Ermittlung vermiedener Umweltschäden - Hintergrundpapier zur Methodik - im Rahmen des Projekts Wirkungen des Ausbaus erneuerbarer Energien Untersuchung im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit Barbara Breitschopf Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung (ISI), Karlsruhe unter fachlicher Mitarbeit von Michael Memmler Umweltbundesamt (UBA), Dessau 15. Juni 2012
I Inhaltsverzeichnis Seite 1 Einleitung... 1 2 Berechnungsmethode... 2 3 Datengrundlage der Eingangsgrößen... 4 4 Vermiedene Umweltschäden... 11 5 Fazit... 16 6 Anhang... 18 7 Literatur/Referenzen... 20
II Abbildungsverzeichnis Seite Abbildung 4-1: Abbildung 4-2: Umweltschäden der Strom- und Wärmeerzeugung in Cent/kWh... 12 Vermiedene Umweltschäden der Wärme- und Stromerzeugung differenziert nach LSS und THG, in Mio., 2011... 13 Tabellenverzeichnis Seite Tabelle 3-1: Wärme- und Stromerzeugung aus EE in 2011... 5 Tabelle 3-2: Emissionsfaktoren für Stromerzeugung aus EE-Trägern... 7 Tabelle 3-3: Emissionsfaktoren für Wärmeerzeugung aus EE-Trägern... 7 Tabelle 3-4: Substitutionsfaktoren bei Stromerzeugung... 8 Tabelle 3-5: Substitutionsfaktoren bei Wärmeerzeugung... 8 Tabelle 3-6: Tabelle 4-3: Tabelle 6-1: Durchschnittliche Schadenskostenansätze für LSS und THG... 11 Vermiedene Umweltschäden differenziert in Wärme- und Stromerzeugung in Mio., 2011... 14 Umweltschäden in Cent/kWh (gerundet), Biomasse gewichtet... 18 Tabelle 6-2: Umweltschäden in Cent/kWh (Biomasse ungewichtet)... 19
1 1 Einleitung Die Vermeidung von Umweltschäden wird als eine wesentliche, quantifizierbare Nutzenwirkung Erneuerbarer Energien (EE) jährlich in verschiedenen Veröffentlichungen aufgeführt. Sie kann den einzelnen erneuerbaren Energieträgern und Erzeugungstechnologien direkt zugeschrieben werden. Weitere positive Wirkungen auf makroökonomischer Ebene wie etwa die in den letzten Jahren stets steigende Bruttobeschäftigung im Bereich Erneuerbarer Energien (EE), die Reduzierung der Importabhängigkeit durch den Ausbau EE, die Schonung von Ressourcen etc. lassen sich ebenfalls quantifizieren, jedoch nicht ohne Weiteres monetär erfassen. Die Energiebereitstellung erfolgt nicht ohne negative Wirkungen für die Umwelt, die je nach Energieträger und Erzeugungstechnologie unterschiedlich hoch ausfallen. Der Einsatz Erneuerbarer Energien (EE) ruft in der Regel geringere Umweltschäden als der Einsatz fossiler Energieträger hervor, so dass EE vermiedene Umweltschäden als Nutzengröße zugeschrieben werden können. Die hier betrachteten Umweltschäden beziehen sich auf die Emissionen von Treibhausgasen (THG) und Luftschadstoffen (LSS), die auf Klima, Gesundheit, landwirtschaftliche Erträge, Artenvielfalt und Gebäudesubstanz/Materialien in der Regel eine negative Auswirkung haben, ohne dass diese den Verbrauchern oder Erzeugern angelastet wird. Die durch den Einsatz Erneuerbarer Energien ermittelten vermiedenen Umweltschäden stellen somit eine Nutzenwirkung dar, bei der mögliche Teilinternalisierungen durch andere energie- oder klimapolitische Instrumente und Wechselwirkungen zwischen den Instrumenten zu berücksichtigen sind. Hintergrund dieses Papiers sind im Rahmen der Überarbeitung der Methodenkonvention zur Ermittlung von Umweltschäden (UBA 2012a) die Anpassungen der Kostenansätze für die THG und LSS zur Berechnung der (vermiedenen) Umweltschäden an eine neue Preisbasis sowie eine Differenzierung der Kostenansätze bei LSS. Im Rahmen dessen soll die Berechnung der (vermiedenen) Umweltschäden transparent dargelegt werden. Daher ist das Ziel des vorliegenden Hintergrundpapiers, in Ergänzung zu UBA 2012a die Berechnungsmethode bzw. Schritte zur monetären Quantifizierung vermiedener Umweltschäden ausführlich dazustellen (Kapitel 2), die Eingangsgrößen für die Berechnung transparent darzulegen und dabei die Problematik bzw. Unsicherheiten bei den verschiedenen Inputgrößen anzusprechen (Kapitel 3) sowie mögliche Spannweiten der daraus resultierenden vermiedenen Umweltschäden auszuweisen (Kapitel 4).
2 2 Berechnungsmethode Die Berechnung der spezifischen Umweltschäden sowie der vermiedenen Umweltschäden beruht auf vier wesentlichen Eingangsgrößen: Erzeugte Endenergie aus EE für Wärme und Strom. Substitutionsfaktoren: sie zeigen auf, in welchen Umfang EE (z.b. Windstrom oder Biogas) fossile Energieträger zur Stromerzeugung (z. B. Braunkohle oder Erdgas, auch im Wärmebereich) ersetzen. Emissionsfaktoren fossiler und erneuerbarer Energieträger in (g/kwh): Sie zeigen die den einzelnen Energieerzeugungsoptionen zuzurechnenden Emissionen und sind differenziert nach Technologien ausgewiesen. Sie setzen sich dabei aus direkten und indirekten Emissionen zusammen: direkte Emissionen fallen direkt in der Anlage bei der Strom- bzw. Wärmeerzeugung an, während die indirekten Emissionen aus vorgelagerten Prozessen, z.b. Bereitstellung von Brennholz, Erstellung von PV-Anlagen, etc. auftreten. Schadenskostenansätze für THG und LSS: die mit der Emission von THG und LSS verbundenen Schäden werden hier monetär ausgedrückt in / Tonne THG oder LSS. Bei der Ermittlung der vermiedenen Umweltschäden werden die Wirkungen der Luftschadstoffe (LSS) SO 2, NO x, NMVOC und Staub (PM 2,5 und PM 10 ) sowie die der Treibhausgase CO 2, CH 4, N 2 O auf die Wirkungsbereiche Klima, Gesundheit, Ernte, Material und Artenvielfalt betrachtet. Spezifische Umweltschäden Die spezifischen Umweltschäden (in Cent/kWh) zeigen auf, welche Schäden durch den Einsatz eines erneuerbaren oder fossilen Energieträgers je kwh Endenergie verursacht werden Die Berechnung basiert auf zwei Eingangsgrößen, den Emissionsfaktoren sowie den Schadenskostenansätzen, wobei die Schadenskostensätze bei LSS nach direkten und indirekten Emissionen unterschieden werden können: Spezif. Umweltschäden ET = Σ J (SK J d * EF J d ) + Σ J (SK J ind * EF J ind ) SK: Schadenskosten in /t; EF: Emissionsfaktor in g/kwh; ET: Energieträger fossil oder erneuerbar, J: Luftschadstoff bzw. Treibhausgas; d: direkte Emissionen; ind: indirekte Emissionen Vermiedene Umweltschäden Die vermiedenen Umweltschäden (in ) geben an, welche Schäden mit dem Ersatz fossiler Energieträger durch erneuerbare Energieträger vermiedenen werden. Sie be-
3 ziehen sich auf die innerhalb eines Jahres erzeugte Endenergie mit EE in Deutschland und berücksichtigen nicht eventuelle Teilinternalisierungen durch den CO 2 -Handel.1 Die Berechnung ist nachfolgend, in mehrere Zwischenschritte zerlegt, dargestellt und untergliedert sich in die Ermittlung folgender Größen: 1. Spezifische vermiedene Emissionen: Hier werden die spezifischen vermiedenen Emissionen je Energieeinheit, Energieträger/Technologie und LSS oder THG ermittelt, indem die Substitutionsfaktoren einer EE-Technologie mit den entsprechenden Emissionsfaktoren der verdrängten fossilen Technologien multipliziert und davon die Emission der EE-Technologie subtrahiert werden. Spezif. vermiedene Emission EE J = Σ fossil (SF fossil EE * EF fossil J ) EF EE J EF: Emissionsfaktor, SF: Substitutionsfaktor, EE: Erneuerbare Energien, J: Luftschadstoff bzw. Treibhausgas 2. Vermiedene Emissionen: Durch Multiplikation der vermiedenen spezifischen Emissionen (THG, LSS) einer EE-Technologie mit der entsprechenden Stromund Wärmebereitstellung aus EE erhält man die gesamten vermiedenen Emissionen einer EE-Technologie vermiedene Emission EE J = spezif. vermiedene Emission EE J * QEE Q: Erzeugte Wärme/Strommenge, EE: Erneuerbare Energie, J: Luftschadstoff bzw. Treibhausgas 3. Vermiedene Umweltschäden: Die Multiplikation der vermiedenen Emissionen einer EE-Technologie mit den entsprechenden Schadenskostenansätzen2 der jeweiligen LSS und THG sowie die Addition über LSS und THG ergeben die vermiedenen Umweltschäden je EE-Technologie. vermiedene Umweltschäden EE = ΣJ (vermiedene Emission EE J* SKJ ) SK: Schadenskosten, EE: Erneuerbare Energie, J: Luftschadstoff bzw. Treibhausgas In diesem Ansatz sind somit die Umwelteffekte der Emissionen von Treibhausgasen und ausgewählter Luftschadstoffe berücksichtigt. Aufgrund der mangelhaften Datenlage sind in dieser Berechnung jedoch nicht alle Schäden durch Luftschadstoffemissionen (NH 3 ), Lärm- und Geruchsbelästigung, Gefahr einer radioaktiven Strahlenbelastung, etc. mit einbezogen. 1 Wären die zu zahlenden Kosten der Energieerzeuger für CO 2 -Emissionen (im Rahmen des ETS) von den vermiedenen Umweltschäden abgezogen, gäbe die verbleibende Größe einen Hinweis auf mögliche vermiedene externe Kosten. 2 Hier erfolgt keine Differenzierung der Schadenskostenansätze von LSS nach direkte und indirekte Emissionen.
4 3 Datengrundlage der Eingangsgrößen Ein Teil der Inputgrößen kann aus vorhandenen Statistiken, Untersuchungen und Bilanzierungen entnommen werden, während andere auf Modellergebnissen oder Abschätzungen beruhen, die wiederum auf verschiedenen Annahmen im Modell aufbauen. Nachfolgend wird die Grundlage der Inputgrößen kurz umrissen und auf ihre Problematik eingegangen. Strom- und Wärmeerzeugung aus EE Die Strom- und Wärmeerzeugung aus Erneuerbaren Energien in GWh steht über die Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat) auf den Seiten des BMU (Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit) unter http://www.erneuerbare-energien.de/erneuerbare_energien/datenservice/zeitreihen/ doc/45919.php zur Verfügung. Im Laufe des Jahres stellt die AGEE-Stat zunehmend konsolidierte und qualitätsgesicherte Daten zur Entwicklung der erneuerbaren Energien im jeweiligen Vorjahr bereit: Von einer ersten Schätzung im Februar über konsolidierte Zahlen in der Broschüre Erneuerbare Energien in Zahlen im Sommer bis zu einem Internet-Update im Dezember. Die Angaben der AGEE-Stat umfassen den aus EE erzeugten Strom sowie die für Wärme bzw. im Verkehr eingesetzte Endenergie aus EE in Haushalten, im Bergbau, Verarbeitenden Gewerbe und der Energiewirtschaft. Der Einsatz fester Biomasse im Sektor Gewerbe, Handel und Dienstleistungen wird mangels belastbarer Daten nicht ausgewiesen. Daher ist der Einsatz von Biomasse im Wärmebereich tendenziell eher unterschätzt. Grundlage der AGEE-Stat bilden die Erhebungen des Statistischen Bundesamtes über die Energieerzeugung, sowie eigene Berechnungen z.b. zur Solarthermie über die installierte Kollektorfläche. Bei der Wärmebereitstellung aus fester Biomasse nimmt das UBA eine zusätzliche Differenzierung vor (Emissionsbilanz 2009, Update 2011). Insbesondere die Aufteilung des Einsatzes fester Biomasse bei Haushalten nach Einzelfeuerstätten (EFA) und Zentralheizungen (Scheitholz, Pellet) ist nicht unbedeutend, da zum einen der Einsatz fester Biomasse zur Wärmeerzeugung in Haushalten einen großen Anteil einnimmt und zum anderen die Wärmeerzeugung mit Einzelfeuerstätten relativ hohe Emissionen verursacht.3 Für das Jahr 2011 liegt inzwischen folgender Datenstand der AGEE-Stat vor: 3 Folglich kann eine Veränderung des Anteils an Einzelfeuerstätten einen relativ hohen Einfluss auf die vermiedenen Umweltschäden haben. Insgesamt ist davon auszugehen, dass die Abgrenzung der Daten bzw. die Differenzierung nach Einsatzoptionen und Bereichen bei Biomasse auf Annahmen beruht, die einer ständigen Überprüfung unterliegen.
5 Tabelle 3-1: Wärme- und Stromerzeugung aus EE in 2011 Beitrag erneuerbarer Energien zur Energiebereitstellung im Jahr 2011 Endenergie [GWh] Anteil am Endenergieverbrauch [%] Wasserkraft 19.500 3,2 Windenergie 46.500 7,6 an Land 45.940 7,5 Stromerzeugung auf See (Offshore) 560 0,09 Photovoltaik 19.000 3,1 biogene Festbrennstoffe 11.300 1,9 biogene flüssige Brennstoffe 1.400 0,2 Biogas 17.500 2,9 Klärgas 1.100 0,2 Deponiegas 620 0,1 Anteil am Stromverbrauch biogener Anteil des Abfalls 5.000 0,8 Geothermie 18,8 0,003 Summe 121.939 20,0 biogene Festbrennstoffe (Haushalte) 62.000 4,7 biogene Festbrennstoffe (Industrie) 24.200 1,8 biogene Festbrennstoffe (HW/HKW) 6.800 0,5 Wärmebereitstellung biogene flüssige Brennstoffe 7.700 0,6 Biogas 16.500 1,2 Klärgas 1.090 0,08 Deponiegas 280 0,02 biogener Anteil des Abfalls 7.900 0,6 Solarthermie 5.600 0,4 Anteil am EEV für Wärme tiefe Geothermie 340 0,03 oberflächennahe Geothermie 5.980 0,5 Summe 138.390 10,4 Kraftstoffbereitstellung Biodiesel 24.918 4,0 Anteil am Kraftstoffverbrauch Pflanzenöl 205 0,03 Bioethanol 9.136 1,5 Summe 34.259 5,6 Gesamt 294.588 12,2 Quelle: AG EE-Stat, Stand: 08.03.2012; http://www.erneuerbareenergien.de/erneuerbare_energien/datenservice/zeitreihen/doc/45919.php
6 Emissionsfaktoren Die Emissionsfaktoren fossiler wie erneuerbarer Energieträger für Treibhausgase und Luftschadstoffe werden in g/kwh ausgewiesen. Hierbei werden die direkten sowie die indirekten Emissionen inklusive aller Vorketten und vorgelagerten Verarbeitungsstufen berücksichtigt. Zu beachten ist die Bezugsgröße der Emissionsfaktoren. Diese kann sich im Wärmebereich z.b. auf den Heizwert oder auf die Nutzwärme beziehen. Die Emissionsfaktoren (Summe aus direkten und indirekten) sind im Anhang 2 und 4 der Emissionsbilanz des Umweltbundesamtes (UBA) (UBA 2009, Emissionsbilanz, Update 2011 Anlage 2 und 4) dokumentiert und über http://www.umweltbundesamt.de/ uba-info-medien/3761.html abrufbar. Die dort ausgewiesenen Emissionsfaktoren stellen Mischgrößen dar, d.h. sie repräsentieren den in Deutschland vorhandenen Bestand an Erzeugungstechnologien gewichtet nach Anlagenalter und Technologie und nicht einen nach dem neusten (besten verfügbaren) Stand der Technik erzielbaren Emissionswert. Die Allokation der Emissionen bei gleichzeitiger Strom- und Wärmeerzeugung (KWK) erfolgt nach der finnischen Methode. Die Dokumentation zur Ableitung der Emissionsfaktoren wurde 2012 grundlegend überarbeitet (UBA 2012b). Zukünftig ist eine jährliche Aktualisierung vorgesehen. Inhaltliche Anpassungen der Emissionsfaktoren erfolgen bei den fossilen Energieträgern laufend auf Basis des Nationalen Treibhausgasinventars, bei den erneuerbaren Energietechnologien in einem regelmäßigen Rhythmus (ca. alle 5 Jahre). Die Notwendigkeit einer fortlaufenden Aktualisierung der Emissionsfaktoren - insbesondere bei den direkten Emissionen ergibt sich zum einen aus dem technologischen Fortschritt sowie durch Veränderung des Gesamtbestandes der Erzeugungsoptionen durch den starken Ausbau EE. Insgesamt ist festzuhalten, dass die Angaben je Technologie oder Energieträger ein Durchschnittswert aller bestehender, also neuer und alter Anlagen darstellen, und somit insbesondere gegenüber der neuesten technologischen Entwicklung relativ hohe Emissionswerte ausweisen, die Emissionsfaktoren für die untersuchten, unterschiedlichen (alten und neuen) Anlagen auf einer ausgewählten Anzahl von Anlagen beruhen und sich auf gewisse Annahmen zu bspw. Art der Biomasse(zusammensetzung) und Effizienz stützen, und die Emissionswerte für die Berechnung der Emissionen neuer Anlagen (nach dem neusten Stand der Technik) nicht geeignet sind.
7 Tabelle 3-2: Emissionsfaktoren für Stromerzeugung aus EE-Trägern g/kwh Input SO 2 -Äq. SO 2 NO x Staub CO NMVOC CO 2 -Äq. CO 2 CH 4 N 2 O Wasserkraft 0,014 0,005 0,013 0,041 0,012 0,002 4,478 3,402 0,050 0,000 Windenergie 0,052 0,034 0,026 0,036 0,064 0,006 11,634 10,834 0,032 0,000 Photovoltaik 0,320 0,211 0,156 0,082 0,224 0,084 68,820 64,222 0,182 0,003 Geothermie 0,479 0,261 0,314 0,205 0,129 0,041 310,704 294,144 0,626 0,011 Festbrennstoffe Gesamt 0,785 0,175 0,876 0,037 0,441 0,137 17,573 6,439 0,032 0,034 Feste Biomasse - Altholz (50%) 0,500 0,032 0,672 0,023 0,342 0,140 17,847 12,878 0,038 0,013 Feste Biomasse - HKW (50%) 1,070 0,318 1,080 0,050 0,540 0,135 17,300 0,000 0,027 0,054 Flüssige Biomasse 1,262 0,487 1,114 1,221 8,359 0,193 196,640 121,787 0,714 0,193 Biogas 1,674 0,223 2,086 0,018 1,559 0,054 233,562 100,655 2,609 0,252 Klärgas 1,391 0,136 1,803 0,013 1,507 0,022 50,786 0,000 2,344 0,005 Deponiegas 1,391 0,136 1,803 0,013 1,507 0,022 50,786 0,000 2,344 0,005 Biog. Anteil Abfall 0,955 0,084 1,252 0,005 0,115 0,006 23,227 0,000 0,043 0,072 Quelle: UBA 2012b Tabelle 3-3: Emissionsfaktoren für Wärmeerzeugung aus EE-Trägern g/kwh Input CO 2 -Äq. CO 2 CH 4 N 2 O SO 2 -Äq. SO 2 NO x Staub CO NMVOC Feste Biomasse- 16,144 3,914 0,480 0,007 0,211 0,037 0,251 0,437 11,413 0,751 Feste Biomasse-Scheitholzkessel 12,317 10,356 0,075 0,001 0,295 0,028 0,384 0,250 8,735 0,121 Pellets 32,026 30,500 0,057 0,001 0,382 0,116 0,383 0,118 0,711 0,029 Feste Biomasse-Mix (Industrie) 10,729 9,963 0,033 0,000 0,249 0,019 0,332 0,002 0,018 0,001 Feste Biomasse-H(K)W 9,144 5,499 0,014 0,011 0,702 0,089 0,880 0,016 0,170 0,030 Flüssige Biomasse (Industrie) 2,282 0,000 0,015 0,006 0,437 0,128 0,445 0,193 0,127 0,254 Flüssige Biomasse (Pflanzenöl) 65,969 40,857 0,239 0,065 0,423 0,163 0,374 0,410 2,804 0,065 Biogas-Mix (BHKW) 140,156 60,402 1,566 0,151 1,005 0,134 1,252 0,011 0,936 0,032 Klärgas (BHKW) 30,476 0,000 1,407 0,003 0,834 0,081 1,082 0,008 0,905 0,013 Deponiegas (BHKW) 30,476 0,000 1,407 0,003 0,834 0,081 1,082 0,008 0,905 0,013 Biogener Anteil Abfall 3,484 0,000 0,006 0,011 0,143 0,011 0,189 0,001 0,017 0,002 Solarthermie-Mix 69,029 59,653 0,125 0,022 0,203 0,129 0,106 0,104 0,197 0,020 Oberflächennahe Geothermie (Wärmepumpen-Mix) 217,311 207,874 0,293 0,011 0,275 0,129 0,209 0,014 0,116 0,010 Tiefe Geothermie H(K)W 231,313 218,985 0,466 0,008 0,357 0,194 0,234 0,153 0,096 0,030 Quelle: UBA 2012b Substitutionsfaktoren Substitutionsfaktoren geben an, zu welchen Anteilen EE- Erzeugungstechnologien, z.b. PV, fossile Erzeugungstechnologien, z.b. Braunkohle, ersetzen. Sie werden in % ausgedrückt. Das UBA veröffentlicht in der Emissionsbilanz (UBA 2012b, Emissionsbilanz), http://www.umweltbundesamt.de/uba-info-medien/3761.html, Substitutionsfaktoren, die sich im Strombereich auf Studien von Klobasa et al. (2011) und für Wärme überwiegend auf Frondel et al. (2008) und weitere Autoren für den Wärmebereich beziehen. Die Abschätzung der Substitutionsfaktoren für den Strombereich erfolgt mittels eines agentenbasierten Modells, das basierend auf ökonomischen Entscheidungskriterien die Verhaltensweise der Stromerzeuger abbildet. Die Angaben für den Wärmebereich beruhen auf Angaben in verschiedenen Studien und Annahmen zu Verhaltensweisen der Wärmeerzeuger/nutzer insbesondere Haushalte. Im Rahmen des jährlichen Updates der Emissionsbilanz (UBA 2012b) werden die Substitutionsfaktoren überprüft. Insbesondere im Wärmebereich unterliegen die Angaben aufgrund der hete-
8 rogenen Struktur der Haushalte, individuellen Präferenzen und Entscheidungskriterien sowie wenig empirischen Daten einer gewissen Unsicherheit.4 Nachfolgend sind die bisher zugrunde gelegten Substitutionsfaktoren für Strom und Wärme abgebildet. Tabelle 3-4: Substitutionsfaktoren bei Stromerzeugung Braunkohle Steinkohle Gas Öl Wasserkraft u. Geothermie 6,0% 63,1% 30,9% 0,0% Windenergie 5,9% 64,0% 30,1% 0,0% Photovoltaik 4,9% 64,5% 30,7% 0,0% biogen Fest + Abfall 5,6% 63,3% 30,8% 0,0% biogene flüssige Brennstoffe 5,6% 63,6% 30,8% 0,0% Biogas 5,6% 63,6% 30,8% 0,0% Klär-/Deponiegas 5,6% 63,6% 30,8% 0,0% Quelle: UBA 2012b Tabelle 3-5: Substitutionsfaktoren bei Wärmeerzeugung Erneuerbare Wärme Neuer Substitutionsmix Öl Gas StK BrK FW Elt Solarthermie 44,9% 50,6% 0,0% 0,0% 1,6% 2,9% Oberflächennahe Geothermie (Wärmepumpen) 45,5% 44,47% 0,5% 1,5% 4,6% 3,4% Brennholz- Einzelfeuerungen 40,6% 49,9% 0,4% 1,1% 1,8% 6,3% Brennholz-Zentralfeuerungen 65,0% 20,0% 2,0% 3,0% 0,0% 10,0% Pellet-Feuerungen 65,0% 20,0% 2,0% 3,0% 0,0% 10,0% Feste Biomasse (Industrie) 11,2% 56,5% 10,09% 13,4% 8,8% 0,0% Flüssige Biomasse (Industrie) 6,8% 67,3% 10,3% 3,3% 12,3% 0,0% Flüssige Biomasse (Pflanzenöl- 28,8% 51,1% 1,3% 1,2% 9,3% 8,4% Bio-, Klär-, Deponiegas (BHKW) 60,6% 35,6% 3,7% 0,1% 0,0% 0,0% Feste Biomasse-H(K)W 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 100,0% 0,0% Biogener Anteil des Abfalls 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 100,0% 0,0% Tiefe Geothermie 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 100,0% 0,0% INSGESAMT 36% 40% 3% 3% 14% 4% Quelle: UBA 2012b Kostenansätze für Treibhausgase und Luftschadstoffe Die Kostenansätze geben an, wie die Emissionen monetär zu bewerten sind, d.h. sie gewichten die unterschiedlichen Emissionen und erlauben die Bildung einer aggregierten Größe, den Umweltschäden. Bei der Ermittlung der Kostenansätze muss nach THG und LSS unterschieden werden, da die methodischen Ansätze stark divergieren. Insbesondere die Schadenswirkungen von THG sind mit einer großen Unschärfe abgebildet. Die 4 Beispielsweise kann bei der Wärmeerzeugung z.b. aus Biogas ggf. Restwärme für Gebäude genutzt werden, die ansonsten nicht beheizt würden ( Rebound -Effekte), so dass die tatsächlich durch EE ersetzte Wärmemenge in diesem Fall tendenziell überschätzt sein könnte.
9 Unsicherheit beginnt beim Ausmaß der physikalischen Schäden der Klimaerwärmung, und reicht über unterschiedliche Annahmen zu Emissionsszenarien bis zu den Modellparametern. Als Grundlage für die Kostenansätze bei Treibhausgase können die Grenzschadenskosten (SSC) oder die Grenzvermeidungskosten (MAC) dienen. Die SSC beschreiben die Schäden, die bei einer zusätzlich Emissionseinheit anfallen, während die MAC die Kosten umfassen, die bei der Verminderung einer zusätzlichen Einheit Emissionen anfallen. Die MAC steigen mit zunehmender Emissionsverminderung an, die SSC bei steigenden Emissionen bzw. CO 2 -Konzentrationen in der Atmosphäre. Wenn ein funktionierender Markt, d.h. kein Marktversagen, Intransparenz etc. vorliegt, können SSC oder MAC angelegt werden. In diesem Fall ergäbe der Schnittpunkt zwischen den SSC und MAC die optimale Emissionshöhe (bzw. Einsparung), d.h. die SSC entsprächen den MAC. Da bei Emissionen jedoch externe Effekte vorliegen, die vom Markt nicht direkt erfasst werden, müssen diese über Eingriffe in den Markt internalisiert werden. Die Festlegung von Emissionsgrenzen (z.b. Zertifikathandel im Rahmen des ETS) stellt einen solchen Eingriff dar, der letztendlich von politischen Entscheidungen abhängt. Die Preise für CO 2 widerspiegeln somit die Knappheit der Emissionszertifikate und somit die unter der gegebenen Emissionsgrenze geltenden MAC wieder und nicht zwangsläufig die Schadenskosten. Die Schätzung der Kostenansätze erfolgt über integrierte assessment Modelle, die auf diversen Annahmen zu Emissionsszenarien, Umweltwirkungen, Technologiekosten etc. beruhen. Sie integrieren die gesamte Wirkungskette des Klimawandels von den anthropogen bedingten CO 2 -Emissionen über Klimaveränderungen bis zu den Auswirkungen auf Umwelt und Gesellschaft. Zur Ermittlung der SSC werden überwiegend drei Modelle angewandt: FUND Modell (Climate Framework for Uncertainty, Negotiation and Distribution) von Richard Tol, DICE-Modell (Dynamic Integrated Model of Climate and the Economy) von Nordhaus und PAGE (Policy Analysis for the Greenhouse Effect) Chris Hope. Sie unterscheiden sich in der Anzahl der betrachteten Regionen, dem Zeithorizont, den zugrunde gelegten Szenarien sowie in der Art und Anzahl der exogenen (Bevölkerungsentwicklung, Wachstum, technischer Wandel, etc.) wie endogenen (Emissionen, Kapitalstock, etc.) Variablen. Ein generelles Problem aller Abschätzungen stellt die Bewertung bzw. Monetarisierung von Ereignissen dar, die weit in der Ferne liegen und zudem mit Unsicherheit behaftet sind. In UBA 2012a sind die unterschiedlichen Ergebnisse zu SSC und MAC zusammenfassend dargestellt. Für die weiteren Berechnungen wird wie in UBA 2012a ausgewiesen von einem Schadenskostenansatz von 80 /t CO 2 ausgegangen, aus dem sich entspre-
10 chend des Treibhausgaspotentials (GWP) der Schadenskostenansatz für die beiden anderen THG (CH 4 und N 2 O) ableiten lässt. Die Ansätze der Schadenskosten für Luftschadstoffe basieren auf der EU-Studie NEEDS (2009) unter Anpassung der Preisbasis (2010). Zu beachten ist hierbei die sehr komplexe LSS-Wirkungsbeziehung (z.b. Gesundheit). Die Kostensätze für LSS sind vom Emissionsort abhängig, denn deren Wirkung tritt lokal beschränkt auf. Somit spielen Emissionshöhe sowie der Emissionsort (Stadt Land) eine bedeutende Rolle beim Ausmaß der Schäden. Um dieser lokalen Wirkung Rechnung zu tragen, werden daher für direkte Emissionen die Kostenansätze für Deutschland (aus NEEDS 2009) übernommen, während für indirekte Emissionen, die ja nicht zwangsläufig in Deutschland erfolgen müssen, aus NEEDS 2009 die Kostenansätze für die EU angelegt werden. Darüber hinaus bietet es sich an, für die direkten und indirekten Emissionen differenzierte Emissionshöhen- und orte (Stadt, Land) anzusetzen, so dass die spezifischen Umweltschäden ( /kwh) der einzelnen Erzeugungstechnologien möglichst genau ausgewiesen werden können. In den Darstellungen zur Wirkung der EE auf die Umwelt werden bisher zwei Kenngrößen genutzt, die entsprechende Schadenskostenansätze berücksichtigen: a) die spezifischen Umweltschäden nach Energieträger in je kwh: In einem vom UBA beauftragten Forschungsprojekt des IER und Infras wurden Informationen und Annahmen zu den Standorten der Energieerzeugungsanlagen in Deutschland zusammengestellt. Auf dieser differenzierten Wertebasis wurden modellgestützt die spezifischen Umweltschäden pro Kilowattstunde Strom- und Wärmeerzeugung errechnet. Die Ergebnisse dieser Berechnungen werden in der in Kürze erscheinenden Aktualisierung der UBA-Methodenkonvention veröffentlicht. Alternativ dazu können die spezifischen Umweltschäden mit durchschnittlichen Kostenansätzen je für direkte (Tabelle 4 in UBA 2012a) und indirekte (Tabelle 5 in UBA 2012a) Emissionen berechnet werden. Die Berechnungen lassen sich so einfacher nachvollziehen und sind auch leicht zu aktualisieren. Die Abweichungen zur o.g., differenzierten Methode sind eher gering und haben keinen Einfluss auf die qualitativen Schlussfolgerungen. Vor diesem Hintergrund wurde diese Berechnungsmethode z.b. von ISI et al. (2012) zur Aktualisierung der Umweltschadenskosten in der periodisch fortgeschriebenen BMU-Veröffentlichung EE in Zahlen 2011 gewählt (Veröffentlichung voraussichtlich im August 2012). b) die vermiedenen Umweltschäden durch den Einsatz EE in Deutschland z.b. im Jahr 2011, in : Zur Ermittlung der in Deutschland durch den Ausbau EE vermiedenen Umweltschäden (vgl. ISI et al. 2011) wurde bisher nicht zwischen direkten und indirekten Emissionen unterschieden, sondern ein einziger Kostenansatz für die direkten und indirekten Emissionen gewählt. Auf gesamtwirtschaftlich aggregierter Ebene macht sich eine Differenzierung der Kostenansätze nach direkten und indirekten Emissionen der LSS nicht bemerkbar. Diese durchschnittlichen Kostensätze sind
11 in UBA 2012a und nachfolgender Tabelle 3-6 nach LSS und THG ausgeführt. Während bei LSS die Schäden nach einzelnen Schadenskategorien differenziert ausgewiesen werden (basierend auf den jeweiligen Studien zu beispielsweise Gesundheitsschäden von SO 2, oder Auswirkung auf die Artenvielfalt durch NO x ) sind die Schadenswirkungen der Treibhausgase, die sich aus der Summe der verschiedenen Schäden wie beispielsweise Landverlust, negative Auswirkungen auf Gesundheit etc. ergeben, in der Kategorie Klimawandel aufgeführt. Tabelle 3-6: Durchschnittliche Schadenskostenansätze für LSS und THG Schadenskosten, 1% Zeitpräferenzrate, westeurop. standard. Gewichtung, [ /t] SO 2 NO x PM 10 NMVOC CO 2 CH 4 N 2 O Klimawandel 80 2.000 23.840 Gesundheitsschäden 11.900 12.600 39.700 1.600 Ernteverluste - 100 500 300 Materialschäden 500 100 Biodiversität 800 2.200-300 Summe 13.100 15.400 39.700 1.600 80 2.000 23.840 Quelle: UBA 2012b, basierend auf http://www.needs-project.org/docs/rs3a%20d1.1.zip Umrechnung in Euro 2010: harmonisierte Verbraucherpreisindizes Quelle: UBA 2012a 4 Vermiedene Umweltschäden 4.1 Ergebnisse Nachfolgend sind zunächst die spezifischen Umweltschäden verschiedener Stromund Wärmeerzeugungstechnologien, berechnet nach der in Kapitel 2 dargelegten Methode, vergleichend nebeneinander dargestellt (siehe auch Anhang Tabelle 6-1Tabelle 6-1). Hierbei wird deutlich, dass je nach Technologie oder Form des Energieträgers die Umweltschäden deutlich variieren können.
12 Abbildung 4-1: Umweltschäden der Strom- und Wärmeerzeugung in Cent/kWh Umweltschäden und CO 2 -Kosten in Cent pro kwh Strom nach Energieträger Schäden durch Treibhausgase Schäden durch Luftschadstoffe Internalisierung durch CO2 Zertifikate 12,00 12,00 10,00 2,07 10,00 8,00 1,55 8,00 6,00 2,41 6,00 4,00 2,00 0,00 1,02 8,68 7,38 2,78 5,65 3,90 0,62 1,07 Wasserkraft Windenergie Photovoltaik Biomasse * Erdgas Heizöl Steinkohle Braunkohle 4,00 2,00 0,00 Umweltschäden und CO 2 -Kosten in Cent pro kwh Wärme nach Energieträger 8,00 Schäden durch Treibhausgase Schäden durch Luftschadstoffe Internalisierung durch CO2 Zertifikate 8,00 6,00 1,14 6,00 4,00 4,00 2,00 0,00 0,54 0,55 1,63 0,39 0,26 1,75 2,02 0,80 0,88 2,52 2,60 5,15 2,00 0,00 Solarthermie Biomasse * Oberflächen- Geoth. Erdgas Haushalt Heizöl Haushalt Fernwärme Haush. Stromheizung mit Netzverl.(HH) Quelle: eigene Berechnungen Fraunhofer ISI Anmerkung: * gewichteter Durchschnittswert für Biomasse fest, flüssig und gasförmig, Bandbreite Strom von 1,9 bis 7,2 Cent/kWh; Bandbreite Wärme von 0,3 bis 3,2 Cent/kWh. Durchschnittlicher Preis für CO 2 -Zertifikate (2011): 12,9 /t. Zu beachten ist hierbei allerdings, dass die zugrunde gelegten Emissionsfaktoren des UBA auf Durchschnittswerten der bestehenden Anlagen, z.b. alte und neue Biogasanlagen, beruhen und somit nicht die Emissionen nach dem neusten/besten Stand der Technik widerspiegeln. Zum Beispiel liegt der Emissionsfaktor einer ausschließlich mit Bioabfällen betriebenen Biogasanlage mit interner Prozessenergieversorgung und modernster Emissionsminderungstechnik nahezu bei Null (Thrän et al. 2011), während der Emissionsfaktor einer älteren Anlage deutlich über dem von Erdgas liegen kann. Zur Berechnung der vermiedenen Umweltschäden wird im Vergleich zur bisherigen Berechnung der Schadenskostenansatz für CO 2 auf 80 / t angesetzt und die Kostenansätze für die beiden anderen THG aus ihrem GWP abgeleitet. Die Ansätze für die
13 Luftschadstoffe beziehen sich auf die in UBA 2012a ausgewiesenen, durchschnittlichen Kostenansätze. Die nach diesem Berechnungsschema und basierend auf diesen Eingangsgrößen ermittelten vermiedenen Umweltschäden sind in Abbildung 4-2 und Tabelle 4-1Tabelle 4-1 differenziert nach LSS und THG bzw. Wärme- und Stromerzeugung aufgeführt. Sie liegen in 2011 bei rund 10,1 Mrd. (mit 40 /t CO 2 bzw. 120 /t CO 2 angesetzt lägen die vermiedenen Umweltschäden bei 4,9 Mrd. bzw. 15,2 Mrd. ). Aus Abbildung 4-2 und Tabelle 4-1Tabelle 4-1 wird ersichtlich, dass die Wirkung des Ausbau Erneuerbarer Energien bei Luftschadstoffemissionen insgesamt leicht negativ ist, d.h. die im Strombereich eingesparten Emissionen oder vermiedenen Umweltschäden werden von erhöhten Umweltschäden im Wärmebereich überlagert. Die Zunahme der Emissionen von LSS im Wärmebereich ist zum einen auf den hohen Anteil von Einzelfeuerungen in den Haushalten (ungefähr ein Drittel der Wärmeerzeugung) und zum anderen auf relative ungünstige Emissionswerte (z.b. Feinstaub bei Biomasse), die sich aus dem Bestandsdurchschnitt (alter und neuer) Wärmeerzeugungsanlagen ergeben, zurückzuführen. Dagegen ist bei Treibhausgasemissionen (THG) ein großer Nutzeneffekt zu beobachten. Abbildung 4-2: Vermiedene Umweltschäden der Wärme- und Stromerzeugung differenziert nach LSS und THG, in Mio., 2011 1.000 Vermiedene Umweltschäden nach Luftschadstoffen (linke Achse ) und Treibhausgasen (rechte Achse ) in Mio 10.000 500 5.000 Luftschadstoffe 0 0 Treibhausgase -500-5.000-1.000 SO2 NOx PM10 NMVOC CO2 CH4 N2O -10.000 Quelle: eigene Berechnungen Fraunhofer ISI Anmerkung: linke Achse: Schäden durch Luftschadstoffe; rechte Achse: Schäden durch Treibhausgase
14 Tabelle 4-1: Vermiedene Umweltschäden differenziert in Wärme- und Stromerzeugung in Mio., 2011 Mrd. SO 2 NO x PM 10 NMVOC CO 2 CH 4 N 2 O Summe Strom 0,50 0,20-0,14-0,00 6,86 0,59-0,04 8,0 Wärme 0,36-0,36-0,80-0,04 2,94 0,06-0,06 2,09 Summe 0,86-0,16-0,94-0,05 9,80 0,64-0,10 10,1 Quelle: eigene Berechnungen Fraunhofer ISI; Anmerkung: negative Werte entsprechen einer Erhöhung und nicht einer Vermeidung von Emissionen. Einfluss verschiedener Inputgrößen Nun soll anschließend der Frage nachgegangen werden, wie sich die vermiedenen Umweltschäden verändern, wenn die Eingangsgrößen verändert werden. Die in der linken Spalte von Tabelle 4-2 dargestellten Umweltschäden sind daher als Ausgangsgröße zu betrachten, die sich durch nachfolgende sukzessive Variationen der Inputgrößen um 10% entsprechend sukzessive verändert. Folgende Inputs werden nacheinander schrittweise erhöht bzw. vermindert: Erzeugungsmenge (basierend auf 2010): Erhöhung des Anteils der Einzelfeuerstätten (EFA) um 10%, entsprechende Abnahme der Scheitholzkessel; Emissionsfaktoren (EF) EE bei THG: Erhöhung der Emissionen um 10%; Substitutionsfaktoren (SF): verstärkte Substitution von Erdgas (Erhöhung um 10%)) und entsprechend verminderte Substitution von Heizöl oder Fernwärme im Wärmebereich bzw. von Steinkohle im Strombereich; Schadenkostenansatz für THG: Reduzierung (72 /t CO 2 ) bzw. Erhöhung (88 /t CO 2 ) des Schadenkostenansatzes um 10%; Schadenskostenansatz für Luftschadstoff PM 10 : Erhöhung um 10%
15 Tabelle 4-2: Vermiedene Umweltschäden bei sukzessiver Variation5 der Inputgrößen, in Mrd. (gerundet) Ausgangsgröße EFA: 10% EF: THG um 10% SF: Erdgas 10%, Kohle/Öl 10% CO 2 - Kostenansatz 10%, bzw. 10% LSS PM 10 : 10% 10,05 9,9 9,8 9,1 8,1* 10,08 ** 8,0* Quelle: eigene Berechnung Fraunhofer ISI; * bei Senkung des CO 2-Kostenansatz um 10%.** bei Erhöhung des CO 2-Kostenansatz um 10%. Erläuterung: Die Tabelle stellt die vermiedenen Umweltschäden bei sukzessiver Variation der Inputgrößen dar. Durch eine Erhöhung des Anteils der Einzelfeuerstätten um 10 Prozent verringern sich die vermiedenen Umweltschäden auf 9,9 Milliarden Euro. Schließt sich dem eine Erhöhung der Treibhausgasemissionen um 10 Prozent an, verringern sich die vermiedenen Umweltschäden auf 9,8 Milliarden Euro. Durch eine erhöhte Substitution von Erdgas und einer dementsprechend verringerten Substitution von Heizöl oder Fernwärme im Wärme- und Steinkohle im Strombereich verringern sich die vermiedenen Umweltschäden auf 9,1 Milliarden Euro. Durch Reduzierung des Schadenskostenansatzes für Treibhausgase um 10 Prozent verringern sich die vermiedenen Umweltschäden auf 10,08 Milliarden Euro, bei einer Erhöhung des Schadenskostenansatzes für Treibhausgase um 10 Prozent verringern sich die vermiedenen Umweltschäden auf 8,1 Milliarden Euro. Basierend auf einer 10 prozentigen Reduzierung der Schadenskostenansatzes für Treibhausgase erfolgt eine Erhöhung des Schadenskostenansatzes für den Luftschadstoff PM10 um 10 Prozent. Hierdurch verringern sich die vermiedenen Umweltschäden auf 8 Milliarden Euro. Die Ergebnisse in Tabelle 4-2 zeigen klar auf, dass der Schadenkostenansatz den größten Einfluss auf die gesamten vermiedenen Umweltschäden nimmt. Werden alle hier aufgeführten Eingangsgrößen um 10% im Sinne einer Verschlechterung der vermiedenen Umweltschäden variiert, würden sich die vermiedenen Umweltschäden um rund. 2,05 Mrd. vermindern. Eine Variation von EFA, EF und SF würde hingegen nur zu einer Verminderung der Umweltschäden um insgesamt knapp 1 Mrd. führen und der Einfluss des Schadenkostenansatzes von PM 10 liegt nur bei 0,1 Mrd.. Zu beachten ist, dass die vermiedenen Umweltschäden eine aggregierte Größe darstellen, in der sich einzelne Veränderungen auch kompensieren können. Daher können sich die spezifischen Umweltschäden je Erzeugungstechnologien oder Energieträger bei Variation der Emissionsfaktoren oder Schadenskostenansätze deutlicher verändern als die Summe der gesamten vermiedenen Umweltschäden. Insgesamt ist festzuhalten, dass die Vermeidung von Umweltschäden bei der Kosten- Nutzen-Betrachtung eine relevante Nutzenkomponente darstellt und den anfallenden Kosten des Ausbaus erneuerbarer Energieträger gegenüberzustellen ist. Ihre ausge- 5 Die Veränderung der Inputgrößen wird beibehalten, d.h. bei Veränderung der SF (Spalte 4) wird die Veränderung der EF und EFA (Spalte 2 und 3 in der Tabelle) beibehalten. D.h. beispielsweise bei Erhöhung des Kostenansatzes für CO 2 erhöhen sich die vermiedenen Umweltschäden um rund 1 Mrd. (Differenz zwischen 9, 1 und 10,08) während sie sich bei einer Senkung des Kostenansatzes für CO 2 um 1 Mrd. vermindern (Differenz zwischen 8,1 und 9,1).
16 wiesene Höhe hängt allerdings stark von den zu Grunde gelegten Inputgrößen ab und ist als Richt- oder Orientierungsgröße zu verstehen. 5 Fazit Zur Berechnung der spezifischen Umweltschäden bietet es sich an, die Schadenskostenansätze für Luftschadstoffe nach direkten und indirekten Emissionen zu differenzieren. Die direkten und indirekten Emissionsfaktoren sind UBA 2012b entnommen. Eine weitere Berücksichtigung der Emissionen nach Lage und Höhe des Emissionsorts erfolgt hier nicht. Die Berechnung der durch den Ausbau EE erzielten vermiedenen Emissionen basiert auf den in UBA 2009 zusammengestellten Gesamtemissionsfaktoren und Substitutionsfaktoren (Update 2011 der Anhänge 2 und 4) sowie auf der in UBA 2009 ausgewiesenen Methodik (Emissionsbilanz). Die durchschnittlichen Schadenskostenansätze zur monetären Bewertung der Emissionen sind aus UBA 2012a entnommen. Bei der Ermittlung der Umweltschäden werden neben den Folgen des Klimawandels weitere Folgen im Bereich Gesundheit, Materialien, landwirtschaftliche Erträge und Biodiversität berücksichtigt. Insofern gehen nicht nur die positiven Effekte verminderter Treibhausgasemissionen, sondern zugleich die Effekte verminderter oder vermehrter Luftschadstoffemissionen in die Nutzengröße mit ein. Die vermiedenen Umweltschäden stellen bisher die bedeutendste monetäre erfasste Nutzenkategorie des Ausbaus Erneuerbarer Energien dar, wobei die vermiedenen THG-Emissionen einen dominierenden positiven Beitrag liefern. Dagegen verursacht der Einsatz von Biomasse zur Strom- und Wärmeerzeugung im Durchschnitt eine höhere Belastung mit Luftschadstoffen. Diese wirken sich auf die Höhe der vermiedenen Umweltschäden mindernd aus. Zu bedenken ist dabei allerdings, dass neuere Biomasseanlagen, gerade durch neu ins EEG aufgenommene Regelungen, deutlich geringere Umweltschäden aufweisen als die genannten Durchschnittswerte. Gleiches gilt grundsätzlich, wenn auch nicht im gleichen Ausmaß, für die übrigen Energieerzeugungsoptionen (z.b. neuere Kohlekraftwerke gegenüber älteren). Es gilt jedoch zu beachten, dass die Höhe der vermiedenen Umweltschäden sehr stark vom geschätzten Schadenskostenansatz für CO 2 und weniger stark von Kostenansatz für Luftschadstoffe bestimmt wird. Der Schätzwert für THG wird in der Literatur in einer großen Bandbreite diskutiert.6 Daher ist die ausgewiesene Höhe der positiven Umwelteffekte als Orientierungsgröße zu sehen, die mit einer gewissen Unschärfe verbunden ist. 6 Siehe hierzu UBA 2012a und ISI et al. 2010.
17 Des Weiteren stellen die hier ausgewiesenen vermiedenen Umweltschäden eine Bruttogröße dar, d.h. sie berücksichtigen nicht die Wirkung anderer Instrumente oder Maßnahmen und können somit auch nicht direkt mit den Kosten des EE Ausbaus verrechnet werden.
18 6 Anhang Tabelle 6-1: Umweltschäden in Cent/kWh (gerundet), Biomasse gewichtet Strom Wärme in cent /kwh Schäden durch Treibhausgase Schäden durch Luftschadstoffe Internalisierung durch CO 2 Zertifikate Summe (gewichtete Anteile bei BM) Wasserkraft 0,04 0,14 0,18 Windenergie 0,09 0,17 0,26 Photovoltaik 0,56 0,62 1,18 Biomasse * 1,07 2,78 3,84 Erdgas 3,90 1,02 0,48 4,91 Heizöl 5,65 2,41 0,78 8,06 Steinkohle 7,38 1,55 1,03 8,94 Braunkohle 8,68 2,07 1,36 10,75 Solarthermie 0,55 0,54 1,10 Biomasse * 0,25 1,63 1,88 Oberflächen-Geoth. 1,75 0,39 2,13 Erdgas Haushalt 2,02 0,26 2,28 Heizöl Haushalt 2,52 0,80 3,32 Fernwärme Haush. 2,60 0,88 0,37 3,48 Stromheizung mit Netzverl.(HH) 5,15 1,14 0,71 6,29 * nach dem jeweiligen Beitrag zur Strom-bzw. Wärmeerzeugung gewichteter Durchschnittswert für Biomasse (BM) gasförmig, flüssig und fest (Haushalte und Industrie), Bandbreite von 0,3 bis 3,2 Cent/kWh (Wärme), 1,9 bis 7,2 Cent/kWh (Strom).
19 Tabelle 6-2: Umweltschäden in Cent/kWh (Biomasse ungewichtet) Umweltkosten der Stromerzeugung [cent/kwh] SO 2 NO x Staub NMVOC CO 2 CH 4 N 2 O Summe LSS Summe THG Summe Wasserkraft 0,00 0,01 0,12 0,00 0,03 0,01 0,00 0,14 0,04 0,18 Windenergie 0,03 0,03 0,10 0,00 0,09 0,01 0,00 0,17 0,09 0,26 Photovoltaik 0,21 0,16 0,24 0,01 0,51 0,04 0,01 0,62 0,56 1,18 Geothermie 0,26 0,32 0,60 0,01 2,35 0,13 0,03 1,19 2,51 3,70 Festbrennstoffe 0,23 1,33 0,14 0,02 0,05 0,01 0,08 1,73 0,14 1,86 Flüssige Biomasse 0,50 1,41 3,72 0,03 0,97 0,14 0,46 5,66 1,58 7,24 Biogas 0,27 3,07 0,07 0,01 0,81 0,52 0,60 3,41 1,93 5,34 Klärgas 0,18 2,78 0,05 0,00-0,47 0,01 3,01 0,48 3,49 Deponiegas 0,18 2,78 0,05 0,00-0,47 0,01 3,01 0,48 3,49 Biog. Anteil Abfall 0,11 1,93 0,02 0,00-0,01 0,17 2,06 0,18 2,24 Braunkohle 0,88 1,07 0,12 0,00 8,59 0,01 0,08 2,07 8,68 10,75 Steinkohle 0,60 0,83 0,12 0,00 6,67 0,62 0,09 1,55 7,38 8,94 Erdgas 0,02 0,78 0,21 0,01 3,29 0,25 0,36 1,02 3,90 4,91 Öl 1,02 1,10 0,26 0,02 5,59 0,04 0,02 2,41 5,65 8,06 Umweltkosten der Wärmeerzeugung cent/kwh SO 2 NO x Staub NMVOC CO 2 CH 4 N 2 O Summe LSS Summe THG Summe ges Feste Biomasse-EFA-Brennholz 0,05 0,37 1,73 0,13 0,03 0,10 0,02 2,28 0,14 2,42 Feste Biomasse-Scheitholzkesse 0,03 0,58 0,99 0,02 0,08 0,02 0,00 1,62 0,10 1,72 Feste Biom. Industrie (v.a. Holz) 0,02 0,44 0,01 0,00 0,08 0,01 0,00 0,48 0,09 0,56 Feste Biomasse-H(K)W 0,12 1,34 0,06 0,01 0,04 0,00 0,03 1,53 0,07 1,60 Flüssige Biomasse (Industrie) 0,17 0,68 0,77 0,04 0,00 0,00 0,02 1,66 0,02 1,68 Flüssige Biomasse 0,17 0,54 1,27 0,01 0,33 0,05 0,16 1,99 0,53 2,52 Biogas-Mix (BHKW) 0,16 1,84 0,04 0,01 0,48 0,31 0,36 2,04 1,16 3,20 Klärgas (BHKW) 0,11 1,67 0,03 0,00 0,00 0,28 0,01 1,81 0,29 2,10 Deponiegas (BHKW) 0,11 1,67 0,03 0,00 0,00 0,28 0,01 1,81 0,29 2,10 Biogener Anteil Abfall-H(K)W 0,01 0,29 0,01 0,00 0,00 0,00 0,03 0,31 0,03 0,34 Solarthermie 0,13 0,11 0,30 0,00 0,48 0,03 0,05 0,54 0,55 1,10 Oberflächen-Geothermie (WP) 0,13 0,21 0,04 0,00 1,66 0,06 0,03 0,39 1,75 2,13 Tiefen-Geothermie H(K)W 0,19 0,24 0,45 0,00 1,75 0,09 0,02 0,89 1,87 2,75 Heizöl (Haushalte) 0,40 0,34 0,06 0,01 2,49 0,02 0,01 0,80 2,52 3,32 Erdgas (Haushalte) 0,01 0,22 0,02 0,01 1,81 0,21 0,00 0,26 2,02 2,28 Steinkohle (Haushalte) 1,91 0,58 0,29 0,04 2,84 0,49 0,10 2,82 3,43 6,25 Braunkohle Brikett (HH) 0,49 0,54 1,60 0,10 3,32 0,05 0,07 2,74 3,43 6,17 Fernwärme m. Netzverl. (HH) 0,31 0,47 0,09 0,00 2,45 0,12 0,03 0,88 2,60 3,48 Stromheizung mit Netzverl.(HH) 0,38 0,63 0,12 0,00 4,90 0,17 0,07 1,14 5,15 6,29 Heizöl-Mix EL+S (Industrie) 0,44 0,46 0,07 0,01 2,62 0,02 0,01 0,98 2,65 3,64 Erdgas (Industrie) 0,01 0,30 0,01 0,00 2,16 0,11 0,01 0,33 2,28 2,60 StK-Mix (Industrie) 2,18 0,78 0,16 0,01 3,09 0,17 0,04 3,12 3,29 6,42 BrK-Mix (Industrie) 1,83 0,73 0,63 0,00 3,55 0,00 0,09 3,19 3,65 6,84 FW (Industrie) 0,29 0,44 0,08 0,00 2,28 0,11 0,02 0,82 2,42 3,23
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