Deutschland verpflichtete sich 2003 mit der Zeichnung des PRTR-Protokolls dazu, ein Register über Schadstofffreisetzungen und -transporte aufzubauen. Hierzu berichten viele Industriebetriebe jährlich dem UBA über Schadstoffemissionen und die Verbringung von Abwässern und Abfällen. Das UBA bereitet diese Daten in einer Datenbank für Bürgerinnen und Bürger auf. Umweltbelastende Emissionen aus Wärmekraftwerken und anderen Verbrennungsanlagen Wärmekraftwerke und andere Verbrennungsanlagen, die mit fossilen Brennstoffen (insbesondere Steinkohle, Braunkohle, Erdgas) oder biogenen Brennstoffen betrieben werden, sind bedeutende Verursacher von umweltbelastenden Emissionen. Sie sind verantwortlich für einen erheblichen Teil des Ausstoßes an Kohlendioxid (CO₂), Stickstoffoxiden (NO x ) und Schwefeloxiden (SO x ). Die Kohleverbrennung ist zudem die wichtigste Emissionsquelle für das Schwermetall Quecksilber (Hg). Das Schadstofffreisetzungs- und -verbringungsregister (PRTR) in Deutschland Industriebetriebe müssen jährlich dem Umweltbundesamt ( UBA ) sowohl über ihre Emissionen in Luft, Wasser und Boden berichten, als auch darüber, wie viele Schadstoffe sie in externe Abwasserbehandlungsanlagen weiterleiten und wie viele gefährliche Abfälle sie entsorgen. Die Betriebe müssen nicht über jeden Ausstoß und jede Entsorgung berichten, sondern nur dann, wenn der Schadstoffausstoß einen bestimmten Schwellenwert oder der Abfall eine gewisse Mengenschwelle überschreitet. In diesem Artikel werden Wärmekraftwerke und andere Verbrennungsanlagen mit einer Feuerungswärmeleistung von über 50 Megawatt ( MW ), die von Anhang I, Nummer 1.c) der Europäischen PRTR -Verordnung erfasst werden, betrachtet. Das Umweltbundesamt (UBA) sammelt die von Industriebetrieben gemeldeten Daten in einer Datenbank: dem Schadstofffreisetzungs- und -verbringungsregister PRTR ( P ollutant R elease and T ransfer R egister). Das UBA leitet die Daten dann an die Europäische Kommission weiter und macht sie im Internet unter der Adresse https://thru.de der Öffentlichkeit frei zugänglich. Es gibt drei Rechtsgrundlagen für die PRTR-Berichterstattung: das PRTR-Protokoll der Wirtschaftskommission der Vereinten Nationen für Europa ( UN ECE) vom 21. Mai 2003, die Europäische Verordnung 166/2006/EG vom 18. Januar 2006 und das deutsche PRTR-Gesetz vom 6. Juni 2007, das durch Artikel 1 des Gesetzes vom 9. Dezember 2020 geändert worden ist. Erfasst werden im PRTR industrielle Tätigkeiten in insgesamt neun Sektoren. Einer davon ist der Energiesektor, zu dem die hier dargestellten Wärmekraftwerke und andere Verbrennungsanlagen gehören. Für das aktuelle Berichtsjahr 2022 waren in Deutschland insgesamt 140 Betriebe mit einer Feuerungswärmeleistung von mehr als 50 Megawatt (MW) und mit Luftemissionen nach PRTR berichtspflichtig (siehe Karte „Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Luftemissionen im Jahr 2022“). Die Aussagekraft des PRTR ist jedoch begrenzt. Drei Beispiele: Energieerzeuger müssen nicht über den eingesetzten Brennstoff informieren; die PRTR-Daten lassen sich also nicht etwa nach Braun- oder Steinkohle aufschlüsseln. Unternehmen berichten nicht über Kohlendioxid (CO₂)- oder Schadstoffemissionen einer einzelnen Industrieanlage oder eines Kessels, sondern über die Gesamtheit aller Anlagen einer „Betriebseinrichtung“. Unter einer Betriebseinrichtung versteht man eine oder mehrere Anlagen am gleichen Standort, die von einer natürlichen oder juristischen Person betrieben werden. Das PRTR gibt Auskunft über die Emissionsmengen der einzelnen Betriebseinrichtungen, nicht aber zu den installierten Kapazitäten und deren Effizienz oder Umweltstandards. Kohlendioxid-Emissionen in die Luft Kohlendioxid (CO₂)-Emissionen entstehen vor allem bei der Verbrennung fossiler Energieträger. Somit gehören Wärmekraftwerke und andere stationäre Verbrennungsanlagen zu den bedeutenden Quellen dieses Treibhausgases. Dies ist auch im PRTR erkennbar. Nicht jeder Betreiber muss CO₂-Emissionen melden. Für die Freisetzung von CO₂ in die Luft gilt im PRTR ein Schwellenwert von 100.000 Tonnen pro Jahr (t/Jahr). Erst wenn ein Betrieb diesen Wert überschreitet, muss er dem Umweltbundesamt die CO₂-Emissionsfracht melden. In den Jahren 2007 bis 2022 meldeten jeweils zwischen 120 und 156 Betreiber von Wärmekraftwerken und andere Verbrennungsanlagen CO₂-Emissionen an das PRTR. Das Jahr 2009 fiel in der Zeitreihe hinsichtlich der freigesetzten Mengen heraus, da in diesem Jahr aufgrund der Wirtschaftskrise und der daraus folgenden geringeren Nachfrage nach Strom und Wärme weniger Brennstoffe in den Anlagen eingesetzt wurden. Der zeitweilige Anstieg der Emissionsfrachten nach 2009 ist der wirtschaftlichen Erholung geschuldet. Im Berichtszeitraum war die Zahl meldender Wärmekraftwerke und anderer Verbrennungsanlagen im Jahr 2021 mit 120 Betrieben am niedrigsten; wohingegen die niedrigste berichtete Gesamtemissionsfracht mit 178 Kilotonnen aus dem Jahr 2020 stammt. Von 2016 bis 2020 ging die Anzahl meldender Wärmekraftwerke und anderer Verbrennungsanlagen sowie der Anteil der berichteten Gesamtemissionsfracht stetig zurück (siehe Abb. „Kohlendioxid-Emissionen aus Kraftwerken in die Luft und Zahl der im PRTR meldenden Kraftwerke“). In den Jahren 2021 und 2022 stieg dagegen der Einsatz von Stein- und Braunkohlen in Großfeuerungsanlagen wieder an, während der Erdgaseinsatz aufgrund der deutlich gestiegenen Gaspreise abnahm. Das führte in der Summe zu einer merklichen Erhöhung der CO₂ Emissionen. Die Anzahl der CO₂-meldenden Kraftwerke stieg 2022 im Vergleich zum Vorjahr um 1 Anlage. Hier wirken zwei gegenläufige Effekte: Zum einen fallen einige Erdgasanlagen aufgrund des verringerten Brennstoffeinsatzes unter den Schwellenwert für die CO₂-Berichtspflicht im PRTR von 100.000 Tonnen pro Jahr. Zum anderen wurden bereits abgeschaltete Kohlekraftwerke krisenbedingt als befristete Strommarktrückkehrer wieder in Betrieb genommen. Die Frachtangaben zu CO₂ im PRTR basieren größtenteils auf Berechnungen der Betreiber. Als Grundlage dienen Brennstoffanalysen zur Bestimmung des Kohlenstoffgehaltes. CO₂ Messungen im Abgas werden nur selten vorgenommen. Die Karte „Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Kohlendioxid-Emissionen in die Luft 2022“ erfasst alle 121 Betriebe, die im Jahr 2022 mehr als 100.000 Tonnen CO₂ in die Luft freisetzten. Die Signaturen in der Karte zeigen die Größenordnung der jeweils vom Betrieb freigesetzten CO₂-Menge: 80 dieser Betriebe setzten jeweils zwischen > 100 und 1.000 Kilotonnen (kt) CO₂ frei, 33 dieser Betriebe emittierten zwischen 1.001 und 5.000 kt CO₂, sieben Betriebe setzten zwischen 5.001 und 20.000 kt CO₂ frei und ein Betrieb sogar mehr als 20.000 kt CO₂. Kohlendioxid-Emissionen aus Kraftwerken in die Luft und Zahl der im PRTR meldenden Kraftwerke Quelle: Umweltbundesamt Diagramm als PDF Diagramm als Excel mit Daten Karte: Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Kohlendioxid-Emissionen in die Luft Quelle: Umweltbundesamt Stickstoffoxid-Emissionen in die Luft Stickstoffoxide (Stickstoffmonoxid und Stickstoffdioxid, gerechnet als Stickstoffdioxid und abgekürzt mit NO x , schädigen die Gesundheit von Mensch, Tier und Vegetation in vielfacher Weise. Im Vordergrund steht die stark oxidierende Wirkung von Stickstoffdioxid (NO 2 ). Außerdem tragen einige Stickstoffoxide als Vorläuferstoffe zur Bildung von bodennahem Ozon und sekundärem Feinstaub bei, wirken überdüngend und versauernd und schädigen dadurch auch mittelbar die Vegetation und den Boden. Berichtspflichtig im PRTR sind NO x -Emissionen in die Luft ab einem Schwellenwert von größer 100.000 Kilogramm pro Jahr (kg/Jahr). In den Jahren von 2007 bis 2022 ging die Anzahl Stickstoffoxid-Emissionen meldender Betriebe von 157 auf 100 Wärmekraftwerke und andere Verbrennungsanlagen zurück. Seit 2013 ist ein Rückgang der berichteten NO x -Gesamtemissionen im PRTR von 209 Kilotonnen (kt) auf 115 Kilotonnen (kt) in 2022 zu beobachten. Der auffallende niedrige Wert berichteter NO x -Gesamtemissionen iHv. 101 Kilotonnen (kt) im Jahr 2020 ist der besonderen Situation dieses Jahres geschuldet. Einerseits nahm der Stromverbrauch aufgrund der Corona-Pandemie ab und der Stromexport verringerte sich. Andererseits legte die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern zu. Das führte in der Summe zu einem erheblichen Rückgang des Kohleeinsatzes. Im Jahr 2021 führte die wirtschaftliche Erholung und die geringe Stromerzeugung aus Windenergie zu einer Erhöhung der Brennstoffeinsätze und entsprechend zu einer Emissionssteigerung. Im Jahr 2022 kam es nochmals zu einer Erhöhung der berichteten Gesamtemissionsfracht um rund 5 % (siehe Abb. „Stickstoffoxid-Emissionen aus Kraftwerken in die Luft und Zahl der im PRTR meldenden Kraftwerke“). Der Anstieg im Jahr 2022 lässt sich im Wesentlichen mit dem Brennstoffwechsel von Gas zu Kohle erklären. Außerdem vervielfachte sich der Einsatz von Ölprodukten, ebenfalls als Ersatz für Erdgas. Flüssige Brennstoffe weisen höhere spezifische NO x Emissionen auf, als Erdgas. Dennoch dämpft die NO X Grenzwertverschärfung im Zuge der Novelle der 13. BImSchV den Emissionsanstieg. Im Jahr 2022 sind die spezifischen Emissionsfaktoren für alle Brennstoffe gesunken. Die Frachtangaben zu NO x im PRTR basieren größtenteils auf Messungen der Betreiber. Die Karte „Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Stickstoffoxid-Emissionen in die Luft 2022“ erfasst alle 100 Betriebe, die im Jahr 2022 mehr als 100 t Stickstoffoxid (t NO x ) in die Luft freisetzten. Die Signaturen in der Karte zeigen die jeweilige Größenordnung der vom Betrieb in die Luft freigesetzten Stickstoffoxid-Mengen: 37 Betriebe setzten zwischen > 100 und 200 t NO x frei, 23 Betriebe emittierten jeweils zwischen 201 und 500 t NO x , 20 Betriebe emittierten zwischen 501 und 1.000 t NO x , die beachtliche Anzahl von 16 Betrieben stießen zwischen 1.000 und 10.000 t NO x aus und vier Betriebe meldeten eine Freisetzung von mehr als 10.000 t NO x . Stickstoffoxid-Emissionen aus Kraftwerken in die Luft und Zahl der im PRTR meldenden Kraftwerke Quelle: Umweltbundesamt Diagramm als PDF Diagramm als Excel mit Daten Karte: Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Stickstoffoxid-Emissionen in die Luft Quelle: Umweltbundesamt Schwefeloxid-Emissionen in die Luft Schwefeloxide (wie zum Beispiel SO 2 , im Folgenden nur SO x genannt) entstehen überwiegend bei Verbrennungsvorgängen fossiler Energieträger wie zum Beispiel Kohle. Schwefeloxide können Schleimhäute und Augen reizen und Atemwegsprobleme verursachen. Sie können zudem aufgrund von Ablagerung in Ökosystemen eine Versauerung von Böden und Gewässern bewirken. Der Schwellenwert für im PRTR berichtspflichtige SO x -Emissionen in die Luft beträgt größer 150.000 Kilogramm pro Jahr (kg/Jahr). In den Jahren von 2007 bis 2022 meldeten jeweils zwischen 42 und 80 Wärmekraftwerke und andere Verbrennungsanlagen Schwefeloxidemissionsfrachten. In den Jahren 2007 und 2013 war der höchste Stand der Gesamtfrachten mit jeweils 157 Kilotonnen (kt) zu verzeichnen. Die Zahl meldender Wärmekraftwerke und anderen Verbrennungsanlagen ist seit 2013 kontinuierlich rückläufig und erreichte 2020 mit 42 meldenden Betrieben den niedrigsten Stand. Das Jahr 2020 stellt zudem mit berichteten 54 Kilotonnen (kt) das Jahr mit der niedrigsten Gesamtemissionsfracht in der Zeitreihe dar. Der auffallende niedrige Wert berichteter SO x -Gesamtemissionen im Jahr 2020 hat verschiedene Ursachen. Aufgrund der Corona-Pandemie nahm der Stromverbrauch merklich ab. Die Stromerzeugung sank noch stärker, da weniger Strom exportiert wurde. Der Einsatz von Stein- und Braunkohlen ging spürbar zurück. Dagegen stieg der Einsatz von emissionsärmerem Erdgas aufgrund von unterjährig gesunkenen Gaspreisen und vergleichsweise hohen CO₂ Zertifikatspreisen leicht an. Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern nahm ebenfalls zu. 2022 nahm im Vergleich zum vorangegangen Jahr 2021 die Anzahl meldender Wärmekraftwerke und anderen Verbrennungsanlagen um rund 10 % zu, der Anteil der berichteten Gesamtemissionsfracht hingegen um rund 2 % ab (siehe Abb. “Schwefeloxid-Emissionen aus Kraftwerken in die Luft und Zahl der im PRTR meldenden Kraftwerke“). Der Hauptgrund für den Emissionsrückgang im Jahr 2022 sind die strengeren Grenzwerte und die höheren Schwefelabscheidegrade in der novellierten Fassung der 13. BImSchV aus dem Jahr 2021. Bei Betrachtung der gesamten Zeitreihe von 2007 bis 2022 ist jedoch ein Rückgang berichteter Gesamtemissionsfrachten von rund 59 % zu verzeichnen. Der Emissionsrückgang im Zeitraum 2007 bis 2020 ist ähnlich wie bei Stickstoffoxiden im Wesentlichen auf den sinkenden Kohleeinsatz in Wärmekraftwerken zurückzuführen. Besonders stark ging der Steinkohleeinsatz zurück, aber auch der Braunkohleeinsatz verringerte sich signifikant. Dabei verlief die Entwicklung in den einzelnen Revieren unterschiedlich. Am deutlichsten sank der Einsatz der rheinischen Braunkohle. Die mitteldeutsche Braunkohle ging dagegen nur leicht zurück. Aufgrund der unterschiedlichen Schwefelgehalte in den verschiedenen Revieren (rheinische Braunkohle niedriger Schwefelgehalt, mitteldeutsche Braunkohle hoher Schwefelgehalt) korreliert die Emissionsminderung nicht direkt mit der Entwicklung der Brennstoffeinsätze. In den Jahren 2021 und 2022 wurde aufgrund des Kernkraftausstieges und der Gaskriese wieder mehr Stein- und Braunkohle eingesetzt. Dennoch wirkt die gesetzliche Grenzwertverschärfung 2022 deutlich emissionsmindernd. Die Frachtangaben zu SO x im PRTR basieren größtenteils auf Messungen der Betreiber. Die Karte „Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Schwefeloxid-Emissionen in die Luft 2022“ erfasst alle 50 Betriebe, die im Jahr 2022 mehr als 150 Tonnen Schwefeloxid (t SO x ) in die Luft freisetzten. Die Signaturen in der Karte zeigen die jeweilige Größenordnung der vom Betrieb in die Luft freigesetzten Schwefeloxid-Mengen: 25 Betriebe setzten zwischen > 150 und 500 t SO x frei, 13 Betriebe emittierten jeweils zwischen 501 und 1.000 t SO x , 11 Betriebe setzten zwischen 1.001 und 10.000 t SO x frei und ein Betrieb meldete eine Freisetzung von mehr als 10.000 t SO x . Schwefeloxid-Emissionen aus Kraftwerken in die Luft und Zahl der im PRTR meldenden Kraftwerke Quelle: Umweltbundesamt Diagramm als PDF Diagramm als Excel mit Daten Karte: Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Schwefeloxid-Emissionen in die Luft Quelle: Umweltbundesamt Quecksilber-Emissionen in die Luft Das zur Gruppe der Schwermetalle gehörende Quecksilber (Hg) wird hauptsächlich frei, wenn Energieerzeuger fossile Brennstoffe wie Kohle für die Energieerzeugung verbrennen. Quecksilber und seine Verbindungen sind für Lebewesen teilweise sehr giftig. Die stärkste Giftwirkung geht von Methylquecksilber aus. Diese Verbindung reichert sich besonders in Fischen und Schalentieren an und gelangt so auch in unsere Nahrungskette. Die Zahl der Wärmekraftwerke und anderen Verbrennungsanlagen, die Hg-Emissionen in die Luft an das PRTR meldeten, pendelte in den Jahren 2007 bis 2022 zwischen 19 und 56. Ein Betreiber muss nur dann berichten, wenn er mehr als 10 Kilogramm Quecksilber pro Jahr (kg/Jahr) in die Luft emittiert. Im Jahr 2009 gingen die Emissionen aufgrund der gesunkenen Nachfrage nach Strom und Wärme zurück. Der Anstieg der Emissionsfrachten von 2009 auf 2010 ist der wirtschaftlichen Erholung geschuldet. Die Zahl meldender Wärmekraftwerke und anderen Verbrennungsanlagen und die berichtete Gesamtemissionsfracht erreichte im Jahr 2020 mit 19 Betrieben bzw. mit 2,37 Tonnen Jahresfracht den niedrigsten Stand innerhalb der Zeitreihe 2007 bis 2022, was den oben genannten Besonderheiten des Jahres 2020 geschuldet ist. Bei Betrachtung der gesamten Zeitreihe von 2007 bis 2022 ist von 2016 bis 2020 ein deutlicher Rückgang der berichteten Gesamtemissionsfrachten um rund 50% zu verzeichnen (siehe Abb. „Quecksilber-Emissionen aus Kraftwerken in die Luft und Zahl der im PRTR meldenden Kraftwerke“). Für den Rückgang der gemeldeten Gesamtemissionsfracht bis 2020 gibt es hauptsächlich zwei Gründe: Den wesentlichen Anteil hat der deutliche Rückgang der Kohleverstromung. Weiterhin trägt die Einführung eines auf das Jahr bezogenen Quecksilbergrenzwertes dazu bei, der erstmals für das Jahr 2019 anzuwenden war, und der deutlich strenger ist als der bisherige und weiterhin parallel geltende auf den einzelnen Tag bezogene Grenzwert. Diese neue Anforderung bewirkt, dass vor allem die Kraftwerke im mitteldeutschen Braunkohlerevier – hier liegen deutlich höhere Gehalte an Quecksilber in der Rohbraunkohle vor als im rheinischen Revier – erhebliche Anstrengungen für eine weitergehende Quecksilberemissionsminderung unternehmen mussten. Infolgedessen kommt es im mitteldeutschen Revier zu einer deutlichen Minderung der spezifischen Quecksilberemissionen. Aber auch im Lausitzer Revier gingen in den Jahren 2019 und 2020 die spezifischen Quecksilberemissionen zurück. Die Gründe für den Rückgang der Anzahl meldender Wärmekraftwerke und anderen Verbrennungsanlagen sind zum einen Anlagenstilllegungen aber auch der verringerte Steinkohleeinsatz in den verbliebenen Anlagen, der dazu führt, dass einige Anlagen unter die Abschneidegrenze fallen. Der Emissionsanstieg den Jahren 2021 und 2022 ist im Wesentlichen auf den angestiegenen Braun- und Steinkohleeinsatz zurückzuführen. Daraus ergibt sich auch eine höhere Anzahl der meldenden Steinkohlenkraftwerke, die den Schwellenwert überschreiten. Im Jahr 2022 wurden im Zuge der Umsetzung der BVT Schlussfolgerungen die gesetzlichen Anforderungen nochmals deutlich verschärft. Von daher kommt es trotz einer Erhöhung des Kohleeinsatzes in Großfeuerungsanlagen von über 8 % nur zu einer leichten Zunahme der Quecksilberemissionen von 0,3 %. Der größte Teil der Betreiber ermittelt die Hg-Luftemissionen über Messungen, ein Teil jedoch auch über Berechnungen. Die Karte „Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Quecksilber-Emissionen in die Luft 2022“ erfasst die 23 Betriebe, die nach eigenen Angaben im Jahr 2022 mehr als 10 Kilogramm Quecksilber (kg Hg) in die Luft freisetzten. Die Signaturen in der Karte zeigen die jeweilige Größenordnung der vom Betrieb in die Luft freigesetzten Menge an Quecksilber: 11 Betriebe setzten zwischen > 10 und 20 kg Hg frei, 4 Betriebe emittierten zwischen 21 und 100 kg Hg, 8 Betriebe setzten zwischen 101 und 500 kg Hg. Quecksilber-Emissionen aus Kraftwerken in die Luft und Zahl der im PRTR meldenden Kraftwerke Quelle: Umweltbundesamt Diagramm als PDF Diagramm als Excel mit Daten Karte: Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Quecksilber-Emissionen in die Luft Quelle: Umweltbundesamt
Dem stetig wachsenden Anteil erneuerbarer Energien an der Bruttostromerzeugung steht ein Rückgang der konventionellen Stromerzeugung gegenüber. Erneuerbare Energien wie Wind, Sonne und Biomasse sind zusammen inzwischen die wichtigsten Energieträger im Strommix und sorgen für sinkende Emissionen. Zeitliche Entwicklung der Bruttostromerzeugung Die insgesamt produzierte Strommenge wird als Bruttostromerzeugung bezeichnet. Sie wird an der Generatorklemme vor der Einspeisung in das Stromnetz gemessen. Zieht man von diesem Wert den Eigenverbrauch der Kraftwerke ab, erhält man die Nettostromerzeugung . In den Jahren 1990 bis 1993 nahm die Bruttostromerzeugung ab, da nach der deutschen Wiedervereinigung zahlreiche, meist veraltete Industrie- und Kraftwerksanlagen in den neuen Bundesländern stillgelegt wurden. Seit 1993 stieg die Stromerzeugung aufgrund des wachsenden Bedarfs wieder an. In der Spitze lag der deutsche Bruttostromverbrauch im Jahr 2007 bei 624 Terawattstunden (Milliarden Kilowattstunden). Gegenüber diesem Stand ist der Verbrauch bis heute wieder deutlich gesunken. Im Jahr 2009 gab es einen stärkeren Rückgang in der Stromerzeugung. Ursache dafür war der stärkste konjunkturelle Einbruch der Nachkriegszeit und die folgende geringere wirtschaftliche Leistung (siehe Abb. „Bruttostromerzeugung und Bruttostromverbrauch“). Seit 2017 nimmt die inländische Stromerzeugung ab. Gründe dafür sind ein rückläufiger Stromverbrauch, die Außerbetriebnahme von konventionellen Kraftwerken und mehr Stromimporte. Entwicklung des Stromexportes Importe und Exporte im europäischen Stromverbund gleichen die Differenzen zwischen Stromverbrauch und -erzeugung aus. Die Abbildung „Bruttostromerzeugung und Bruttostromverbrauch“ zeigt, dass die Bruttostromerzeugung in den Jahren 2003 bis 2022 stets größer war als der Verbrauch. Entsprechend wies Deutschland in diesem Zeitraum beim Stromaußenhandel einen Exportüberschuss auf. Im Jahr 2017 erreichte der Überschuss mit etwa 52 TWh einen Höchststand, damals wurden 8 Prozent der Stromerzeugung exportiert. In den folgenden Jahren ging der Netto-Export zurück. Seit dem Jahr 2023 ist Deutschland wieder Nettoimporteur - mit einem Nettoimport von etwa 24 TWh wurden im Jahr 2024 knapp 5 Prozent des inländischen Stromverbrauchs gedeckt. Der Netto-Stromimport ist Ergebnis des europäischen Strombinnenmarktes, der es im Rahmen der vorhandenen Interkonnektor-Kapazitäten erlaubt, einen grenzüberschreitenden Ausgleich zwischen Erzeugung und Verbrauch herzustellen und insofern nationale Schwankungen abzufedern. Die inländische Erzeugung hätte in bestimmten Bedarfsfällen zu höheren Kosten geführt als der Import von Strom aus unseren Nachbarländern. Bruttostromerzeugung aus nicht erneuerbaren Energieträgern Die Struktur der Bruttostromerzeugung hat sich seit 1990 deutlich geändert (siehe Abb. „Bruttostromerzeugung nach Energieträgern“). Im Folgenden werden die nicht-erneuerbaren Energieträger kurz dargestellt. Erneuerbare Energieträger werden im darauffolgenden Abschnitt näher erläutert. Der Anteil der Energieträger Braunkohle , Steinkohle und Kernenergie an der Bruttostromerzeugung hat stark abgenommen. 2024 hatten die drei Energieträger zusammen nur noch einen Anteil von 21 %. Im Jahr 2000 waren es noch 80 %. Der Einsatz von Steinkohle zur Stromerzeugung ist gegenüber früheren Jahren deutlich zurückgegangen. Die Kosten für CO 2 -Emissionszertifikate machten und machen den Betrieb von Kohlekraftwerken zunehmend unwirtschaftlicher. Im Jahr 2024 trugen Steinkohlekraftwerke noch etwa 5% zur gesamten Bruttostromerzeugung bei, im Jahr 2000 waren es noch 25 %. Auch die Stromerzeugung aus Braunkohle verringerte sich in den letzten Jahren deutlich. 2024 lag die Stromerzeugung aus Braunkohle auf dem niedrigsten Wert seit 1990. Mit nur mehr 79 TWh halbierte sich die Stromerzeugung aus Braunkohle innerhalb der letzten 10 Jahre. Ihr Anteil an der Bruttostromerzeugung lag 2024 bei 16 %. Die deutliche Abnahme der Kernenergie seit 2001 erfolgte auf der Grundlage des Ausstiegsbeschlusses aus der Kernenergie gemäß Atomgesetz (AtG) in der Fassung von 2002, 2011 und 2022. Die Stromerzeugung aus Kernenergie betrug 2023 nur noch einen Bruchteil der Erzeugung von Anfang der 2000er Jahre. Im Frühjahr 2023 wurde die Stromerzeugung aus Kernkraft gemäß AtG vollständig eingestellt. Der Anteil von Mineralöl an der Stromerzeugung hat sich nur wenig geändert und bleibt marginal. Er schwankt seit 1990 zwischen 1 % und 2 % der gesamten Stromerzeugung. Die Stromerzeugung auf Basis von Erdgas lag 2024 höher als im Jahr 2000, insbesondere durch den Zubau neuer Gaskraftwerke mit Kraft-Wärme-Kopplung. Der Höhepunkt der Erzeugung wurde im Jahr 2020 erreicht (95 TWh). Seitdem ist die Erzeugung auf Basis von Erdgas wieder gefallen. Ein Grund waren insbesondere auch die in Folge des russischen Angriffskrieges in der Ukraine stark gestiegenen Gaspreise und der voranschreitende Ausbau erneuerbarer Energien. Bruttostromerzeugung auf Basis von erneuerbaren Energieträgern Der Strommenge, die auf Basis erneuerbarer Energien (Windenergie, Photovoltaik, Wasserkraft, Biomasse , biogener Anteil des Abfalls, Geothermie) erzeugt wurde, hat sich in den letzten Jahrzehnten vervielfacht. Im Jahr 2023 machte grüner Strom erstmals mehr als 50 % der insgesamt erzeugten und verbrauchten Strommenge aus. Diese Entwicklung setzte sich auch im Jahr 2024 fort. Angestoßen wurde das Wachstum der erneuerbaren Energien maßgeblich durch die Einführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) im Jahr 2000 (siehe Abb. „Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien im Jahr 2024“). Das EEG hat ganz wesentlich zum Rückgang der fossilen Stromerzeugung und dem damit verbundenen Ausstoß von Treibhausgasen beigetragen (vgl. Artikel „ Erneuerbare Energien – Vermiedene Treibhausgase “). Die verschiedenen erneuerbaren Energieträger tragen dabei unterschiedlich zum Anstieg der Erneuerbaren Strommenge bei. Die Stromerzeugung aus Wasserkraft war bis etwa zum Jahr 2000 für den größten Anteil der erneuerbaren Stromproduktion verantwortlich. Danach wurde sie von Photovoltaik -, Windkraft - und Biomasseanlagen deutlich überholt. Im Jahr 2024 wurden auf Basis der Wasserkraft noch etwa 8 % des erneuerbaren Stroms erzeugt – und ca. 4 % der insgesamt erzeugten Strommenge. In den letzten Jahren stieg die Bedeutung der Windenergie am schnellsten: Im Jahr 2024 wurde knapp die Hälfte des erneuerbaren Stroms und etwa 28 % des insgesamt in Deutschland erzeugten Stroms durch Windenergieanlagen an Land und auf See bereitgestellt (siehe Abb. „Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien“). Bemerkenswert ist zudem die Entwicklung der Stromerzeugung aus Photovoltaik , die im Jahr 2024 26 % des erneuerbaren Stroms beisteuerte und inzwischen 15 % der gesamten Bruttostromerzeugung ausmacht. Ausführlicher werden die verschiedenen erneuerbaren Energieträger im Artikel „ Erneuerbare Energien in Zahlen “ beschrieben. Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien im Jahr 2024 Quelle: Umweltbundesamt auf Basis AGEE-Stat Diagramm als PDF Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien Quelle: Umweltbundesamt auf Basis AGEE-Stat Diagramm als PDF
Berechnungen des Umweltbundesamtes (UBA) zeigen die Fortsetzung des Trends aus 2021: die spezifischen Treibhausgas-Emissionsfaktoren im deutschen Strommix erhöhten sich auch 2022. Hauptursachen sind eine höhere Stromproduktion aus Kohle, ausgelöst durch den Krieg gegen die Ukraine und die damit verbundene Gaskrise, der fortschreitende Atomausstieg und höhere Stromexporte. Die Erzeugung einer Kilowattstunde Strom verursachte 2022 durchschnittlich 434 Gramm CO 2 . In 2021 lag dieser Wert bei 410 und in 2020 bei 369 Gramm pro Kilowattstunde. Generell wirkte sich der verstärkte Einsatz erneuerbarer Energien positiv auf die Emissionsentwicklung der Stromerzeugung aus und trug wesentlich zur Senkung der spezifischen Emissionsfaktoren im Strommix bei. Die wirtschaftliche Erholung nach dem Pandemiejahr 2020 und die witterungsbedingte geringere Windenergieerzeugung führten zu einer vermehrten Nutzung emissionsintensiver Kohle zur Verstromung, wodurch sich die spezifischen Emissionsfaktoren im Jahr 2021 erhöhten. Diese Trendwende setzte sich im Jahr 2022 durch den verminderten Einsatz von emissionsärmeren Brennstoffen für die Stromproduktion und dem dadurch bedingten höheren Anteil von Kohle fort. Durch Stromexporte (vor allem nach Frankreich) stieg das Stromhandelssaldo von ca. 18 Terrawattstunden ( TWh ) in 2021 auf ca. 28 TWh in 2022, wodurch etwa 12 Mio. t CO 2 -Emissionen für Strom entstanden, der nicht in Deutschland verbraucht wurde. Das sind 4,7 Prozent der Emissionen aus der Bruttostromerzeugung . Der Stromverbrauch stieg in der Zeit von 1990 von 479 (TWh) auf 582 TWh in 2017. Seit 2018 ist erstmalig eine Verringerung des Stromverbrauchs auf 572 TWh zu verzeichnen. Mit 511 TWh für 2020 wurde ein Tiefstand erreicht. In 2021 ist ein Anstieg des Stromverbrauchs infolge der wirtschaftlichen Erholung nach dem ersten Pandemiejahr auf 523 TWh zu verzeichnen. Um in 2022 wieder auf 513 TWh zu sinken. Der Stromverbrauch verbleibt trotz konjunktureller Schwankungen und Einsparungen infolge der Auswirkungen der Pandemie und des russischen Angriffskrieges in der Ukraine auf hohem Niveau. Die vorliegenden Ergebnisse der Emissionen in Deutschland leiten sich aus der Emissionsberichterstattung des Umweltbundesamtes für Deutschland, Daten der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik, Daten der Arbeitsgemeinschaft für Energiebilanzen e.V. auf der Grundlage amtlicher Statistiken und eigenen Berechnungen für die Jahre 1990 – 2020 ab. Für das Jahr 2021 liegen vorläufige Daten vor. 2022 wurde geschätzt.
Das Umweltbundesamt veröffentlicht jährlich seine Berechnungsergebnisse zur Entwicklung des Kohlendioxid-Emissionsfaktors des deutschen Strommix in der Zeitreihe ab 1990, der als Indikator für die Klimaverträglichkeit der Stromerzeugung angesehen werden kann. Er darf jedoch nicht losgelöst von der Entwicklung des Stromverbrauchs insgesamt und den gesamten aus der Stromerzeugung entstehenden Kohlendioxidemissionen betrachtet werden. Dargestellt werden daher die Kohlendioxidemissionen der Stromerzeugung, der jeweilige Stromverbrauch mit und ohne Berücksichtigung des Stromhandelssaldos und der CO2-Emissionsfaktor für den deutschen Strommix, der CO2-Emissionsfaktor für den Strominlandsverbrauch für den deutschen Strommix und der CO2-Emissionsfaktor unter Berücksichtigung des Stromhandelssaldos. Die Kohlendioxidemissionen der Stromerzeugung unter Berücksichtigung des Stromhandelssaldos werden zusätzlich ausgewiesen. Die jährliche Fortschreibung und Aktualisierung der spezifischen CO2-Emissionen des deutschen Strommix erfolgt auf Basis der Emissionen entsprechend dem Berichtsstand der Treibhausgasberichterstattung an das Klimasekretariat sowie der Stromerzeugung entsprechend der Daten der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen, des statistischen Bundesamtes und der Arbeitsgruppe Erneuerbarer Energien-Statistik (AGEE - Stat) für die Zeitreihe 1990 - 2021. Dabei werden im Veröffentlichungsjahr x für das Jahr "x-1" hochgerechnete Datensätze und für das Jahr "x-2" vorläufige Basisdatensätze zur Berechnung herangezogen. Änderungen durch Neuberechnungen der Quellen (Energiebilanzen, Bruttostromerzeugung, Emissionsfaktoren) werden - soweit sie zum Zeitpunkt der Aktualisierung veröffentlicht waren ââą Ì berücksichtigt. Eine Aktualisierung von Emissionsfaktoren in den Treibhausgasinventaren bedingt Veränderungen im Bereich der Emissionen aus der Stromerzeugung, eine Aktualisierung im Bereich der erneuerbaren Energien verursacht Rückwirkungen auf die Bruttostromerzeugung und eine Neubewertung des Stromhandelssaldos hat Veränderungen im Stromverbrauch für den deutschen Strommix zur Folge (siehe auch Kapitel ergänzende Hinweise zu den Datengrundlagen). Deutschland weist seit dem Jahr 2003 beim Stromexport einen Überschuss auf, der im Jahr 2017 mit einem Stromhandelssaldo von 52,5 TWh einen Höchststand erreicht hat und seither bis zum Jahr 2021 auf 18,6 TWh zurück gegangen und in 2022 wieder auf 27 TWh gestiegen ist. Der Anteil des Stromhandelssaldos an der Bruttostromerzeugung beziffert sich in 2022 auf 4,7 % und verursacht rund 12 Mio t. CO2 Emissionen. Um diese Menge würden sich die deutschen CO2-Emissionen aus dem Stromsektor reduzieren, wenn das Stromhandelssaldo ausgeglichen wäre. Das Jahr 2021 ist geprägt durch die Konjunkturelle Erholung nach den Folgen des Corona-Pandemie Jahres 2020. Gepaart wird diese Entwicklung mit einer vergleichsweise geringen witterungsbedingten Stromerzeugung aus Wind. Das Jahr 2022 ist wiederrum beeinflusst durch die Auswirkungen des russischen Angriffskrieges in der Ukraine. Zwar kommt es aufgrund der daraus resultierenden Gaskrise zu einer Reduktion des Stromverbrauchs, dieser wird jedoch vermehrt durch die emissionsintensive Kohle gedeckt. Quelle: Bericht
Das Projekt stellt die Fortführung der Marktanalyse Ökostrom des Umweltbundesamtes 2014 dar und setzt sich zusätzlich mit der Verbraucherseite auseinander. Der Ist-Zustand des Ökostrommarktes in Deutschland (insbesondere unter dem Import-/Export-Aspekt) nach Einführung des HKNR wird analysiert und die Weiterentwicklungen der Ökostrom-Labels seit 2012 werden untersucht. Dabei wird besonders der Markt für HKN als Teilmarkt des Ökostrom-Marktes betrachtet. Das Zusammenspiel von freiwilligem Ökostrommarkt und Fördersystem wird untersucht. Die Verbraucherseite wird mit Blick auf die Stromkennzeichnung betrachtet: Nach Differenzierung der verschiedenen Konsumentengruppen werden Kundenbedarfe im Rahmen des Strombezugs z.B. bezüglich der Umweltwirkung (CO2 Emissionen) ermittelt. Die gängige Praxis zur Erstellung von (Umwelt-) Berichten von Unternehmen und öffentlicher Hand wird analysiert und der Umfang und Einsatz von Ökostrom zur Verringerung des eigenen CO2-Fußabdrucks von Unternehmen und der öffentlichen Hand ermittelt.
Emissionen des Verkehrssektor höher als 1990 – auch Kohleausstieg nötiger denn je 2016 wurden in Deutschland insgesamt 909,4 Millionen Tonnen CO2-Äquivalente ausgestoßen. Das sind 2,6 Millionen Tonnen mehr als 2015 und die zweite Steigerung in Folge. Dies zeigen Berechnungen, die das Umweltbundesamt (UBA) jetzt an die EU berichtet hat. Die Emissionen des Verkehrs sind erneut angestiegen und liegen mit 166,8 Millionen Tonnen wieder oberhalb der Emissionen des Jahres 1990. Den größten Anteil mit 96 Prozent daran hat der Straßenverkehr, dessen Emissionen um 3,7 Millionen Tonnen angestiegen sind. Grund dafür ist, dass immer mehr Güter auf der Straße transportiert werden. Auch bleibt der Trend zu immer größeren und schwereren Autos ungebrochen. „Wir brauchen ein Umsteuern im Verkehr: Laut Klimaschutzplan der Bundesregierung sollen bis 2030 die Emissionen des Verkehrs um rund 70 Millionen Tonnen sinken. Das kann auch gelingen, wenn die Autos deutlich sparsamer werden und wir eine Quote für Elektroautos bekommen. Der gesetzliche Rahmen stimmt aber nicht. Wir empfehlen der EU daher vor allem, bei Autoneuzulassungen ab 2025 nicht mehr als 75 Gramm/CO2 pro Kilometer im Schnitt der Flotte zu erlauben. Der aktuelle Entwurf der Kommission für CO2-Grenzwerte bei Pkw ist zu wenig ambitioniert.“, sagte UBA-Präsidentin Maria Krautzberger. Die größten CO2 -Minderungen gab es mit 4,6 Millionen Tonnen in der Energiewirtschaft, obwohl die Stromexporte gestiegen sind. Der Energiesektor macht mit 332,1 Millionen Tonnen im Jahr aber immer noch den Großteil der Emissionen aus (36,5 Prozent). „Wenn wir im Klimaschutz schnell etwas erreichen wollen, dann müssen wir uns um die Kohleverstromung kümmern. Ich rate weiter dazu, Braun- und Steinkohlekraftwerke, die älter als 20 Jahre sind, nur noch mit maximal 4.000 Volllaststunden pro Anlage pro Jahr laufen zu lassen. Zudem sollten mindestens 5 Gigawatt der ältesten und ineffizientesten Braunkohlekraftwerke ganz stillgelegt werden.“, so Krautzberger. “Auch für unsere Klimaziele bis 2030 ist entscheidend, dass die Energiewirtschaft einen großen Teil der Reduktion schultert. Das geht nur, wenn wir schnell mit der Stilllegung von älteren bzw. ineffizienten Braun- und Steinkohlekraftwerken anfangen. Sonst besteht die Gefahr, dass wir nicht nur unsere Klimaziele für 2020 verpassen, sondern auch zum Ende des nächsten Jahrzehnts erneut in Schwierigkeiten kommen.“ In 2016 hat Deutschland seine Emissionen nur um 27,3 Prozent gegenüber 1990 senken können; ursprünglich hatte die Bundesregierung für 2020 eine Minderung von 40 Prozent angestrebt, die voraussichtlich deutlich verfehlt werden wird. Die Emissionen aus der Wärmeversorgung von Gebäuden stiegen witterungsbedingt gegenüber 2015 wieder um 3,6 Millionen Tonnen, da mehr Energie für das Heizen verwendet wurde. Krautzberger: „Bei den Gebäuden gibt es ein enormes Einsparpotential; sei es durch eine effizientere Wärmedämmung, Heizungssanierungen oder mehr erneuerbare Energien.“ In der Landwirtschaft sanken 2016 die Emissionen leicht gegenüber dem Vorjahr auf 65,2 Millionen Tonnen; ausschlaggebend ist ein geringerer Einsatz von mineralischen Düngern. Dagegen sind die Emissionen in der Industrie leicht um 1,4 Prozent angestiegen, insbesondere durch die Zunahme in der Metallindustrie. Emissionen nach Treibhausgasen Mit 88,2 Prozent dominierte auch 2016 Kohlendioxid (CO2) die Treibhausgasemissionen – größtenteils aus der Verbrennung fossiler Energieträger. Die übrigen Emissionen verteilen sich auf Methan (CH4) mit 6 Prozent und Lachgas (N2O) mit 4,2 Prozent, dominiert durch die Landwirtschaft. Gegenüber 1990 sanken die Emissionen von Kohlendioxid um 23,9 Prozent, Methan um 54,4 Prozent und Lachgas um 41,1 Prozent. Fluorierte Treibhausgase (F-Gase) verursachen insgesamt nur etwa 1,7 Prozent der Treibhausgasemissionen, haben aber zum Teil sehr hohes Treibhauspotenzial. Hier verläuft die Entwicklung weniger einheitlich: In Abhängigkeit von der Einführung neuer Technologien sowie der Verwendung dieser Stoffe als Substitute sanken die Emissionen von Schwefelhexafluorid (SF6) bzw. Fluorkohlenwasserstoffen (FKW) seit 1995 um 40 bzw. 87,5 Prozent. Die Emissionen der halogenierten FKW (H-FKW) sind seitdem um 31,1 Prozent anstiegen. Die Emissionen von Stickstofftrifluorid (NF3) stiegen auf niedrigem Niveau seit 1995 um 110,7 Prozent an, gehen aber seit 2010 wieder sehr schnell zurück.
Das Projekt untersucht die Entwicklung des Stromsektors in Deutschland als Teil des europäischen Stromsystems. Mittels einer Szenarienanalyse werden mögliche Wechselwirkungen zwischen Deutschland und den europäischen Nachbarländern bis zum Jahr 2050 untersucht. Konkret werden dabei die folgenden fünf Forschungsfragen untersucht: 1. Welche Rollen können die untersuchten Mitgliedstaaten (MS) für das Gelingen einer europäischen Energiewende einnehmen (z.B. als Transitländer, Speicherländer oder Erzeugerländer)? Welche MS stehen bei der Transformation ihres Energiesystems vor ähnlichen Herausforderungen Länderclusterung)? 2. Wie wirkt sich die deutsche Energiewende auf die nationalen Energiesysteme der Nachbarländer aus, im Hinblick auf: a. Einsatz und Wirtschaftlichkeit des konventionellen Kraftwerkparks; b. 'Export' der deutschen Energiewende-Herausforderungen (Carbon Leakage & Nutzung von ausländischen Flexibilitäten)? 3. Wie wirkt sich ein verzögerter Ausbau der Kuppelkapazitäten auf die Erreichung der europäi-schen Klimaschutzziele aus? 4. Welchen Einfluss hätte die Einführung von nationalen CO2-Preisen in Deutschland sowie in weiteren Ländern mit ambitionierten Klimaschutzzielen auf die Minderung von CO2-Emissionen, auf Carbon Leakage Effekte und auf die Volllaststunden fossiler Kraftwerke in der gesamten EU? 5. Wie wirken sich grenzüberschreitende Kapazitätsmärkte auf nationale Strompreise, Preisver-zerrungen und Investitionsanreize aus? Welche Bedeutungen hat in diesem Zusammenhang der Ausbau von Grenzkuppelstellen? Kern der Untersuchung ist eine quantitative, modellbasierte Szenarienanalyse des Stromaustausches zwischen Deutschland und den Nachbarländern mit Hilfe des Power-Flex-Modells. Dies wird ergänzt um folgende Analysen: Erstens, welche Rahmenbedingungen werden benötigt, um die im Modell in den verschiedenen Szenarien angenommen Kuppelkapazitäten für den Stromaustausch tatsächlich zur Verfügung zu stellen? Und zweitens, welche Auswirkungen haben die für das Modell angenommenen Inputparameter auf die im Modell ermittelten Stromflüsse zwischen Deutschland und den europäischen Nachbarländern, und wie passen diese zu den dort jeweils verfolgten Strategien für den Stromsektor? So wird in den Szenarien zum Beispiel untersucht, wie sich der europäische Stromaustausch in verschiedenen Szenarien auf den Flexibilitätsbedarf in Deutschland auswirkt. Das beinhaltet die Fragen: Welche quantitativen energiewirtschaftlichen Effekte können erzielt werden; welche Rahmenbedingungen für den Stromaustausch sind dafür erforderlich; inwieweit kann Deutschland Flexibilität aus europäischen konventionellen Kraftwerken importieren und EE-Überschüsse exportieren; und wie passt dieser Handel mit Flexibilität nicht nur quantitativ zu der jeweiligen energiewirtschaftlichen Situation in den benachbarten Stromsystemen, sondern auch zu den dortigen energiewirtschaftlichen Interessenlagen? (Text gekürzt)
Aufgrund des Ausbaus der erneuerbaren Energien werden Fluktuationen in der Stromerzeugung in Zukunft weiter zunehmen. Um auch bei hohen Anteilen an Wind- und Solarstrom einen störungsfreien Netzbetrieb zu gewährleisten, müssen Schwankungen durch die Flexibilität anderer Systemkomponenten wie regelbare Kraftwerke oder auch eine flexibilisierte Nachfrage, Speicher und Export oder die Kopplung mit anderen Energiesystemen (z.B. Wärme) ausgeglichen werden. In einem effizienten Elektrizitätssystem sollten je nach Flexibilitätsbedarf stets die günstigsten Optionen genutzt werden. Jedoch gibt es zum einen bisher nur wenige Möglichkeiten, Flexibilität als Produkt zur Systemstabilisierung kommerziell anzubieten, zum anderen sind die ökonomischen Charakteristika wie Bereitstellungs- und Abrufkosten teilweise kaum quantifiziert. Systematische Untersuchungen der Auswirkungen einer optimierten Einbindung von Flexibilitäten auf die Strommärkte stehen noch am Anfang und sollen hier adressiert werden. Es sollen zunächst die ökonomischen Charakteristika von Flexibilitäten im Energiesystem untersucht und insbesondere die Grenzkosten ihres Einsatzes quantifiziert werden. Darauf aufbauend soll ein Simulationsmodell erstellt werden, das das deutsche Elektrizitätssystem mit seinen Flexibilitäten realistisch abbilden kann. Anhand von Simulation sollen dann verschiedene Fragestellungen im Hinblick auf die Einbindung von Flexibilitäten in die Strommärkte untersucht werden.
Ziel des Vorhabens ist die Untersuchung der Auswirkungen von unterschiedlichen Umsetzungsvarianten zur Erreichung der nationalen Klimaschutzziele auf den Energiesektor. Unter Beachtung des Ambitionsniveaus in den weiteren klimarelevanten Sektoren sollen die Folgen klimapolitischer Anstrengungen für den Energiesektor (inkl. Wechselwirkungen des Stromsektors mit dem Wärme- und Verkehrssektor) mit Hilfe von Szenarien modelliert werden. In Bezug auf die langfristige Perspektive sollen Zielszenarien mit dem Zeithorizont 2050 einschließlich der Zwischenschritte 2030 und 2040 modelliert werden. Dabei sind mindestens die nationalen Klimaziele des Energiekonzepts der Bundesregierung einzuhalten. Im Hinblick auf das Klimaziel 2050 soll eine 80%- und 95%-Variante bzgl. der Treibhausgasreduktion untersucht werden. Darüber werden für zentrale Einflussfaktoren Szenariovarianten modelliert. Hierzu gehören: Zulässigkeit und Potenziale von CCS, Potenziale im Bereich der erneuerbaren Energien, Restriktionen bei Stromim- und -exporten, etc. In Bezug auf die mittelfristige Perspektive ist der Zeithorizont bis 2030 mit den Zwischenschritten 2020 und 2025 zu betrachten. Für die Analyse des mittelfristigen Betrachtungszeitraums ist als Referenzszenario zunächst ein Business-as-usual-Szenario zu erstellen, welches den aktuellen Stand der politisch beschlossenen Maßnahmen widerspiegelt. Die Arbeitsplanung sieht eine sequentielle Bearbeitung von vier Langfristszenarien beginnend im Oktober 2015 bis zum Ende der Projektlaufzeit vor. Parallel dazu beginnen mit Projektstart am Referenzszenario für die Untersuchungen im mittelfristigen Zeitbereich. Die weiteren Mittelfristszenarien werden nach Bedarf und in enger Abstimmung mit dem AG berechnet. Zwischenberichte werden dem AG im März und September 2016 vorlegt. Der Endbericht wird zum Ende der Projektlaufzeit vorgelegt. Abstimmungen mit dem AG finden in regelmäßigen Abständen vorzugweise in Telefonkonferenzen statt.
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