einer Endbericht Auftraggeber:

Ökonomische Auswirkungen einer Laufzeitverlängerung deutscher Kernkraftwerkee Endbericht Auftraggeber: Bundesverband der Deutschen Industrie e.v. (BDI) Köln, Münster, 08.01.2010

Robert Heuser Str. 15 50968 Köln Tel.: +49 (0)221 78 95 98 60 http://www.r2b energy.com Windthorststraße 13 48143 Münster Tel.: +49 (0)251 488 23 0 http://www.eefa.de Lic. rer. pol. Martin Lienert Prof. Dr. Felix Müsgens Dipl. Volksw. Hans Georg Buttermann Dipl. Volksw. Elmar Hillebrand Dipl. Volksw. Markus Peek Dipl. Volksw. Ralf Wissen

I Inhaltsverzeichnis Kurzfassung... 1 1 Einführung... 6 2 Wirtschaftliche und politische Rahmenannahmen... 8 2.1 Entwicklung des Stromverbrauchs... 8 2.2 Förderung und Ausbau Erneuerbarer Energien... 9 2.3 Entwicklung des konventionellen Kraftwerksparks... 10 2.4 Entwicklung der Brennstoffpreise und der Preise für EUAs... 12 2.5 Gesamtwirtschaftliche und sektorale Rahmenannahmen... 16 3 Energiewirtschaftliche Ergebnisse... 18 3.1 Entwicklung der Erzeugungskapazitäten... 18 3.2 Entwicklung der Stromerzeugung... 22 3.3 Entwicklung des Stromaustauschs... 25 3.4 Entwicklung des Brennstoffverbrauchs... 26 3.5 Vermiedene Brennstoffimporte von Erdgas... 29 3.6 Entwicklung der CO 2 Emissionen in der deutschen Energiewirtschaft... 30 3.7 Kosteneinsparungen in der Stromerzeugung... 33 3.8 Vermiedene Kapitalexporte... 35 3.9 Entwicklung der Strompreise... 37 4 Volkswirtschaftliche Ergebnisse... 42 4.1 Vorbemerkungen... 42 4.2 Direkte Kosten und Nachfrageeffekte... 43 4.3 Die Kostenentlastungen der stromintensiven Produktionsprozesse... 46 4.4 Die Kostenentlastungen in den übrigen Sektoren des verarbeitenden Gewerbes... 51 4.5 Die Kostenentlastungen in den übrigen Bereichen... 53 4.6 Sektorale Produktions und Beschäftigungseffekte... 55 4.7 Gesamtwirtschaftliche Wirkungen... 60 4.8 Primärenergiebilanz und CO 2 Emissionen... 62 5 Fazit... 66 Literaturverzeichnis... 70

II Anhang A: Modellbeschreibungen... 71 A.1 Strommarktmodell r2b energy consulting... 71 A.2 Sektorales und gesamtwirtschaftliches Modell EEFA... 77

III Abbildungsverzeichnis Abbildung 2 1: Entwicklung der Einspeisung aus Erneuerbaren Energien...9 Abbildung 2 2: Historische Entwicklung der Weltmarktpreise für Steinkohle und Rohöl sowie des Grenzübergangspreises Erdgas Jahr 2001 bis 2008... 12 Abbildung 2 3: Entwicklung der CO 2 Preise in den Szenarien Ausstieg, LZ 40 und LZ 60... 15 Abbildung 3 1: Entwicklung der Stromerzeugungskapazitäten in Deutschland Ausstiegsszenario... 19 Abbildung 3 2: Zubauten und Stilllegungen Differenz Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre minus Ausstiegsszenario... 20 Abbildung 3 3: Kapazität Differenz Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre minus Ausstiegsszenario... 20 Abbildung 3 4: Zubauten und Stilllegungen Differenz Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre minus Ausstiegsszenario... 21 Abbildung 3 5: Kapazität Differenz Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre minus Ausstiegsszenario... 22 Abbildung 3 6: Entwicklung der Stromerzeugung in Deutschland Ausstiegsszenario... 23 Abbildung 3 7: Stromerzeugung Differenz Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre minus Ausstiegsszenario... 24 Abbildung 3 8: Stromerzeugung Differenz Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre minus Ausstiegsszenario... 24 Abbildung 3 9: Entwicklung des Stromaustauschs Ausstiegsszenario... 25 Abbildung 3 10: Entwicklung des Stromaustauschsaldos in den Szenarien Ausstieg, LZ 40 und LZ 60... 26 Abbildung 3 11: Entwicklung der Brennstoffverbräuche in der deutschen Stromerzeugung Ausstiegsszenario... 27 Abbildung 3 12: Brennstoffverbrauch Differenz Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre minus Ausstiegsszenario... 28 Abbildung 3 13: Brennstoffverbrauch Differenz Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre minus Ausstiegsszenario... 29 Abbildung 3 14: Relative Einsparungen an Erdgas (Stromsektor) in den Szenarien LZ 40 und LZ 60 im Vergleich zum Ausstiegsszenario... 30 Abbildung 3 15: Entwicklung der CO 2 Emissionen in der deutschen Stromerzeugung Ausstiegsszenario... 31 Abbildung 3 16: CO 2 Emissionen Differenz Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre minus Ausstiegsszenario... 32 Abbildung 3 17: CO 2 Emissionen Differenz Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre minus Ausstiegsszenario... 32 Abbildung 3 18: Entwicklung der Großhandelspreise (Grundlast) für Strom in den Szenarien Ausstieg, LZ 40 und LZ 60... 38 Abbildung 3 19: Entwicklung der Endverbraucherpreise für Strom in den Szenarien Ausstieg, LZ 40 und LZ 60, private Haushalte... 40

IV Abbildung 3 20: Entwicklung der Endverbraucherpreise für Strom in den Szenarien Ausstieg, LZ 40 und LZ 60, Industriekunden... 41 Abbildung 4 1: Nominale Stromkostenentlastungen einer Laufzeitverlängerung gegenüber Ausstieg... 44 Abbildung 4 2: Reale Nachfrageeffekte einer Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre gegenüber Ausstieg... 45 Abbildung 4 3: Reale Nachfrageeffekte einer Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre gegenüber Ausstieg... 46 Abbildung 4 4: Staatliche Budgeteffekte einer Laufzeitverlängerung gegenüber Ausstieg... 62 Abbildung A 1: Einfaches 'merit order' Modell... 72 Abbildung A 2: 'merit order' Modell für den Fall zweier integrierter Märkte... 73 Abbildung A 3: 'merit order' Modell mit zwei nicht integrierten Teilmärkten... 73 Abbildung A 4: Modellstruktur... 75 Abbildung A 5: Kern, Modell und Satellitenregionen... 76

V Tabellenverzeichnis Tabelle 2 1: Entwicklung des Bruttostromverbrauchs in den Szenarien Ausstieg, LZ 40 und LZ 60...9 Tabelle 2 2: Stilllegungszeitpunkte der Kernkraftwerke in den Szenarien Ausstieg, LZ 40 und LZ 60... 11 Tabelle 2 3: Entwicklung der Brennstoffpreise in den Szenarien Ausstieg, LZ 40 und LZ 60... 13 Tabelle 2 4: CO 2 Preisabsenkung einer Laufzeitverlängerung gegenüber Ausstieg... 15 Tabelle 2 5: Gesamtwirtschaftliche Rahmenbedingungen, 2010 2030... 17 Tabelle 3 1: Tabelle 3 2: Kosteneinsparungen einer Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre gegenüber Ausstieg... 34 Kosteneinsparungen einer Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre gegenüber Ausstieg... 35 Tabelle 3 3: vermiedene Kapitalexporte einer Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre gegenüber Ausstieg... 36 Tabelle 3 4: wertmäßige Bilanz des Stromaustauschs einer Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre gegenüber Ausstieg... 36 Tabelle 3 5: vermiedene Kapitalexporte einer Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre gegenüber Ausstieg... 37 Tabelle 3 6: wertmäßige Bilanz des Stromaustauschs einer Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre gegenüber Ausstieg... 37 Tabelle 3 7: Absenkung der Großhandelspreise für Strom bei einer Laufzeitverlängerung gegenüber Ausstieg... 39 Tabelle 4 1: Bedeutung der Stromkosten im verarbeitenden Gewerbe 2007... 48 Tabelle 4 2: Stromkosten und Herstellungskosten ausgewählter Produkte, 2008... 49 Tabelle 4 3: Tabelle 4 4: Tabelle 4 5: Tabelle 4 6: Tabelle 4 7: Tabelle 4 8: Tabelle 4 9: Tabelle 4 10: Entlastung der sektoralen Produktionskosten bei energieintensiven Prozessen bei einer Laufzeitverlängerung gegenüber Ausstieg... 50 Entlastungen der Produktionskosten im Verarbeitenden Gewerbe bei einer Laufzeitverlängerung gegenüber Ausstieg... 52 Kostenentlastungen bei den Dienstleistungssektoren und bei den privaten Haushalten bei einer Laufzeitverlängerung gegenüber Ausstieg... 54 Reale Produktionseffekte bei einer Laufzeitverlängerung gegenüber Ausstieg in Mrd. EUR (nom)... 56 Beschäftigungseffekte in Kraftwerken bei einer Laufzeitverlängerung gegenüber Ausstieg, in Personen... 58 Beschäftigungseffekte einer Laufzeitverlängerung gegenüber Ausstieg, in Personen... 59 Gesamtwirtschaftliche Effekte einer Laufzeitverlängerung gegenüber Ausstieg, in %... 61 Auswirkungen einer Laufzeitverlängerung auf den Endenergieverbrauch nach Energieträgern gegenüber Ausstieg... 63

VI Tabelle 4 11: Tabelle 4 12: Auswirkungen der Laufzeitverlängerung auf den Primärenergieverbrauch nach Energieträgern gegenüber Ausstieg... 64 Auswirkungen einer Laufzeitverlängerung auf die Co 2 Emissionen gegenüber Ausstieg... 65

Kurzfassung Seite 1 Kurzfassung Hintergrund der Untersuchung r2b energy consulting und das EEFA Institut wurden vom BDI beauftragt, die energiewirtschaftlichen und volkswirtschaftlichen Effekte einer Laufzeitverlängerung der deutschen Kernkraftwerke zu untersuchen. Hierbei werden die drei Szenarien i) Ausstieg aus der Kernkraft gemäß Ausstiegsgesetz vom 27. April 2002, ii) Laufzeitverlängerung deutscher Kernkraftwerke auf 40 Jahre iii) Laufzeitverlängerung deutscher Kernkraftwerke auf 60 Jahre miteinander verglichen. Die verwendete Methodik basiert auf detaillierten Modellen des deutschen und europäischen Energiemarktes sowie der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung. Die hier vorgestellten Ergebnisse sind die Zusammenfassung der folgenden Gesamtstudie. Sie stellen zunächst die Unterschiede in der Entwicklung der Strompreise und der CO 2 Preise dar, anschließend sind die mit diesen Preiseffekten einhergehenden gesamtwirtschaftlichen Effekte aufgeführt. Zentrale Annahmen werden dabei am Ende der jeweiligen Unterkapitel erläutert. Energiewirtschaftliche Ergebnisse EUR 2009 /MWh Strompreise 100 Ausstieg LZ 40 LZ 60 In allen Szenarien ist ein Anstieg der Großhandelspreise für Strom zu beobachten, 90 80 70 der vor allem aus den steigenden Preisen 60 für die Primärenergieträger und die CO 2 50 Zertifikate resultiert. Der Anstieg der 40 30 Strompreise ist am höchsten, wenn der 20 Beschluss zum Ausstieg aus der Kernkraft 10 beibehalten wird. Wie nebenstehender 0 Grafik zu entnehmen ist, ergibt sich in diesem Fall ein langfristiger Preisanstieg auf 83 EUR 2009 /MWh in 2020 und fast 90 EUR 2009 /MWh in 2030. Im Falle einer Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre liegen die Strompreise im Vergleich zum Ausstiegsszenario 2020 um 15% niedriger, nähern sich bis 2030 aufgrund des bis dahin vollzogenen Ausstiegs dem Ausstiegsszenario wieder an. Noch deutlicher ist die Reduktion der Strompreise im Falle einer Verlängerung der Laufzeiten auf 60 Jahre. In diesem Szenario liegen die Großhandelspreise dauerhaft unter 70 EUR 2009 /MWh, die Preisdifferenz zum Ausstiegsszenario beträgt 2020 22% und steigt bis 2030 auf 25%. Beispielhaft umgerechnet auf einen durchschnittlichen 3 Personen Haushalt mit einem jährlichen Stromverbrauch von 3500 kwh ergibt sich bei einer Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre allein durch den Strompreiseffekt eine Einsparung von bis zu 144 (oder 16%) in 2030. Die gesamte Entlastung der Endverbraucher summiert sich in 2030 auf nominal (real) über 11 (8,1) Mrd..

Kurzfassung Seite 2 Zusammenfassend ist festzustellen, dass unter der Annahme deutlich steigender Brennstoff und CO 2 Zertifikatspreise zukünftig steigende Strompreise als unvermeidlich anzusehen sind. Der Anstieg kann auch durch eine Laufzeitverlängerung nicht gänzlich verhindert, aber doch deutlich abgeschwächt werden. Diese Ergebnisse wurden dabei unter der Annahme berechnet, dass die Primärenergiepreise gemäß der Prognose des World Energy Outlooks der International Energy Agency (IEA) langfristig steigen. Weiterhin wird unterstellt, dass die Entwicklung der Primärenergieträgerpreise zwischen den drei Szenarien gleich ist, d.h. eine längere Laufzeit der Kernkraftwerke keinen Einfluss auf die Entwicklung der Gas und Kohlepreise in Deutschland und Europa hat. Außerdem wurden für die Berechnungen der Strompreise Voruntersuchungen bezüglich der CO 2 Preisentwicklung angestellt, die im nächsten Abschnitt beschrieben werden. CO 2 -Preise Eine Laufzeitverlängerung der CO 2 freien Kernkraftwerke reduziert die Emissionen in der deutschen Energiewirtschaft. Die Einsparung beträgt 2020 im Falle einer Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre knapp 40 Mio. t p.a. und bei 60 Jahren Laufzeit fast 70 Mio. t p.a. 1 Wegen der konstanten Zielvorgaben für die gesamteuropäischen Emissionen werden die durch eine längere Laufzeit der Kernkraftwerke in der deutschen Energiewirtschaft eingesparten CO 2 Emissionen jedoch in der deutschen Industrie und den anderen teilnehmenden Ländern zusätzlich emittiert. Durch die kostengünstige zusätzliche Möglichkeit zur CO 2 Vermeidung bildet sich bei längeren Laufzeiten der Kernkraftwerke bei gleich bleibender CO 2 Menge folglich ein niedrigerer CO 2 Preis am europäischen Zertifikatsmarkt. EUR 2009 /t CO 2 60 Die nebenstehende Abbildung zeigt die Ausstieg LZ 40 LZ 60 resultierenden Veränderungen der CO 2 50 Preise zwischen den drei untersuchten 40 30 20 Szenarien. Insgesamt erfolgt in allen Szenarien ein Anstieg der CO 2 Preise. Im Ausstiegsszenario steigt der CO 2 Zertifikatspreis auf 42 2009 je t in 2020 und 54 2009 je 10 0 t in 2030 an. Eine Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre führt zu einer CO 2 Preisreduktion um bis zu 11%. Da der Kernenergieausstieg bei einer KKW Laufzeit von 40 Jahren bereits bis zum Jahr 2030 vollzogen ist, nähern sich zu diesem Zeitpunkt die CO 2 Preise denjenigen des Ausstiegsszenarios an. Der CO 2 Preis dämpfende Effekt verstärkt sich deutlich im Falle einer KKW Laufzeit von 60 Jahren, so dass der CO 2 Preis um rund 22% im Jahre 2020 und 30% in 2030 sinkt. Zusammenfassend zeigt sich, dass durch eine Laufzeitverlängerung der deutschen Kernkraftwerke die Europäischen Klimaschutzziele günstiger 1 Die gesamteuropäischen Emissionen sollen bis 2020 um ca. 350 Mio. t p.a. sinken. Eine Entscheidung über eine Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke auf 60 Jahre macht also 20% des gesamten Europäischen Ziels aus.

Kurzfassung Seite 3 umzusetzen sind und Industrie und produzierendes Gewerbe entlastet werden. Die Kernenergie kann also als Brückentechnologie den Weg in eine CO 2 ärmere Zukunft erleichtern. Die Bestimmung der CO 2 Preise erfolgt hierbei unter der Annahme, dass die Zielvorgaben für die gesamteuropäischen Emissionsreduktionen im Allgemeinen und den Emissionshandelssektor im Besonderen nicht vom deutschen Kernenergieausstieg abhängen. Es wird in allen Szenarien von einer Erreichung des europäischen Klimaschutzziels von 20% Emissionsminderung bis 2020 (Basisjahr 1990) ausgegangen, was für den Emissionshandelssektor einer Reduktion auf 1.720 Mio. t CO 2 p.a. entspricht. Die Ausbauziele der Bundesregierung für die Erneuerbaren Energien werden ebenfalls berücksichtigt. Auch nach 2020 werden fortgeführte Anstrengungen zum Klimaschutz und beim Ausbau Erneuerbarer Energien unterstellt. Außenhandel Neben den oben beschriebenen Auswirkungen auf die Strom und CO 2 Preise hat eine Laufzeitverlängerung auch Auswirkungen auf den Außenhandel mit Strom, Brennstoffen und CO 2 Zertifikaten. Zunächst wurde untersucht, wie sich der grenzüberschreitende Stromaustausch durch die Laufzeitverlängerung verändert. Dabei hat sich die Vermutung bestätigt, dass zusätzliche Erzeugung aus Kernenergie im Vergleich zum Ausstieg die Exporte erhöht und die Importe vermindert. Während Deutschland bei einem Kernenergieausstieg von einem Netto Exportland zu einem Netto Importland wird, schwächt sich dieser Effekt durch eine Laufzeitverlängerung ab (LZ 40) bzw. wird bis 2030 vollständig vermieden (LZ 60). Darüber hinaus wurden die Veränderungen der Primärenergieträgerimporte finanziell bewertet. Hierbei wurden zwei gegenläufige Effekte berücksichtigt: Einerseits entstehen durch die Laufzeitverlängerung zusätzliche Kosten für den Import für Uran, andererseits werden Importe von Steinkohle und Erdgas vermieden. Außerdem wird in Deutschland weniger CO 2 emittiert, wodurch Berechtigungen für vermiedene Emissionen im Ausland verkauft werden können bzw. dort erst gar nicht gekauft werden müssen. Dies schlägt sich ebenfalls in einer Verbesserung der Außenhandelsbilanz nieder. Betrachtet man die genannten Effekte wertmäßig ergibt sich folgendes Bild für die in der deutschen Energiewirtschaft 2 vermiedenen Mittelabflüsse: Mio. 2009 vermiedene Kapitalabflüsse LZ 40 ggü. Ausstieg 483 3.312 5.677 3.986 233 vermiedene Kapitalabflüsse LZ 60 ggü. Ausstieg 406 3.121 6.957 6.815 6.058 Volkswirtschaftliche Ergebnisse Über die bereits skizzierten elektrizitätswirtschaftlichen Auswirkungen hinaus beeinflussen alternative Laufzeitmodelle für Kernkraftwerke auch sektorale und gesamtwirtschaftliche 2 Die in der Energiewirtschaft vermiedenen CO 2 Emissionen führen nicht vollständig zu Verbesserungen im Außenhandel der Volkswirtschaft, da die sonstige Industrie diese Zertifikate zum Teil im Inland verbraucht.

Kurzfassung Seite 4 Entwicklungsprozesse. Während die Stromkosten und Preiseffekte expansiv auf die Volkswirtschaft, hierbei insbesondere auf energieintensive Produktionszweige wirken, besitzt der Impuls der zeitlich verschobenen Investitionen in neue Kohlekraftwerke kontraktiven Charakter. Bei einer Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre verschiebt sich dieser Investitionsimpuls um acht, bei Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre um rund 30 Jahre in die Zukunft. Dem gegenüber stehen jedoch wiederum expansive Effekte durch Investitionen in die Nachrüstung der Kernkraftwerke. Die dadurch beeinflusste Investitionsnachfrage macht sich über die Verflechtungsstruktur als Produktions und Beschäftigungsimpuls in der gesamten Volkswirtschaft bemerkbar. Im Ergebnis ist der Nettoeffekt entscheidend, der sich aus den direkt und indirekt wirkenden expansiven und kontraktiven Effekten ergibt. Produktion Die durch längere Laufzeiten der Kernkraftwerke induzierten Strom und CO 2 Preisentlastungen wirken bis zu den Endverbrauchern (Industrie, Haushalte, Handel und Gewerbe sowie Verkehr) und wirken positiv auf die sektorale und gesamtwirtschaftliche Entwicklung. Eine Laufzeitverlängerung auf 40 Kalenderjahre induziert Wettbewerbs und Einkommenseffekte die sich in einem Produktionswachstum von real bis zu 5 Mrd. in 2020 niederschlagen. Den höchsten Zuwachs erzielen dabei die Investitionsgüterbereiche und die Dienstleistungssektoren. Mit der Annäherung der CO 2 und Strompreise an das Ausstiegsszenario verringern sich die realen Produktionseffekte und unterscheiden sich am Ende kaum vom Niveau des Ausstiegsszenarios. Bei einer Laufzeitverlängerung auf 60 Kalenderjahre kann diese Annäherung zumindest bis 2030 vermieden werden. Die Entlastungsimpulse aus den Strom und CO 2 Preisen sind deutlich stärker ausgeprägt und induzieren ein im Vergleich zum Ausstieg um real 14 Mrd. höheres Produktionsniveau am Ende des Betrachtungszeitraums. Beschäftigung Die dargestellten Produktionszuwächse schlagen sich unmittelbar in einem Anstieg der Beschäftigung nieder. Bei einer Laufzeitverlängerung auf 40 Kalenderjahre können entsprechend dem Verlauf der Produktion bis zum Jahr 2020 insgesamt rund 20.000 Arbeitsplätze geschaffen werden. Der vermiedene Stellenabbau in den Kernkraftwerken macht dabei nur einen geringen Teil aus. Dieser vermiedene Stellenabbau in Kernkraftwerken wirkt bei einer Laufzeitverlängerung auf 60 Kalenderjahre bis über den Betrachtungszeitraum hinaus, so dass hier allein rund 5.800 Stellen erhalten bleiben. Dem gegenüber stehen natürlich die Arbeitsplatzverluste der nicht errichteten Ersatzanlagen. Per Saldo überwiegt der positive Effekt jedoch klar, sodass direkt etwa 5400 Arbeitsplätze im Bereich der Stromerzeugung erhalten bleiben. Ähnlich positiv ist die Beschäftigungsbilanz der übrigen Wirtschaftsbereiche, sodass sich im Falle einer 60 jährigen Laufzeit über alle Sektoren kumuliert ein Beschäftigungseffekt von ca. 62.000 Personen ergibt.

Kurzfassung Seite 5 CO 2 -Emissionen Durch eine Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke auf 40 Kalenderjahre verringern sich die CO 2 Emissionen in der deutschen Stromerzeugung jährlich um bis zu 59,9 Mio. t CO 2 (in 2020). Die Wachstumsimpulse verursachen allerdings einen leichten Anstieg der CO 2 Emissionen, so dass per Saldo bis zu 57 Mio. t (in 2020) eingespart werden können. Die durch eine Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke auf 60 Kalenderjahre erzielten CO 2 Emissionsminderungen in Deutschland sind ebenso wie der wachstumsbedingte Anstieg in den Emissionen von rd. 14 Mio. t CO 2 im Falle einer Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre mit jährlich rd. 90 Mio. t CO 2 deutlich größer, sodass per Saldo im Maximum rund 73 Mio. t CO 2 eingespart werden können.

Einführung Seite 6 1 Einführung Durch das am 27. April 2002 in Kraft getretene Gesetz zur geordneten Beendigung der Kernenergienutzung zur gewerblichen Erzeugung von Elektrizität 3 ist neben dem Verbot eines Neubaus von Kernkraftwerken zusätzlich die Stromerzeugung aus bestehenden Anlagen auf eine Reststrommenge von 2.623 TWh (ab dem 1.1.2000) beschränkt. Dieser Ausstiegsbeschluss hat erhebliche Auswirkungen auf die energiewirtschaftliche Zukunft in Deutschland und über den nationalen Bereich hinaus. So führt der Ausstieg beispielsweise zu einem zusätzlichen vorzeitigen Ersatzbedarf von mehr als 20 GW Kraftwerksleistung und höheren Kosten der Erfüllung der europäischen Klimaschutzziele. Beide Effekte erhöhen die Kosten der Energieversorgung und damit auch die Strompreise. Weiterhin bewirkt der Ausstieg aus der Kernenergie einen höheren Kapitalabfluss ins Ausland aufgrund vermehrter Ausgaben für importierte Brennstoffe, importierten Strom sowie zusätzlich benötigter Importe von CO 2 Zertifikaten. Die benannten Auswirkungen in der Elektrizitätswirtschaft beeinflussen auch die sektorale und gesamtwirtschaftliche Entwicklung der deutschen Volkswirtschaft. So bedeutet eine Verlängerung der Laufzeiten bestehender Kraftwerke auf der Zeitachse nach hinten verschobene Investitionen, da die im Falle eines Ausstiegs zu errichtenden Ersatzkapazitäten verzögert werden. Diese veränderte Investitionsnachfrage weitet sich über die volkswirtschaftliche Verflechtung des Produktionssektors auf die gesamte Wirtschaft aus. Von ebenso großer Bedeutung sind die mit einer Laufzeitverlängerung einhergehenden Veränderungen in den Strompreisen der Endverbraucher. Veränderte Strompreise und kosten wirken ebenfalls auf das sektorale und gesamtwirtschaftliche Produktions und Beschäftigungsniveau. Aus diesen Gründen wird der getroffene Ausstiegsbeschluss derzeit wieder kritisch diskutiert. So sieht der aktuelle Koalitionsvertrag zur 17. Legislaturperiode vor, die Laufzeiten deutscher Kernkraftwerke unter Einhaltung der strengen deutschen und internationalen Sicherheitsstandards zu verlängern. 4 Das Ziel der in diesem Bericht dargestellten Analyse ist, einen Beitrag zur Versachlichung der Diskussion zu leisten, in dem die ökonomischen Auswirkungen einer Laufzeitverlängerung diskutiert und quantifiziert werden. Den genannten signifikanten Nachteilen stehen die Vorteile eines Ausstiegs gegenüber. Die Laufzeitverlängerung ändert nichts an der grundsätzlichen Notwendigkeit einer Endlagerstätte für hochradioaktiven Abfall. Im Falle eines Kernenergieausstiegs fällt jedoch insgesamt weniger radioaktiver Abfall an. Zudem berührt der Ausstiegsbeschluss von Kernkraftwerken gesellschaftliche Wertvorstellungen, welche insbesondere von individuellen Risikoeinschätzungen über den Betrieb von Kernkraftwerken abhängen. Es existiert jedoch keine Methodik, die diese Effekte in geeigneter Weise quantifiziert. Daher werden im Rahmen der Studie lediglich die quantifizierbaren Effekte 3 Vgl. Bundesgesetzblatt (2002). 4 Vgl. CDU/CSU/FDP (2009), S. 29.

Einführung Seite 7 betrachtet. Insoweit kann eine generelle Handlungsempfehlung für oder gegen die Nutzung von Kerntechnik aus dieser Studie nicht abgeleitet werden. Im Rahmen dieser Studie werden die oben genannten energie und volkswirtschaftlichen Effekte analysiert. Die Untersuchung basiert auf drei Szenarien: einem Ausstieg aus der Kernenergie gemäß Ausstiegsgesetz (Ausstiegsszenario), einer Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre (Szenario LZ 40) und einer Laufzeitverlängerung auf 60 Jahre (Szenario LZ 60). Die ökonomische Analyse erfolgt auf Basis geeigneter Modelle zur Untersuchung der energie und gesamtwirtschaftlichen Effekte. Zum einen werden die energiewirtschaftlichen Auswirkungen durch das von der entwickeltem europäischem Strommarktmodell abgebildet. Zum anderen erfolgt die Analyse der volkswirtschaftlichen und sektoralen Auswirkungen auf Basis eines integrierten sektoralen Strukturmodells der EEFA GmbH und CO KG. Die beiden Modelle werden über geeignete Schnittstellen miteinander verbunden. Die Analyse erfolgt in 4 Teilen. Im folgenden Kapitel werden die zugrunde gelegten wesentlichen energie und gesamtwirtschaftlichen Rahmenannahmen dargestellt und erläutert. Diese Rahmenannahmen dienen als Grundlage für die in Kapitel 3 analysierten energiewirtschaftlichen Auswirkungen auf deren Basis dann in Kapitel 4 die gesamtwirtschaftlichen Auswirkungen einer Laufzeitverlängerung der deutschen Kernkraftwerke untersucht werden.

Wirtschaftliche und politische Rahmenannahmen Seite 8 2 Wirtschaftliche und politische Rahmenannahmen Die Entwicklung der deutschen Energiewirtschaft bis zum Jahre 2030 ist geprägt durch die deutschen und Europäischen energiepoltischen Rahmenbedingungen. Diese Vorgaben bestimmen auf der Angebotsseite sowohl den Ausbau und die Integrationsfähigkeit der Erneuerbaren Energien als auch die Ausgangssituation für den konventionellen Kraftwerkspark und die Netzinfrastruktur und damit letztlich auch die Kosten und Preise der Stromerzeugung. Neben der Angebotsseite beeinflusst die Energiepolitik auch die Nachfrageseite, beispielsweise über politische Vorgaben zur Steigerung der Energieeffizienz. Im Folgenden werden die wichtigsten Annahmen zu den Rahmenbedingungen dargestellt. 2.1 Entwicklung des Stromverbrauchs Der Brutto Stromverbrauch in Deutschland lag in den Jahren 2007 und 2008 auf einem Niveau von ca. 620 TWh. Ausgelöst durch die Auswirkungen der Finanzkrise auf die Realwirtschaft zeichnet sich für das Jahr 2009 ein starker Rückgang des Stromverbrauchs ab. Gemäß den vorläufigen Ergebnissen des Monatsberichts für die Elektrizitätsversorgung des Statistischen Bundesamtes 5 ist der Brutto Stromverbrauch (in der allgemeinen Versorgung) von Januar bis Juli 2009 gegenüber dem gleichen Vorjahreszeitraum um fast 10% gesunken. In dieser Studie wird jedoch von einer Erholung der Wirtschaft in den nächsten Jahren ausgegangen. Dieser Erholungs und Wachstumsprozess in der Realwirtschaft wird den Stromverbrauch wieder ansteigen lassen, so dass der Konjunktur bedingte Nachfragerückgang kompensiert wird. Im Jahre 2013 wird in dieser Studie wieder das Niveau von vor der Krise zugrundegelegt. In der Folge wird ab dem Jahre 2014 jedoch ein leichter Verbrauchsrückgang in Deutschland unterstellt, der den Annahmen des Energiereport IV 6 entspricht. Dieser Rückgang spiegelt die Ziele der Bundesregierung zur Verbesserung der Energieeffizienz wider. Die folgende Tabelle 2 1 zeigt die angenommene Entwicklung des Bruttostromverbrauchs in Deutschland von 2010 bis 2030. Der Verbrauch erreicht im Ausstiegsszenario 2015 mit 618 TWh seinen Höhepunkt und nimmt dann sukzessive ab auf 603 TWh in 2030. In den Szenarien LZ 40 und LZ 60 liegt der Bruttostromverbrauch jeweils etwas höher als im Ausstiegsfall, da die niedrigeren Strompreise zu einem Anstieg des Verbrauchs führen. 7 5 Vgl. DESTSTATIS (2009). 6 Vgl. EWI/Prognos (2005). 7 Die Höhe des Nachfrageanstiegs wurde durch iterative Berechnungen zwischen dem Strommarktmodell von r2b energy consulting und dem gesamtwirtschaftlichen Modell des EEFA bestimmt.

Wirtschaftliche und politische Rahmenannahmen Seite 9 TABELLE 2 1: ENTWICKLUNG DES BRUTTOSTROMVERBRAUCHS IN DEN SZENARIEN AUSSTIEG, LZ 40 UND LZ 60 Ausstieg 591 618 615 609 603 LZ40 591 619 618 612 604 LZ60 593 623 627 626 623 Quelle: Eigene Darstellung r2b energy consulting. TWh 2.2 Förderung und Ausbau Erneuerbarer Energien Im Rahmen dieser Studie wird von einem fortgeführten Ausbau Erneuerbarer Energien bis zum Jahre 2030 ausgegangen. Die absoluten Zahlen für die verschiedenen Technologien Erneuerbarer Energien folgen den Annahmen der Leitstudie des BMU 8. Unter Berücksichtigung der prognostizierten Nachfrageentwicklung ergibt sich dadurch nahezu exakt die Erreichung des politischen Ausbauziels von 30% im Jahre 2020. Der Anteil der Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch steigt auf über 40% im Jahre 2030. In Abbildung 2 1 ist die Entwicklung der Erneuerbaren Energien in der Stromerzeugung bis 2030 dargestellt. ABBILDUNG 2 1: ENTWICKLUNG DER EINSPEISUNG AUS ERNEUERBAREN ENERGIEN EE Stromerzeugung in TWh 300 250 200 150 100 50 0 42% 35% 29% 23% 18% Sonstige EE Geothermie Fotovoltaik Biomasse Wind Offshore Wind Onshore Wasserkraft Quelle: Eigene Darstellung nach Leitstudie BMU. Der Ausbau und die Einspeisestruktur der unterschiedlichen Erneuerbaren Energien haben erhebliche Auswirkungen sowohl auf die Investitionen in konventionelle Kraftwerkstechnologien als auch auf deren Einsatz. So wird zum einen langfristig der Bedarf an konventionellen Kraftwerken weiter sinken. Zum anderen verändert sich die Struktur innerhalb des Kraftwerksparks. Aufgrund der 8 Vgl. BMU (2008).

Wirtschaftliche und politische Rahmenannahmen Seite 10 zunehmenden volatilen Einspeisung einiger Erneuerbarer Energien wie bspw. Windenergie sind zunehmend Kraftwerke erforderlich, die eine hohe Flexibilität in ihrer Einsatzweise aufweisen. Um diese Auswirkungen hinreichend berücksichtigen zu können, wurden die einzelnen Erneuerbaren Energietechnologien mit ihren stündlichen Einspeiseprofilen im Strommarktmodell berücksichtigt. 2.3 Entwicklung des konventionellen Kraftwerksparks Die Entwicklung des konventionellen Kraftwerksparks wird mit einem europäischen Modell des Kraftwerkseinsatzes und der Investitionen in Erzeugungskapazitäten bestimmt. 9 Dabei werden auf Basis einer europäischen Kraftwerksdatenbank Annahmen zu der technischen Lebensdauer von Bestandsanlagen, der Stilllegung von Kernkraftwerken sowie (exogenen) Zubauten getroffen. 2.3.1 Stilllegung von Bestandsanlagen Die Stilllegungen von mit fossilen Brennstoffen befeuerten Kraftwerken erfolgen gemäß einer unterstellten technischen Lebensdauer nach Erzeugungstechnologien und Brennstoffen. Daneben werden Angaben soweit vorhanden zu Repoweringmaßnahmen und zu Stilllegungsplanungen für einzelne Kraftwerksblöcke berücksichtigt. Grundlage ist die Kraftwerksdatenbank der r2b energy consulting GmbH, die sämtliche Kraftwerksblöcke in Europa mit Angaben zu Betreiber, Brennstoff und Technologie, Netzanschlussebene, installierter Leistung, Baujahr, geplanten oder bereits erfolgten Repoweringmaßnahmen sowie weiteren Parametern zu technischen und wirtschaftlichen Eigenschaften der Blöcke berücksichtigt. Die technische Lebensdauer beschreibt jeweils die maximale Laufzeit (ohne umfangreiche Umbau oder Repoweringmaßnahmen). Eine vorzeitige Stilllegung kann im Rahmen der Optimierung jedoch vorgenommen werden, wenn für einzelne Kraftwerke die möglichen Vermarktungserlöse nicht ausreichen, um einen Kosten deckenden Betrieb der Anlagen zu gewährleisten. Die Laufzeiten der Kernkraftwerke in Deutschland für die drei Szenarien Ausstieg, LZ 40 und LZ 60 werden in der folgenden Tabelle dargestellt: 9 Eine ausführliche Beschreibung des verwendeten Modells findet sich im Anhang.

Wirtschaftliche und politische Rahmenannahmen Seite 11 TABELLE 2 2: STILLLEGUNGSZEITPUNKTE DER KERNKRAFTWERKE IN DEN SZENARIEN AUSSTIEG, LZ 40 UND LZ 60 Kernkraftwerk Inbetriebnahmejahr Nettoleistung in MW Reststrom verbl. mengen übertragung Reststrommenge Ende von M. K. und Juni 2009 Stade Ausstiegsszenario LZ 40 Jahre LZ 60 Jahre Stilllegung Stilllegung Stilllegung Biblis A 1975 1.167 4.196 April 2010 2015 2035 Biblis B 1977 1.240 12.206 21.450 März 2013 2017 2037 Brokdorf 1986 1.410 111.572 5.133 November 2019 2026 2046 Brunsbüttel 1977 771 11.000 1.579 April 2012 2017 2037 Emsland 1988 1.329 125.612 5.133 April 2021 2028 2048 Grafenrheinfeld 1982 1.275 54.955 November 2014 2022 2042 Grohnde 1985 1.360 98.152 Juni 2018 2025 2045 Gundremmingen B 1984 1.284 64.542 37.133 Mai 2019 2024 2044 Gundremmingen C 1985 1.288 73.580 28.133 August 2019 2025 2045 Isar 1 1979 878 13.686 3.206 März 2012 2019 2039 Isar 2 1988 1.400 121.650 5.133 Mai 2020 2028 2048 Krümmel 1984 1.346 88.311 Mai 2019 2024 2044 Neckarwestheim 1 1976 785 4.039 April 2010 2016 2036 Neckarwestheim 2 1989 1.310 135.862 5.133 November 2022 2029 2049 Philippsburg 1 1980 890 19.947 April 2012 2020 2040 Philippsburg 2 1985 1.392 96.849 Juni 2018 2025 2045 Unterweser 1979 1.345 28.452 Juli 2012 2019 2039 Summe 20.470 1.064.611 112.036 Stade 1972 640 4.786 Mülheim Kärlich 1987 1.219 107.250 Quelle: Eigene Darstellung r2b energy consulting. 2.3.2 Ersatz- und Neubauten fossil befeuerter Kraftwerke Die Bestimmung des kostenoptimalen Investitionspfades konventioneller Kraftwerkskapazitäten ist eines der zentralen Modellergebnisse. Die Realisierung derzeit in Bau befindlicher Ersatz und Neuanlagen fossil befeuerter Kraftwerke wird dabei als sicher angenommen und als Kapazitätsvorgabe in den Modellberechnungen berücksichtigt. Aktuell befinden sich in Deutschland drei Braunkohlekraftwerksblöcke mit einer aggregierten Leistung von ca. 2,7 GW, neun Steinkohlekraftwerksblöcke mit einer aggregierten Leistung von 7,2 GW und vier GuD Anlagen mit einer aggregierten Leistung von 2,6 MW in Bau. Kraftwerksprojekte, bei denen noch nicht mit dem Bau begonnen wurde, bleiben wegen der gegenwärtig sehr hohen Unsicherheit in den Modellberechnungen unberücksichtigt. Da es aus heutiger Sicht als unrealistisch erscheint, dass darüber hinaus keine der derzeit geplanten Kraftwerksprojekte realisiert werden, wird hier von einem pauschalen Zubau von insgesamt 1.000 MW el netto Steinkohlekraftwerke im Jahre 2014 und 400 MW el netto GuD Kraftwerke im Jahre 2012 ausgegangen. Eine Erhöhung der aggregierten Leistung von Braunkohlekraftwerken kann lediglich auf Basis von Wirkungsgradsteigerungen erreicht werden. Dies liegt in einer Beschränkung beim Aufschluss neuer Grubenkapazitäten begründet. Gegenwärtig wird die Einführung eines CCS (Carbon Capture and Storage) zur verpflichtenden CO 2 Abscheidung bei Kohlekraftwerken diskutiert. Da einerseits derzeit die gesetzlichen

Wirtschaftliche und politische Rahmenannahmen S eite 12 Rahmenbedingungen nicht abzuschätzen sind und andererseits auch die Kosten und die gesellschaftliche Akzeptanz für CCS (und die entsprechende Pipeline Infrastruktur) nur schwer zu quantifizieren sind, wurde die Möglichkeit einer CO 2 Abscheidung in dieser Studie nicht betrachtet. 2.4 Entw icklun g der Preise für EUAs Brennn stoffpreise und de r Die Preise für die fossilen Brennstoffe Erdgas, Ölderivate und Steinkohle sowie für Treibhausgasemissionsberechtigungen ( European Emission Allowances EUAs) sind einerseits die entscheidungsrelevanten Parameter für die Wirtschaftlichkeit von Investitionsoptionen und den Einsatz unterschiedlicher Kraftwerkstechnologien. Andererseits sind sie wichtige Determinanten bei der Bestimmung der variablen Erzeugungskosten sowie der Preisbildung auf den Wettbewerbsmärkten für Strom. 2.4.1 Ent wicklu ng der Brenns toffpreise Ausgangspunkt für die Annahmen über die Entwicklung der Preise für Erdgas, Steinkohle und leichtes bzw. schweres Heizöl frei Kraftwerk sind die Preise der Primärenergieträger (Erdgas, Importsteinkohle und Rohöl) auf den Weltmärkten. Hinzu kommen Aufschläge für Transport und Strukturierungskosten (Erdgas und Steinkohle) bzw. Raffinierung (Öl). Die Preise für fossile Primärenergieträgerr auf den Schwankungen (Abbildung 2 2). Weltmärkten unterlagen in den letzten Jahren erheblichen ABBILDUNG 2 2: HISTORISCHE ENTWICKLUNG DER WELTMARKTPREISE FÜR STEINKOHLE UND ROHÖL SOWIE DES G GRENZÜBERGANGSPREISES ERDGAS JAHR 2001 BIS 2008 Quelle: Eigene Darstellung r2b energy consulting. Diese starken Preisschwankungen für Rohöl, Steinkohle und Erdgas überlagerten dabei einenn stabilen Trend langfristig steigender Preisniveaus. Durch den weltweiten Einbruch der Nachfrage nach EEFA GmbH & CO KG

Wirtschaftliche und politische Rahmenannahmen Seite 13 fossilen Energieträgern durch die Finanz und Wirtschaftskrise gaben Ende des Jahres 2008 die Preisniveaus für alle Energieträger deutlich nach. Im Rahmen dieser Studie wird angenommen, dass dieses die langfristigen Entwicklungstrends nicht nachhaltig beeinflussen wird. Die Weltmarktpreise von fossilen Primärenergieträgern im Jahr 2010 wurden auf Basis aktueller Terminmarktnotierungen gesetzt. Als Grundlage der Preise für Steinkohle und Rohöl in den Jahren 2015 bis 2030 wird der World Energy Outlook 2008 der IEA 10 verwendet. Preise frei Kraftwerk für Steinkohle, Erdgas sowie leichtem und schwerem Heizöl werden aus diesen Preisen unter Berücksichtigung von Transport und Strukturierungskosten sowie des Zusammenhangs zwischen Rohölpreisen und Preisen für Erdölderivate sowie Grenzübergangspreisen für Erdgas hergeleitet. TABELLE 2 3: ENTWICKLUNG DER BRENNSTOFFPREISE IN DEN SZENARIEN AUSSTIEG, LZ 40 UND LZ 60 Ölpreis [USD 2009 /bbl] 73 103 113 120 126 Gaspreis [EUR 2009 /MWh] 23 30 33 35 36 Kohlepreis [EUR 2009 /MWh] 10 13 13 12 12 Quelle: Eigene Darstellung r2b energy consulting. Für Braunkohle existiert kein Weltmarktpreis. Transportkosten fallen bei Braunkohle nicht an, da die Kraftwerke in der Nähe der Gruben errichtet sind. Die kurzfristigen variablen Kosten der Förderung in Höhe von ca. 1,4 je MWh th fließen als Brennstoffpreis in die Bestimmung der variablen Erzeugungskosten der Braunkohlekraftwerke ein. Weitere 14.000 je MW und Jahr werden als fixe Betriebskosten berücksichtigt, um die Fixkosten der Braunkohleförderung zu berücksichtigen. Dieses entspricht in Summe den Vollkosten der Förderung bei einer unterstellten Ausnutzung der Anlagen von ca. 7.000 Volllaststunden pro Jahr. 11 Zugleich werden durch die Aufteilung der Förderkosten in einen variablen und fixen Bestandteil sowohl die Einsatzentscheidung von Braunkohlekraftwerken als auch Investitionsentscheidungen in Ersatzanlagen adäquat abgebildet. 2.4.2 Entwicklung der Preise für Treibhausgasemissionsberechtigungen Mit Beginn des Jahres 2005 wurde ein Treibhausgasemissionshandelssystem ( emission trading system ETS) in der Europäischen Union eingeführt. Die Preise für Zertifikate erreichten in der ersten Handelsperiode (2005 2007) im März 2006 Höchststände von 30. Als sich zum Ende der Handelsperiode jedoch zeigte, dass mehr als ausreichend Zertifikate ausgegeben worden waren, fielen die Preise für Zertifikate der ersten Handelsperiode auf einen Wert von Null. 12 Auch bei den 10 Vgl. IEA (2008). 11 Die Kosten der Aufschließung neuer Gruben werden als sunk costs betrachtet und gehen nicht in die Kosten ein, da die heute erschlossenen Grubenkapazitäten (unter Berücksichtigung von Garzweiler II) bis 2030 zur Versorgung von Braunkohlenkraftwerken mit einer aggregierten Leistung von bis zu ca. 22.000 MW ausreichen. Ein Neuaufschluss ist somit nicht erforderlich. 12 Um ähnliche Volatilitäten des CO 2 Preises in den zukünftigen Handelsperioden zu vermeiden wurde für die folgenden Handelsperioden ein Banking von Zertifikaten zugelassen.

Wirtschaftliche und politische Rahmenannahmen Seite 14 Preisen für die zweite Handelsperiode (2008 bis 2012) gab es bereits erhebliche Volatilitäten. Das Minimum wurde im Februar 2009 mit 8 je t CO 2 erreicht, das Maximum im Juni 2008 mit über 29 je t CO 2. Im Jahre 2008 wurden die langfristigen Eckpunkte bezüglich der zukünftigen Ausgestaltung der Europäischen Strategie zur CO 2 Minderung und der Minderungsziele durch die Richtlinie 2009/29/EU festgelegt. Als einer der wesentlichen Kernpunkte ist festgehalten, dass ab dem Jahr 2013 in Deutschland und den meisten anderen Mitgliedsländern der Europäischen Union die Zertifikate für die Elektrizitätswirtschaft nicht mehr kostenlos zugeteilt, sondern zu 100% auktioniert werden. Darüber hinaus sollen die Treibhausgasemissionen von Anlagen im ETS um 21% gegenüber den Werten im Jahre 2005 auf 1.720 Mio. t sinken. 13 Dieser CO 2 Minderungspfad bis 2020 wurde in dieser Analyse für den Zeitraum bis 2020 unterstellt. Für den Zeitraum nach 2020 werden fortgeführte Anstrengungen zum Klimaschutz angenommen. Zur Bestimmung von konsistenten Annahmen insbesondere unter Berücksichtigung der Brennstoffpreise, Verbrauchsentwicklung und der Menge der jeweiligen CO 2 freien Kernenergieerzeugung des Szenarios wurden in Vorabuntersuchungen die Auswirkungen unterschiedlicher Preise für EUAs auf die CO 2 Emissionen in der europäischen Elektrizitätserzeugung analysiert. Hierbei wurde der in Kapitel 2.2 beschriebene Ausbaupfad für die Erneuerbaren Energien unterstellt. Die Analyseergebnisse zeigen, dass gegenüber dem heutigen Niveau eine erhebliche Erhöhung der Preise für EUAs erforderlich ist, um einen mit den Gesamtminderungszielen kompatiblen Beitrag der Elektrizitätserzeugung zur Emissionsreduktion zu erreichen. Auf Basis dieser Ergebnisse lässt sich abschätzen, dass das erforderliche Preisniveau zur Erreichung der avisierten Emissionsminderung den in Abbildung 2 3 beschriebenen Preisen entspricht. 13 Die Richtlinie sieht weiterhin vor, dass die Einsparungen in der EU sich auf 30% erhöhen, wenn sich die anderen Industriestaaten zu ähnlichen Einsparungen verpflichten und auch die wichtigen Schwellenländer deutlich zum Klimaschutz beitragen.

Wirtschaftliche und politische Rahmenannahmen Seite 15 ABBILDUNG 2 3: ENTWICKLUNG DER CO 2 PREISE IN DEN SZENARIEN AUSSTIEG, LZ 40 UND LZ 60 60 50 EUR 2009 /t CO 2 40 30 20 10 0 Szenario "Ausstieg" Szenario "LZ 40" Szenario "LZ 60" Quelle: Eigene Berechnungen r2b energy consulting. Die Abbildung zeigt, dass die CO 2 Preise in allen drei Szenarien zukünftig steigen. Die Höhe des Anstiegs variiert jedoch zwischen den drei Szenarien Ausstieg, LZ 40 und LZ 60 deutlich. So wird der Klimaschutz im Falle einer Laufzeitverlängerung mit deutlich niedrigeren Kosten und Preisen erreicht. Während der CO 2 Zertifikatspreis im Ausstiegsszenario auf 42 2009 je t in 2020 und 54 2009 je t in 2030 an steigt, führt eine Laufzeitverlängerung auf 40 Jahre zu einer CO 2 Preisreduktion um bis zu 6 2009 je t. Da der Kernenergieausstieg bei einer KKW Laufzeit von 40 Jahren bereits bis zum Jahr 2030 vollzogen ist, nähern sich zu diesem Zeitpunkt die CO 2 Preise denjenigen des Ausstiegsszenarios an. Der CO 2 Preis dämpfende Effekt verstärkt sich deutlich im Falle einer KKW Laufzeit von 60 Jahren auf 9 je t CO 2 im Jahre 2020 und 16 je t CO 2 in 2030. In Tabelle 2 4 sind die prozentualen Veränderungen der CO 2 Preise für die Szenarien mit Laufzeitverlängerung im Vergleich zum Ausstiegsszenario dargestellt. TABELLE 2 4: CO 2 PREISABSENKUNG EINER LAUFZEITVERLÄNGERUNG GEGENÜBER AUSSTIEG Szenario "LZ 40" 10% 7% 11% 12% 0% Szenario "LZ 60" 10% 8% 22% 31% 30% Quelle: Eigene Berechnungen r2b energy consulting. Zusammenfassend zeigt sich, dass durch eine Laufzeitverlängerung der deutschen Kernkraftwerke die Europäischen Klimaschutzziele günstiger umzusetzen sind.

Wirtschaftliche und politische Rahmenannahmen Seite 16 2.5 Gesamtwirtschaftliche und sektorale Rahmenannahmen Die Verlängerung der Laufzeiten der bestehenden Kernkraftwerke wirkt sich zunächst und vor allem auf die Stromerzeugung aus. Mit den zu erwartenden Kosten und Preiseffekten treten allerdings Verbrauchsaspekte sowie sektorale und gesamtwirtschaftliche Produktions und Beschäftigungseffekte ins Bild, für deren Entwicklung nicht nur energiewirtschaftliche, sondern auch makroökonomische Rahmenbedingungen in Deutschland und der EU und nicht zuletzt weltwirtschaftliche Vorgaben wichtige Impulse liefern. Dies gilt vor allem für die stromintensiven Produktionssegmente des verarbeitenden Gewerbes wie beispielsweise die Verhüttung von Primäraluminium, die Erzeugung von Elektrostahl oder die chemische Grundstoffproduktion. Auch wenn die Standortbedingungen dieser Prozesse vor allem vom Zugriff auf wettbewerbsfähige Strompreise abhängen, so wird das erwartete Produktionsvolumen auch von anderen Faktoren bestimmt, die zum Teil außerhalb des Einflussbereichs der nationalen Politik liegen. Weltwirtschaftliche Entwicklungen sind insbesondere für eine exportorientierte Volkswirtschaft wie Deutschland von großer Bedeutung, da ein dynamisches Wachstum der Welthandelsströme sich via Exportgütersektoren auf die gesamte inländische Wirtschaft überträgt. So unstrittig diese Zusammenhänge im Grundsatz sind, so schwierig ist eine verlässliche Prognose der zukünftigen Entwicklung. Dazu tragen zum einen politische Faktoren wie das Gefährdungspotential durch den internationalen Terrorismus oder die Spannungen in verschiedenen Regionen der Welt bei, zum anderen aber auch ökonomische Risiken, die aus Ungleichgewichten in den staatlicher Einnahmen und Ausgaben oder der Leistungsbilanzen resultieren. Innerhalb dieser Unsicherheiten wird für die folgenden Berechnungen ein Wachstum des realen Welthandelsvolumens um jährlich zunächst 5%, später leicht ansteigend auf 6% angenommen (vgl. Tabelle 2 5). Die deutsche Exportwirtschaft konnte von diesem Wachstum in der Vergangenheit nur durch stetige Effizienzverbesserungen der sektoralen Produktionsprozesse und damit verbundener Kostensenkungen profitieren. Dies dürfte auch für die Zukunft gelten; dennoch zeichnen sich bereits gegenwärtig Verschiebungen in den weltwirtschaftlichen Handels und Güterströmen ab, die eine unmittelbare Folge des dynamischen Wachstums aufstrebender Entwicklungs und Schwellenländer wie Indien und China sind. Deshalb ist davon auszugehen, dass der Anteil dieser Länder am gesamten Welthandel überproportional zunehmen wird, der Anteil Deutschlands daher selbst bei Ausschöpfung aller Rationalisierungspotentiale im günstigsten Fall konstant gehalten werden kann. Eine gewisse Entlastung der deutschen Exportwirtschaft wird von der Entwicklung des Euro gegenüber dem Dollar ausgehen. Zwar ist eine Prognose der Wechselkurse aufgrund der zum Teil erratischen Schwankungen der einzelnen Währungen besonders schwierig. Idealtypisch sollten Wechselkurse zwar die unterschiedliche Inflationsentwicklung in den einzelnen Volkswirtschaften zum Ausgleich bringen; für die praktische Festlegung eines derartigen Wechselkurses fehlt jedoch sowohl der gegenwärtige Gleichgewichtswechselkurs als auch eine detaillierte Prognose der Inflationsraten wichtiger Handelspartner. Insofern ist die hier unterstellte langfristige Entwicklung des Euro gegenüber dem Dollar eher als plausible Setzung denn als fundierte Prognose zu werten.

Wirtschaftliche und politische Rahmenannahmen Seite 17 TABELLE 2 5: GESAMTWIRTSCHAFTLICHE RAHMENBEDINGUNGEN, 2010 2030 Quelle: Eigene Darstellung EEFA. Neben der Dynamik des sektoralen und gesamtwirtschaftlichen Wachstums ist die demographische Entwicklung für die energiewirtschaftlichen Wirkungen von grundlegender Bedeutung. Für die Bevölkerungsentwicklung liegen mit demographischen Modellrechnungen relativ verlässliche Daten über die natürliche Bevölkerungsbewegung, d.h. die Entwicklung der Bevölkerungsstrukturen und größe auf der Basis altersspezifischer Geburten und Sterbeziffern vor. Für die vorliegende Analyse wurde davon ausgegangen, dass sich die Bevölkerung bis 2030 leicht rückläufig entwickelt und von 81,9 Mio. Menschen in 2010 auf rund 79 Mio. Menschen absinkt. Bei den finanzpolitischen Vorgaben wird angenommen, dass die im internationalen Vergleich überdurchschnittliche hohe Abgabenquote langfristig zurückgeführt werden wird und dabei insbesondere die Lohnnebenkosten deutlich reduziert werden. Diese für die Wettbewerbsfähigkeit des Faktors Arbeit unerlässliche Korrektur bedeutet allerdings, dass eine wachsender Anteil der Sozialversicherungsleistungen über das Steuersystem, und hier vor allem über die indirekten Steuern finanziert werden muss. Dies führte zu einer Erhöhung der Mehrwertsteuer auf 19%. Obwohl die Finanz und Wirtschaftskrise das Staatsbudget stark belastet hat und gegenwärtig Diskussionen über eine weitere Erhöhung der Mehrwertsteuer zur Konsolidierung des Staatsbudgets aufkommen, bleiben diese in der vorliegenden Analyse unberücksichtigt und es wird für die Zukunft ein konstanter Prozentsatz von 19% fortgeschrieben. Die daraus resultierenden Einnahmen werden zum Abbau des staatlichen Defizits, vor allem aber zur Senkung der Sozialkosten verwendet. Während der Körperschaftssteuersatz nominal auf dem gegenwärtigen Niveau von 25% verharrt, steigt der durchschnittliche Lohsteuersatz von gegenwärtig 15% auf 16,2% leicht an. Dieser Anstieg ist vor allem eine Folge von Veränderungen in der Qualifikationsstruktur der Erwerbstätigen, demzufolge der Anteil der höher qualifizierten und damit höher entlohnten Arbeitsplätze auch in Zukunft noch weiter zunimmt.

Energiewirtschaftliche Ergebnisse Seite 18 3 Energiewirtschaftliche Ergebnisse Im Folgenden werden die energiewirtschaftlichen Ergebnisse der Berechnungen für die drei Szenarien i) Ausstieg, ii) LZ 40 sowie iii) LZ 60 vorgestellt und miteinander verglichen. Die Darstellung konzentriert sich dabei auf Deutschland. 14 Sie beginnt jeweils mit einer Diskussion der Ergebnisse im Ausstiegsfall und geht dann auf die Unterschiede ein, die sich durch eine Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke auf 40 bzw. 60 Jahre ergeben. Diese Ergebnisse basieren auf Berechnungen mit Hilfe des europäischen Strommarktmodells der. In diesem Kapitel werden insbesondere die Entwicklungen der Kapazität, der Stromerzeugung, des Brennstoffverbrauchs und der Brennstoffimporte, der CO 2 Emissionen sowie der Strompreise in den einzelnen Szenarien verglichen. Außerdem werden die mit einer Laufzeitverlängerung der deutschen Kernkraftwerke verbundenen Kosteneffekte sowie die Im und Exporteffekte in der Energiewirtschaft untersucht. 3.1 Entwicklung der Erzeugungskapazitäten Szenario Ausstieg Wie die folgende Abbildung 3 1 zeigt, verändert sich der Kraftwerkspark in Deutschland in den nächsten 20 Jahren deutlich. Auffällig ist zunächst der deutliche Anstieg der Gesamterzeugungskapazität. Die Nettoengpassleistung steigt von ca. 146 GW in 2010 auf über 170 GW in 2030. Dies ist eine Folge des Ausbaus der Erneuerbaren Energien mit teilweise relativ niedrigen Volllaststunden. Außerdem leistet die Einspeisung dargebotsabhängiger Erneuerbarer Energien einen vergleichsweise geringen Anteil zur gesicherten Leistung. Dennoch wird unter den hier getroffenen Annahmen zum Ausbau Erneuerbarer Energien und des politischen Ziels eines effizienzbedingten Stromnachfragerückgangs zukünftig weniger konventionelle Erzeugungskapazität benötigt. Das letzte Kernkraftwerk (Neckarwestheim) verlässt bei einer Umsetzung des Ausstiegsbeschlusses im Jahre 2022 den Markt. Während die Braunkohle weiterhin für die Versorgung der Grundlast benötigt wird, werden insbesondere ältere Steinkohle befeuerte Kraftwerke abgeschaltet und nicht durch Neuanlagen ersetzt. Die installierte Leistung Gas befeuerter Kraftwerke nimmt dagegen nach einem zwischenzeitlichen Rückgang bis zum Jahr 2015 im weiteren Zeitablauf zu und übersteigt später auch das Niveau von 2010. 14 Im Rahmen der Modellberechnungen wurden neben den Ergebnissen für Deutschland auch Ergebnisse für andere Europäische Länder generiert, diese werden in dieser Studie nur indirekt, z.b. durch die Veränderungen des Stromaustauschs, dargestellt.