender Einfluß auf die Preisentwicklung durch andere europäische Anbieter
ist zwar wahrscheinlich, aber auch die in anderen Ländern reichlich vorhandenen Kapazitäten
reichen nicht aus, um den Ausfall eines Drittels der deutschen Erzeugung ohne Preiseffekte zu
kompensieren.
Insofern ist bei einem kurzfristigen Ausstieg davon auszugehen, daß das Strompreisniveau für
einen Zeitraum von bis zu fünf Jahren ansteigt, um sich dann allmählich wieder dem Normalniveau zu nähern. Auf diese Weise könnte es den Stromerzeugern in gewissem Umfang gelingen, einen Teil der Mehrkosten, der durch das Abschalten der Kernkraftwerke auf sie zukommt,
7
zu kompensieren. Die Volkswirtschaft muß dann allerdings diese höheren Preise tragen.
Preise nach Kundengruppen
Der neu geschaffene Wettbewerbsrahmen der Stromwirtschaft ist für unterschiedliche Kundengruppen in der derzeitigen Situation unterschiedlich wirksam. Insbesondere bestehen noch
nicht die erforderlichen organisatorischen Voraussetzungen, damit die Masse der kleineren Tarifkunden am Wettbewerb teilnehmen kann. Bevor es dazu kommt, müssen noch viele praktische Umsetzungsprobleme gelöst werden. Auch wenn vom Gesetz nicht vorgesehen, findet die
Entwicklung des Wettbewerbs also schrittweise statt und beginnt bei den größeren Abnehmern,
die über eine größere Nachfragemacht verfügen und dementsprechend diese in Preisverhandlungen einbringen können sowie geringere spezifische Transaktionskosten aufweisen. Die von
unserem Kostenmodell berechneten durchschnittlichen Kostensteigerungen werden also nicht
in gleicher Weise an alle Abnehmergruppen weitergegeben werden. Das große international agierende Industrieunternehmen wird die deutschen Preiskonditionen für Strom immer mit den
ausländischen vergleichen und möglicherweise auch in der Lage sein, direkt von ausländischen
Anbietern zu beziehen. Im Extremfall läßt sich hier also keine Preiserhöhung durchsetzen. Der
kleine Tarifkunde auf der anderen Seite verfügt weder über die Informationsbasis noch über die
Verhandlungsmacht, um seine Preissituation zu beeinflussen. Allerdings kann auch für kleinere
Tarifkunden durch Bündelung der Nachfrage Verhandlungsmacht aufgebaut werden. Dabei
könnte dennoch ein großer Teil der Kostensteigerungen, die mit einem kurzfristigen Ausstieg
verbunden sind, zu Preiserhöhungen bei den Tarifkunden führen. Derzeit werden knapp 60 %
7
Die Überlegungen zur Preisentwicklung basieren auf einer Modelluntersuchung mit Hilfe
des von C. Grobbel entwickelten System Dynamics Modell der Stromwirtschaft.
46
des Stroms an Sondervertragskunden abgesetzt und etwas über 40 % an Tarifkunden. Bei einer wettbewerblichen Preisbildung, die stark zu Lasten der Tarifkunden ginge, müßten diese die
gesamte Preiserhöhung nahezu allein tragen.
Für alle Abnehmer würde sich ergeben, daß die mit der Deregulierung erhofften Preissenkungen für eine längere Zeit ausbleiben würden.
Auf die Folgen dieser Preisänderungen gehen wir im folgenden Kapitel bei den volkswirtschaftlichen Wirkungen ein.
47
6. Volkswirtschaftliche Auswirkungen
6.1. Methodenprobleme
Zur Analyse der Rückwirkungen zwischen dem Energiesystem und der ganzen Volkswirtschaft
werden seit langem unterschiedliche Modelle eingesetzt. Aufgrund der vielfältigen Wechselwirkungen gibt es auch eine Vielzahl von Effekten, wenn im Energieversorgungssystem Veränderungen eintreten. Treten etwa Gaskraftwerke an die Stelle von Kohlekraftwerken, so kann man
unmittelbar folgende Wirkungsketten identifizieren: Die Investitionen zur Errichtung eines Gaskraftwerks gleicher Leistung sind erheblich niedriger, dies hat Auswirkungen auf die Kraftwerksindustrie. Wenn durch das neue Kraftwerk heimischer Brennstoff durch importierten
Brennstoff ersetzt wird, so hat dies auch Rückwirkungen auf die heimische Energieerzeugung
und deren Beschäftigungssituation. Auf der anderen Seite wirken aber auch die dadurch möglicherweise ausgelösten Preiseffekte auf die Volkswirtschaft. Wird Elektrizität billiger, so sparen
die Bezieher der Elektrizität Ausgaben, die sie für andere Zwecke einsetzen können. Das gesamte Verbrauchsgefüge und in Abhängigkeit davon auch die Produktionsstruktur bzw. die Importstruktur kann dadurch tangiert werden.
Heute werden für solche Analysen häufig gesamtwirtschaftliche Modelle eingesetzt, die zumindest einen Teil dieser Rückwirkungen abbilden können. Dabei kann dann auch berücksichtigt
werden, daß die entstehenden Umwelteffekte durch bestimmte Maßnahmen kompensiert werden müssen, die selbst wieder volkswirtschaftliche Effekte auslösen.
Wir haben im folgenden einige volkswirtschaftliche Effekte dargestellt, diese bilden aber nicht
alle Rückwirkungen ab. Die Analyse der Beschäftigungseffekte fußt dabei auf dem gesamtwirtschaftlichen Input-Output-Modell. Mit diesem Modell wurden für die verschiedenen zu berücksichtigenden Wirkungen Beschäftigungsfaktoren ermittelt. Diese sagen aus, wie viele Beschäftigte in der Volkswirtschaft direkt und indirekt zur Produktion eines bestimmten Wertes erforderlich sind.
6.2. Zahlungsbilanzwirkungen
Tab. 6.1 zeigt die zusätzlichen Importe von Brennstoffen, die in den Ausstiegsszenarien (im
Vergleich zum Referenzfall) erforderlich werden. Dieser Beitrag zum Leistungsbilanzsaldo kann
je nach der gesamtwirtschaftlichen Situation erwünscht oder unerwünscht sein, auf jeden Fall
müssen die zusätzlichen Abflüsse ceteris paribus durch zusätzliche Exporterlöse abgedeckt
werden.
Zusätzliche Importe
im Vergleich zu Referenz
5K
5S
19K
19S
Mrd. DM
CO2 unbeschränkt.
121
94
21
18
CO2 beschränkt
134
183
21
40
Tab. 6.1: Zahlungsbilanzeffekte
6.3. Beschäftigungswirkungen
Die Stromwirtschaft ist gemessen an der gesamten Volkswirtschaft ein kleiner Sektor. Große
Veränderungen wie etwa eine schnelle Umstrukturierung des Kraftwerksparks wirken sich aber
dennoch fühlbar aus, weil die Kapitalintensität der Produktion im Stromsektor besonders hoch
ist. Wir analysieren die volkswirtschaftlichen Auswirkungen mit Hilfe des Input-Output-Modells.
Durch die Umstrukturierung des Kraftwerksparks werden Investitionen ausgelöst, diese führen
zu Aufträgen bei den Lieferanten von Investitionsgütern, deren Vorlieferanten etc. Sie bilden also einen Nachfrageimpuls.
48
Auf der anderen Seite führt eine Umstrukturierung des Kraftwerksparks durch einen Ausstieg
aus der Kernenergie auch zu Mehrkosten. Diese bedeuten für die Abnehmer von Strom erhöhte
Ausgaben für Energie. Bei den Haushalten konkurrieren diese Ausgaben mit anderen aus ihrem
Budget zu bestreitenden Ausgaben und würden diese tendenziell reduzieren. Bei Unternehmen,
die in internationaler Konkurrenz stehen und große Mengen von Energie brauchen, wie z.B. in
der chemischen Grundstoffindustrie, erhöhen sich die Produktionskosten, worunter die internationale Wettbewerbsfähigkeit leiden würde. Insgesamt können sich recht komplexe Rückwir8
kungen ergeben.
8
Vgl. hierzu Pfaffenberger, W. unter Mitarbeit von Kemfert, C. und Scheele, U.: Arbeitsplatzeffekte von Energiesystemen, Frankfurt 1995
49
Beschäftigungseffekte
1. Investitionseffekt
Investition in neue Anlagen zur Stromerzeugung löst direkte und indirekte Beschäftigungseffekte aus.
2. Betriebseffekt
Wartung und Betrieb inkl. der Erzeugung und Bereitstellung der Brennstoffe.
3. Budgeteffekt
Mehrkosten des Ausstiegs ersetzen andere Ausgaben der Strombezieher.
4. Regionaleffekt
Standortbezogen ergeben sich Änderungen durch veränderte direkte und indirekte Beschäftigung sowie durch veränderte örtliche Steuereinnahmen: zusätzliche Beschäftigung
an den Standorten der Ersatzkraftwerke, Rückgang an den Standorten der KKW.
5. Dynamischer Effekt
Marktveränderungen durch Anpassung an anderes Preisniveau und andere Verfügbarkeit
mit entsprechenden Auswirkungen auf die Industriestruktur.
6. Außenhandelseffekt
a. Export / Import von Anlagen, Brennstoffen und Strom
b. Veränderte Deviseneinnahmen für Lieferanten (Anlagen, Gas, Importkohle) mit Konsequenzen für deren Käufe von Gütern bei uns (internationaler Budgeteffekt).
Abb. 6.1: Beschäftigungseffekte
Einige wichtige dieser Effekte sind in der Abb. 6.1 aufgelistet. Immer wenn eine Investition getätigt wird, so werden bei den Herstellern der Investitionsgüter und allen mit ihnen verbundenen
Vorlieferanten Effekte ausgelöst. Solche Effekte treten einmalig mit der Investition auf.
Wenn die Anlage fertiggestellt ist und betrieben wird, so werden Beschäftigte zum Betrieb und
für Wartungsarbeiten eingesetzt. Dazu kommen all diejenigen, die die laufenden Betriebsmittel,
also vor allen Dingen die Brennstoffe erzeugen und bereitstellen. Kernkraftwerke sind wenig
beschäftigungsintensiv, aber dies gilt auch für moderne Anlagen auf fossiler Basis. Bei neuen
Kraftwerken wird es erheblich weniger Beschäftigte pro MW geben, als in der Vergangenheit.
Insofern ergeben sich bei einem Ausstieg aus der Kernenergie keine starken Effekte aus dem
unmittelbaren Betrieb. Auch größere Effekte aus dem Bereich der Brennstofferzeugung und –
bereitstellung sind nicht zu erwarten, da in Deutschland bei zusätzlichen Mengen im
wesentlichen auf importierte Brennstoffe zurückgegriffen werden muß.
Wenn die Stromkosten auf Grund des Ausstiegs ansteigen und durch höhere Preise an die
Verbraucher weitergegeben werden, so müssen diese andere Ausgaben entsprechend reduzieren. Diesen Budgeteffekt sowie die vorher beschriebenen Investitions- und Betriebseffekte haben wir bei unseren Berechnungen berücksichtigt.
Es treten aber weitere Effekte auf, die nur im Rahmen eines volkswirtschaftlichen Entwicklungsszenarios zu bewerten sind, das wir für diese Analyse nicht untersucht haben. Diese Effekte
sind insbesondere dynamische Anpassungswirkungen bei den Stromverbrauchern im Hinblick
auf ein anderes Strompreisniveau oder die erwartete Verfügbarkeit von Elektrizität. In diesem
Sinne können sich auch strukturelle Wirkungen auf die Wirtschaft vermittelt über vorgelagerte
Forschung und Entwicklung ergeben. Solche Wirkungen sind schwer vergleichend zu bewerten.
Schließlich ergeben sich internationale Effekte bei Außenhandelsbeziehungen von Kraftwerksanlagen, Brennstoffen und bei dem Import oder Export von Elektrizität selbst. Teile der ins
Ausland fließenden Einnahmen aus Anlagen- und Energielieferungen können wieder als Exportgüternachfrage zu uns zurückfließen.
Unmittelbare Wirkungen ergeben sich auch für die einzelnen Kraftwerksstandorte („Regionaleffekt“). Wo Kernkraftwerke abgeschaltet werden, ergeben sich Rückwirkungen auf die örtliche Beschäftigung, die aus dem Betrieb des Kraftwerks resultieren und zusätzliche Effekte aus
dem örtlichen Gewerbesteueraufkommen, das mit dem Kraftwerksstandort verbunden ist.
Volkswirtschaftlich sind diese Effekte allerdings nicht relevant, weil sie durch entsprechende
Betriebseffekte oder auch Steuereinnahmen an anderen Orten kompensiert werden.
50
Aus den Szenarien lassen sich sehr genau die notwendigen Investitionen zur Umstrukturierung
des Kraftwerksparks ermitteln. Für die volkswirtschaftlichen Effekte sind aber auch die Mehrkosten von Relevanz. Wir bewerten diese mit einer groben Rechnung, bei der wir unterstellen,
daß die Mehrkosten lediglich bei den Tarifkunden zu Preiserhöhungen führen. Wie oben dargelegt wurde, sind Preiserhöhungen bei Stromabnehmern, die im internationalen Wettbewerb
stehen, weniger leicht durchzusetzen. Unsere Vorgehensweise hat aber auch praktische Gründe: Für die Analyse der Wirkungen einer Strompreiserhöhung auf die industriellen Verbraucher
müßte man sich die Wettbewerbswirkungen in verschiedenen Sektoren detailliert ansehen. Dies
war nicht Gegenstand dieser Studie.
Arbeitsplatzverluste
(Differenz zu Referenz)
40000
35000
Arbeitsplätze
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
ohneCO2beschr.
CO2beschr.
05K
05S
19K
19S
20748
26057
21240
35024
4142
4165
5456
7931
Abb. 6.2: Arbeitsplatzverluste
9
Die Abb. 6.2 zeigt die Auswirkungen auf die Beschäftigung in den Ausstiegsszenarien. Sie
zeigt die berechneten Arbeitsplatzverluste der verschiedenen Ausstiegsszenarien. Sie erklären
sich im wesentlichen durch zwei Effekte:
•
Mehrkosten des Stroms wirken negativ auf die Beschäftigung (Budgeteffekt),
•
beim Ausstieg aus der Kernenergie fallen die hohen Betriebskosten der Kernkraftwerke
weg, die in großem Umfang inländische Wertschöpfung darstellen. Die Betriebskosten der
Ersatzkraftwerke (Gas oder Kohle) sind erheblich kleiner und betragen nur etwa 25 % der
Betriebskosten von Kernkraftwerken. In den Betriebskosten sind die direkt Beschäftigten
der Kernkraftwerke enthalten (dies sind nur wenige Personen) und alle Zulieferer, die Wartungs- und Reparaturleistungen liefern.
Insbesondere bei einem kurzfristigen Ausstieg sind die entsprechenden Beschäftigungsverluste
groß, weil hier ja über einen langen Zeitraum die entsprechende inländische Wertschöpfung
entfällt. In den Ersatzkraftwerken wird im wesentlichen importierter Brennstoff eingesetzt, der in
Deutschland nur zur einer geringen Wertschöpfung durch den Transport führt.
Bei einer Betrachtung des gesamten Zeitraums fallen die Investitionseffekte nicht ins Gewicht,
weil die Investitionen in allen Szenarien über den gesamten Zeitraum in etwa gleich hoch sind.
Allerdings fallen sie zu unterschiedlichen Zeitpunkten an. Im Verlauf der jeweiligen Zeiträume
ergeben sich dadurch recht unterschiedliche Effekte, die hier aber nicht im einzelnen dargestellt
werden können.
9
Die zugrundegelegte Methodik zur Ermittlung der Beschäftigungseffekte ist ausführlich
beschrieben in einer Studie für das Forum für Zukunftsenergien über die Beschäftigungseffekte erneuerbarer Energie: Pfaffenberger, W., Kemfert, C.: Beschäftigungseffekte durch eine verstärkte Nutzung erneuerbarer Energien, Bonn 1998.
51
7. Abschließende Bewertung
Was ist nun die Nutzanwendung der durchgeführten Analysen? Ziel von Szenariorechnungen
sind keine Prognosen, sondern es geht darum, relevante Problembereiche auch von ihrer Größenordnung her zu identifizieren. Dazu sollen hier einige abschließende Bemerkungen gemacht
werden.
1. Es ging bei unserer Analyse nicht darum, Kernenergie als Energiequelle schlechthin zu bewerten. Hierzu bedürfte es notwendigerweise einer langfristigen und globalen Analyse. Tatsächlich ist die Perspektive für die Kernkraft in Deutschland unabhängig von den anstehenden politischen Entscheidungen schlecht. Wir folgen hier Hensing:
„Kernenergie kann in wettbewerblichen Märkten für bestehende Anlagen ihre Wirtschaftlichkeit unter Beweis stellen, neue Anlagen wird es nicht geben. ... Sofern der Staat nicht
eingreift, wird vom Markt aus keine nukleare Option aufrecht erhalten. Dies gilt sowohl für
das britische Modell, alles dem Wettbewerb zu überlassen als auch für das deutsche Beispiel einer energiepolitischen Selbstblockade. Entscheidet sich eine Gesellschaft für die
Aufrechterhaltung der Kernenergie, muß sie den französischen, koreanischen oder japanischen Weg mit politischem Konsens als auch dem konsequenten Festhalten einer einmal
eingeschlagenen Richtung gehen. Private Investoren in Kernkraftwerke benötigen vor allem
Sicherheit. Ob dies alleine ausreicht bzw. ob überhaupt die Politik in der Lage ist, diese Sicherheit zu geben, muß aber bezweifelt werden.“ (Hensing, 1996, S. 62)
2. Gibt es diesen „wirtschaftsendogenen“ Ausstieg also, so stellt sich die Frage nach der Abwicklung der derzeit noch in Betrieb befindlichen Anlagen. Diese Anlagen können noch über
eine längere Zeit Beiträge zur Stromerzeugung leisten, die insgesamt auch weit über dem
liegen, was sie bereits geleistet haben.
3. Ein schneller Ausstieg aus der Kernenergie bedeutet eine Kapitalvernichtung in nicht unerheblichem Umfang. Die Bewertung dieses Kapitals hängt davon ab, wie der Ersatz für die
Kernkraftwerke bewertet wird. Dies hängt u.a. von den künftigen Energiepreisen, insbesondere aber vom Ausstiegstempo ab. Hierzu haben wir sehr verschiedene Szenarien durchgerechnet. Ein Szenario mit weitgehendem Ersatz von Kernkraftdurch Gaskraftwerke bietet
bei heutigen Preisen und Kosten günstige Möglichkeiten. Gleichzeitig setzt eine solche
Strategie voraus, daß Erdgas in stark steigenden Mengen verfügbar ist, ohne daß der Preis
sich ändert. Die letzte Bedingung ist angesichts der Struktur des Erdgasmarktes wenig
wahrscheinlich.
4. Eine Mischstrategie mit dem Ersatz durch eine Mischung aus Erdgas und Kohle ist unter
Preis- und Kostengesichtspunkten akzeptabler, wirft aber größere klimapolitische Probleme
auf, weil mit einer solchen Strategie wesentlich höhere Emissionen von Treibhausgasen
verbunden sind.
5. Ein klimaneutraler Ausstieg erhöht die Kosten des Ausstiegs. Denn es müssen entweder
andere Wirtschaftsbereiche stärker zur Klimagasreduktion beitragen als bei Verfügbarkeit
von Kernkraft oder der Stromsektor selbst muß noch stärker auf Gas umgestellt werden, um
Treibhausgase zu reduzieren. Dies bedeutet einen stärkeren Verzicht auf inländische Wertschöpfung im Bereich der Kohleerzeugung.
6. Ein größerer Beitrag erneuerbarer Energie kann das Problem nicht lösen: Der Einsatz von
EEQ ist nicht mit der direkten Emission von Treibhausgasen verbunden. Insofern sind sie
mit Kernkraft äquivalent. Könnte man Kernenergie durch erneuerbare Energiequellen ersetzen, so könnte längerfristig die Klimabilanz neutral bleiben. Ein Beitrag zur Reduktion von
Treibhausgasen würde damit aber nicht geleistet.
7. Es gibt große Potentiale der Kraft-Wärme-Kopplung in Deutschland, die noch nicht erschlossen sind. Im Zusammenhang mit dezentralen Anlagen, die kostengünstig Wärme
liefern können, können solche Anlagen in Zukunft einen bedeutenden Beitrag zur Stromund Wärmeerzeugung leisten. Unter den heutigen wirtschaftlichen Bedingungen bestehen
allerdings große Hemmnisse zur Einführung solcher Anlagen, weil der Markt den Umweltvorteil der Kraft-Wärme-Kopplung nicht honoriert.
52
8. Ein Ausstieg aus der Kernenergie stellt die Energiepolitik vor das Problem, Umweltverträglichkeit, Wirtschaftsverträglichkeit im Rahmen einer weltoffenen Volkswirtschaft und Stabilität der Rahmenbedingungen miteinander zu vereinbaren. Damit sind erhebliche Umstrukturierungsaufgaben verbunden. Volkswirtschaftlich gesehen wäre es von erheblichem Vorteil, wenn der Ertragswert der Kernkraftwerke – soweit dies unter Sicherheitsgesichtspunkten vertretbar ist – für diese Umstrukturierungsaufgabe eingesetzt werden könnte. Ein gesellschaftlicher Pakt mit längeren Restlaufzeiten der KKW verbunden mit einem betonten
Einstieg in eine umfangreiche Förderung der EEQ und KWK und eine Erschließung der
Einsparpotentiale wäre ein volkswirtschaftlich rationaler Weg.
53
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