Dokumentation zum Projekt
"Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord“ Stand: 14.09.2016
Öko-Institut: Christof Timpe Lothar Rausch SWM: Dr. Markus Henle
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis .......................................................................................................1 Zusammenfassung ......................................................................................................3 A
Prämissen .........................................................................................................5
1 1.1 1.2 1.2.1 1.2.2 1.2.3
Energiepreis-Szenarien ......................................................................................5 Erläuterungen zu den Energiepreis-Szenarien ...................................................6 Einordnung der Energiepreis-Szenarien .............................................................8 Steinkohle ..........................................................................................................8 Erdgas ................................................................................................................9 CO2-Preise .........................................................................................................9
2 2.1 2.2
Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen .................................................... 10 Kraftwerkpark in Deutschland und Europa........................................................ 10 Weitere Festlegungen ...................................................................................... 11
3 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8
Erzeugungsanlagen und Fernwärmenetz München .......................................... 11 Variante 1: Weiterbetrieb HKW Nord bis zum technisch-wirtschaftlichen Lebensdauerende ............................................................................................ 12 Variante 2: vorzeitige Stilllegung HKW Nord 2 .................................................. 12 Modernisierung HKW Freimann........................................................................ 12 Geothermie-Ausbau ......................................................................................... 13 Bestandsanlagen der Fernwärmeerzeugung .................................................... 14 Dampfnetzumstellung (DNU) ............................................................................ 14 Erlöse aus vermiedener Netznutzung und Regelenergie .................................. 14 Versorgungssicherheit der Fernwärme ............................................................. 15
4 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6
Berechnungsverfahren ..................................................................................... 16 Delta-Betrachtung ............................................................................................ 16 Stützjahre ......................................................................................................... 16 Berechnungsjahre 2035ff.................................................................................. 17 Methodik – Ökonomische Bewertung ............................................................... 17 Methodik – Ökologische Bewertung ................................................................. 18 Exkurs: Emissionshandel.................................................................................. 22
B
Ergebnisse ...................................................................................................... 24
1
Strompreisentwicklung ..................................................................................... 24
2 2.1 2.2 2.3
Ökonomische Bewertung.................................................................................. 24 Sensitivität „niedrige CO2-Preise“ ..................................................................... 26 Sensitivität „hohe CO2 Preise“ ......................................................................... 26 Kondensationsstromerzeugung ........................................................................ 27
3 3.1
Ökologische Bewertung .................................................................................... 30 Sensitivität „niedrige CO2-Preise“ ..................................................................... 31
1
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
3.2 3.3 3.4
3.6
Sensitivität „hohe CO2-Preise“ .......................................................................... 32 Kondensationsstromerzeugung ........................................................................ 33 Exkurs: Differenzierung der CO2-Emissionen der von den SWM eingesetzten Brennstoffe nach Lieferländern ......................................................................... 35 Exkurs: Qualitative Bewertung der Emissionen an Luftschadstoffen aus dem HKW Nord 2 .............................................................................................................. 37 Fazit zur ökologischen Bewertung .................................................................... 38
4
Bewertung der Versorgungssicherheit .............................................................. 38
5
Zusammenfassung der Ergebnisse .................................................................. 40
3.5
2
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
Zusammenfassung Im Jahr 2014 wurden die Stadtwerke München (SWM) durch die Landeshauptstadt München beauftragt, eine Untersuchung durchzuführen, wie ein Ausstieg aus der Kohleverbrennung im Block 2 des Heizkraftwerks München Nord durchgeführt werden könnte und welche ökonomischen und ökologischen Effekte dies hätte. Die Stadtwerke haben das Öko-Institut gebeten, diese Untersuchung als externer Gutachter zu begleiten. Die Ergebnisse dieser Untersuchung liegen im Abschlussbericht Dokumentation zum Projekt "Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord“ (im Folgenden kurz: Gutachten 2015) vom 30.01.2015 vor. Aufgrund der Entwicklungen im Energiemarkt soll in diesem neuen Gutachten überprüft werden, ob und wieweit die im Gutachten 2015 getroffenen Aussagen und Empfehlungen aus heutiger Sicht Bestand haben. Hierzu wurden die Einschätzungen zu den Energiepreisen und Marktentwicklungen aktualisiert und die aktuellen Planungsstände für die Modernisierung des KWK-Anlagenparks, den Geothermie-Ausbau sowie die Dampfnetzumstellung im Münchner Fernwärmeversorgungssystem berücksichtigt. Die Methodik aus dem Gutachten 2015 wurde weitgehend übernommen.
Was sind die wesentlichen Ergebnisse der Untersuchung? Der Block 2 des Heizkraftwerks Nord ging im Jahr 1991 in Betrieb und koppelt Fernwärme aus. Im Vergleich zu anderen Kohlekraftwerken handelt es sich um einen relativ modernen Block, der den Vorteil der Kraft-Wärme-Kopplung nutzt. Aus technischer Sicht kann die Anlage bis zum Jahr 2035 betrieben werden. Eine vorzeitige Stilllegung des Kraftwerksblocks, beispielsweise im Jahr 2020, wäre jedoch grundsätzlich möglich. Die ausfallende Wärmeerzeugung für das Münchner Fernwärmenetz würde in diesem Fall durch andere Heizkraftwerke sowie durch Heizkessel ohne Stromerzeugung übernommen, die alle mit Erdgas gefeuert werden. Die ausfallende Stromerzeugung würde zum größeren Teil durch andere Heizkraftwerke in München, zum kleineren Teil durch andere Kraftwerke im deutschen oder europäischen Strommarkt übernommen. Durch die vorzeitige Stilllegung könnten die CO2-Emissionen deutlich gesenkt werden: In Abhängigkeit von den unterstellten Rahmenbedingungen würde ein Betriebsende im Jahr 2020 über den Zeitraum bis zum Jahr 2035 zu einer gesamten Emissionsminderung von 8,2 bis 10,6 Millionen Tonnen CO2 (Vergleichswert aus dem Gutachten 2015: 5,7 bis 12,7 Millionen Tonnen CO2) führen. Bei einer Stilllegung im Jahr 2025 beträgt die Emissionsminderung 5,3 bis 7,5 Millionen Tonnen CO2. (Vergleichswert aus dem Gutachten 2015: 4,1 bis 9,6 Millionen Tonnen CO2). Auf der anderen Seite würde eine vorzeitige Stilllegung des Heizkraftwerks Nord 2 erhebliche wirtschaftliche Nachteile für die SWM verursachen. Unter den angenommenen Szenarien werden Betreiber von Kohlekraftwerken am Strommarkt trotz des fortschreitenden Ausbaus 3
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
erneuerbarer Energien weiterhin Erträge erwirtschaften können. Die finanzielle Einbuße für die SWM beträgt über den Zeitraum bis zum Jahr 2035 zwischen 153 und 314 Millionen Euro (Vergleichswert aus dem Gutachten 2015: 340-600 Mio. Euro) bei einer Stilllegung im Jahr 2020 und zwischen 78 und 160 Millionen Euro bei einer Stilllegung im Jahr 2025 (Vergleichswert aus dem Gutachten 2015: 180-380 Mio. Euro). Berechnet wurde die Einbuße als entgangene Gewinne vor Steuern. Die deutliche Reduktion der geschätzten Einbußen für die SWM gegenüber dem Gutachten 2015 wird durch aktuell niedrigere Projektionen für den Erdgaspreis und höhere Ansätze für die Kosten von CO2-Emissionsrechten verursacht. Im Falle, dass die Klimaschutzpolitik sehr ambitionierte Ziele zur Minderung von Treibhausgasen setzt und umsetzt könnte eine marktgetriebene Stilllegung von HKW Nord 2 bereits vor dem Jahr 2030 erfolgen. Wie aus den Berechnungen des Gutachtens hervorgeht, führen mittels Marktinstrumente umgesetzte ambitionierte Klimaschutzziele (z.B. hohe Preise von CO2-Zertifikaten im Emissionshandel) nicht per se zu einer marktgetriebenen Stilllegung des HKW Nord 2 bis zum Jahr 2025. Die im Vergleich zum Gutachten 2015 deutlich geringeren finanziellen Einbußen für die SWM zeigen, dass eine künftige Entscheidung zur vorzeitigen Stilllegung von HKW Nord 2 in Abhängigkeit von der dann erwarteten Entwicklung der Energiepreise eine realistische Option sein kann. Wie bei den CO2-Emissionen besteht auch bei den Kosten eine große Bandbreite in Abhängigkeit von den unterstellten Rahmenbedingungen am Strommarkt. Aufgrund der großen Bandbreite des finanziellen Schadens einer vorzeitigen Stilllegung für die SWM lässt sich in diesem Gutachten noch keine Aussage hinsichtlich eines sinnvollen Datums einer vorzeitigen Stilllegung treffen. Insofern bestätigen sich die Ergebnisse des Gutachtens aus dem Jahr 2015 und die daraus abgeleiteten Handlungsempfehlungen des Münchner Stadtrats.
4
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
A
Prämissen
Für Analysen zur vorzeitigen Stilllegung des HKW Nord sind grundlegende Annahmen zu treffen, die als Prämissen in die Berechnungen einfließen. Diese lassen sich grob kategorisieren in • Energiepreis-Szenarien • Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen • Annahmen zu Erzeugung und Fernwärmenetz München Die Annahmen zu Energiepreisen sind relevant, um die Auswirkungen einer Stilllegung des HKW Nord 2 im Kontext des Münchner Versorgungssystems zu ermitteln.
1
Energiepreis-Szenarien
In den Energiepreis-Szenarien werden die Annahmen zu Energiepreisen und Emissionspreisen getroffen. Diese unterliegen im Wesentlichen geopolitischen Entwicklungen sowie Entwicklungen auf den Weltmärkten. Für die durchzuführenden Berechnungen sollen folgende Energiepreis-Szenarien angesetzt werden. Szenario 1 „niedrige Energiepreise“ 2015
2020
2025
2030
2035
Steinkohle (MWh)
7,90
7,90
7,90
7,90
7,90
Erdgas (MWh Hu)
18,40
18,40
18,40
18,40
18,40
5,40
17,40
29,40
31,40
33,60
10,50
13,30
16,10
38,00
52,00
67,00
CO2-Emissionsrechte (EUR)
Szenario 1A „niedrige Energiepreise, CO2-Preise niedrig“ CO2-Emissionsrechte (EUR)
5,40
7,95
Szenario 1B „niedrige Energiepreise, CO2-Preise hoch“ CO2-Emissionsrechte (EUR)
5
5,40
21,70
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
Szenario 2 „hohe Energiepreise“ 2015
2020
2025
2030
2035
Steinkohle (MWh)
7,90
9,15
10,40
10,80
10,80
Erdgas (MWh Hu)
18,40
21,70
25,00
25,00
25,00
5,40
17,40
29,40
31,40
33,60
7,95
10,50
13,30
16,10
21,70
38,00
52,00
67,00
CO2-Emissionsrechte (EUR)
Szenario 2A „hohe Energiepreise, CO2-Preise niedrig“ CO2-Emissionsrechte (EUR)
5,40
Szenario 2B „hohe Energiepreise, CO2-Preise hoch“ CO2-Emissionsrechte (EUR)
5,40
Alle Preisangaben verstehen sich in realen Preisen von 2015, bei Energieträgern bezogen auf den (unteren) Heizwert. Bei Bedarf wird zwischen den genannten Stützjahren linear interpoliert. Im Fokus der Betrachtungen liegen die beiden Szenarien „niedrige“ und „hohe“ Energiepreise. Sie werden jeweils durch Sensitivitäten „A“ und „B“ ergänzt, um zwei mögliche extreme Ausprägungen in Bezug auf die EU-Klimapolitik – mit entsprechender Konsequenz für den CO2Preis – zu betrachten.
1.1
Erläuterungen zu den Energiepreis-Szenarien
Szenario 1 „niedrige Energiepreise“ Steinkohle:
real konstante Preise ab 2015
Erdgas:
real konstante Preise ab 2015
CO2-Emissionsrechte:
angelehnt an Netzentwicklungsplan (NEP) 2030 B/C
Szenario 1A „niedrige Energiepreise, niedrige CO2-Preise“ Steinkohle und Erdgas:
wie in Szenario 1
CO2-Emissionsrechte:
Angelehnt an das Szenario „konstante Energiepreise 2/2016“
Szenario 1B „niedrige Energiepreise, hohe CO2-Preise“
6
Steinkohle und Erdgas:
wie in Szenario 1
CO2-Emissionsrechte:
Angelehnt an das Szenario „Öko Institut 2016 hoch“
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
Szenario 2 „hohe Energiepreise“ Steinkohle:
Anstieg auf Wert des NEP 2030 B/C bis 2025, danach real konstant bei 10,80 EUR(2015)
Erdgas:
Anstieg auf 25 EUR(2015) bis 2025 und danach real konstant
CO2-Emissionsrechte:
angelehnt an NEP 2030 B/C (wie Szenario 1)
Szenario 2A „hohe Energiepreise, niedrige CO2-Preise“ Steinkohle und Erdgas:
wie in Szenario 2
CO2-Emissionsrechte:
Angelehnt an das Szenario „konstante Energiepreise 2/2016“ (wie Szenario 1A)
Szenario 2B „hohe Energiepreise, hohe CO2-Preise“
7
Steinkohle und Erdgas:
wie in Szenario 2
CO2-Emissionsrechte:
Angelehnt an das Szenario „Öko Institut 2016 hoch“ (wie Szenario 1B)
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
1.2
Einordnung der Energiepreis-Szenarien
Im Folgenden werden Preisprojektionen verschiedener Quellen dargestellt, um die in diesem Gutachten festgelegten Preisszenarien entsprechend einzuordnen.
1.2.1 Steinkohle Die Preise für Steinkohle sind als Grenzübergangspreis in EUR(2015)/MWh ausgewiesen. Die Sensitivitäten 1A und 1B sind hinsichtlich der Brennstoffpreise identisch mit Szenario 1, die Sensitivitäten 2A und 2B entsprechend identisch mit Szenario 2. Szenario 1 liegt somit in der Mitte eines Korridors verschiedener Preisprojektionen, Szenario 2 tendiert eher zu den höheren Preisprojektionen. Abbildung 1: Projektionen für den Preis von Steinkohle (in EUR (2015)/MWh)
8
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
1.2.2 Erdgas Die Preise für Erdgas sind als Grenzübergangspreis in EUR(2015)/MWh Hu (unterer Heizwert) ausgewiesen. Die Sensitivitäten 1A und 1B sind hinsichtlich der Brennstoffpreise identisch mit Szenario 1, die Sensitivitäten 2A und 2B entsprechend identisch mit Szenario 2. Szenario 1 liegt tendenziell im unteren Preisbereich der verschiedenen Preisprojektionen, Szenario 2 liegt etwa im Mittel der dargestellten Preisprojektionen. Abbildung 2: Projektionen für den Preis von Erdgas (in EUR (2015)/MWh Hu)
1.2.3 CO2-Preise Die Preise für CO2-Emissionsrechte werden in EUR(2015)/t CO2 angegeben. Die Sensitivität A liegt im unteren Bereich der Bandbreite der dargestellten Preisprojektionen und unterstellt eine Entwicklung, in der der Emissionshandel auch längerfristig nur schwache Lenkungswirkung entfaltet. Die Sensitivität B hingegen liegt am oberen Rand der dargestellten Preisprojektionen und beschreibt eine Entwicklung, in der eine sehr ambitionierte Klimaschutzpolitik umgesetzt wird. In der nachfolgenden Abbildung sind die Szenarien 1, 1A und 1B dargestellt. Die Projektionen der Szenarien 2, 2A und 2B sind hiermit deckungsgleich.
9
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
Abbildung 3: Projektionen für den Preis von CO2-Emissionsrechten (in EUR (2015)/t CO2)
2
Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen
In den energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen werden Annahmen getroffen, die den Kraftwerkspark in Deutschland und der EU betreffen. Zusammen mit den EnergiepreisSzenarien lassen sich daraus die fundamentalen Strompreise ermitteln.
2.1
Kraftwerkpark in Deutschland und Europa
Für alle Szenarien (abgesehen von der nachstehend genannten Ausnahme) wird ein einheitlicher Kraftwerkspark in Deutschland und Europa zugrunde gelegt. Dieser Kraftwerkspark orientiert sich in Deutschland an demjenigen des Netzentwicklungsplans 2030, Szenario B gemäß des Entwurfs des Szenario-Rahmens vom Januar 2016. Abweichend hiervon wird für die Szenarien 1B und 2B („CO2-Preise hoch“) in Deutschland der erneuerbare Kraftwerkspark des Netzentwicklungsplans (NEP) 2030, Szenario C verwendet. Dieser zeichnet sich gegenüber dem Szenario B durch einen größeren Zuwachs an erneuerbaren Energien aus. Der europäische Kraftwerkspark entspricht in allen Szenarien einem geeigneten Szenario, dessen Ausgangsbasis auf einer kommerziell erhältlichen Kraftwerksdatenbank (Quelle: Energy Brainpool, Berlin) basiert. Die Kraftwerkslebensdauern sind auf technisch-wirtschaftlich übliche Werte gesetzt.
10
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
Ebenso wie in Deutschland befinden sich die Stromerzeugungsstrukturen in den europäischen Nachbarländern in einem Transformationsprozess. Für die weitere Entwicklung des Kraftwerksparks in den europäischen Nachbarländern wird angenommen: •
• •
•
Zubau an erneuerbaren Energien: orientiert sich an den nationalen Aktionsplänen erneuerbare Energien und an einer Zubau-Projektion des Beratungsunternehmens IHS Energy. Es findet ein langsamer Rückgang der Kernenergie in Frankreich statt. In einigen Ländern (Großbritannien, Dänemark) kommt es zu vorgezogenen Abschaltungen von Kohlekraftwerken. Diese werden im Wesentlichen durch Gaskraftwerke und durch erneuerbare Energien ersetzt. In den östlichen Nachbarländern werden die z. T. deutlich überalterten Kohlekraftwerke sukzessive durch Neubauten ersetzt.
Für die Stützjahre der Szenarien, für die in den genannten Quellen keine Daten zu den Kraftwerksparken enthalten sind, werden geeignete Interpolationen gebildet.
2.2
Weitere Festlegungen
Für alle Szenarien wird die inländische Stromnachfrage aus dem Szenario B des NEP 2030 verwendet. Die Stromnachfrage im Ausland entspricht derjenigen in den o.g. europäischen Szenarien. Für beide Szenarien werden eine KWK-Neuanlagenförderung, sowie ein Bonus bei gleichzeitiger Stilllegung eines Kohle-HKW sowie eine KWK-Bestandsförderung gemäß aktueller Fassung des Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG) unterstellt.
3
Erzeugungsanlagen und Fernwärmenetz München
Die Annahmen zu Erzeugung und Fernwärmenetz München sind relevant, um die Auswirkungen einer Stilllegung des HKW Nord 2 im Kontext des Münchner Versorgungssystems zu ermitteln. Hierzu wurden die aktuellen Planungsstände für die Modernisierung des KWK-Anlagenparks, den Geothermie-Ausbau sowie die Dampfnetzumstellung im Münchner Fernwärmeversorgungssystem berücksichtigt. Im Rahmen jedes der vorstehenden Energiepreisszenarien werden für das Erzeugungssystem sowie des Fernwärmenetzes grundlegende Annahmen getroffen. Grundsätzlich werden zwei Varianten betrachtet:
11
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
• Variante 1: Weiterbetrieb HKW Nord bis zum technisch-wirtschaftlichen Lebensdauerende • Variante 2: vorzeitige Stilllegung HKW Nord 2 in 2020, 2023, 2025 oder 2030
3.1
Variante 1: Weiterbetrieb HKW Nord bis zum technisch-wirtschaftlichen Lebensdauerende •
Betrieb des HKW Nord 2 bis zum Jahr 2034 (im Jahr 2035 wird das erste Jahr ohne HKW Nord 2 abgebildet); in der Praxis wird eine Stilllegung von HKW Nord 2 voraussichtlich außerhalb der Heizperiode stattfinden.
•
Modernisierung des HKW Freimann durch zwei neue Gasturbinen mit einer elektrischen Leistung von je 55-65 MW und einer Wärmeleistung von je 60-70 MW (vgl. Abschnitt 3.3).
In Varianten mit Weiterbetrieb von HKW Nord 2 wird in einer separaten Auswertung der Kondensationsbetrieb des HKW Nord 2 ausgewiesen (Anteil Strommenge, CO2, EUR).
3.2
3.3
Variante 2: vorzeitige Stilllegung HKW Nord 2 •
Rechnungen im Münchner Anlagenpark-Modell erfolgen ohne HKW Nord 2 in den Jahren 2020, 2023, 2025 und 2030 als das jeweilige Datum einer vorzeitigen Stilllegung (jeweils zum 01.01. eines Jahres).
•
Maßnahmen zum Erhalt der Versorgungssicherheit der Fernwärme bei vorzeitiger Stilllegung des HKW Nord 2 gehen in die Betrachtung mit ein. Hierfür wird ein vorgezogener Bau von Erdgasheizwerken mit der erforderlichen Leistung angesetzt.
•
Modernisierung des HKW Freimann durch zwei neue Gasturbinen mit einer elektrischen Leistung von je 55-65 MW und einer Wärmeleistung von je 65-70 MW.
Modernisierung HKW Freimann
Unabhängig von der Zukunft des HKW Nord 2 wird für den Anlagenpark der SWM in München wird eine Modernisierung des HKW Freimann unterstellt. In der Studie 2015 wurde hingegen keine Modernisierung angenommen, da das damalige Kraft-Wärme-Kopplung-Gesetz (KWKG) noch keinen ausreichenden wirtschaftlichen Anreiz gesetzt hat. Nach der Novellierung dieses Gesetzes erscheint eine Modernisierung aus heutiger Sicht auf Grundlage der aktuellen Fördersätze für KWK-Stromerzeugung wirtschaftlich darstellbar. Die Rahmenbedingungen für die Inbetriebnahme und Betrieb dieser Anlage werden so angenommen, dass die Förderung des KWKG optimal ausgeschöpft wird. Dies bedeutet eine mög12
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
liche Inbetriebnahme im Jahr 2020, so dass die Anlage in den Jahren 2020 bis ca. 2025 mit einer Förderung nach KWKG betrieben werden kann. Die Anlage wird nach bisherigen Vorplanungen durch zwei Gasturbinen modernisiert. Sie wird eine elektrische Leistung von ca. 2 x 55-65 MW und eine Fernwärmeleistung von ca. 2 x 65-70 MW haben. Die Größe der Anlage wird durch den Platz (günstige Nutzung des Bestandsgebäudes) und der Infrastruktur (Erdgas-Anschluss, elektrische Netzeinbindung) am Standort HKW Freimann auf diese Größenordnung begrenzt. Eine größere Anlage würde erhebliche Kosten im Ausbau der Infrastruktur und einen Neubau des Gebäudes nach sich ziehen, so dass eine solche Variante aus heutiger Sicht nicht wirtschaftlich realisierbar ist. Es sei darauf hingewiesen, dass die modernisierte Anlage im Falle einer vorzeitigen Stilllegung von HKW Nord 2 lediglich einen kleinen Teil der Wärmeleistung von HKW Nord 2 (550 MW) ersetzen kann.
3.4
Geothermie-Ausbau
Geothermie ist für die Münchner Fernwärme der wichtigste Beitrag zur Vision Erneuerbare Fernwärme 2040. Aus Vorplanungen zur Dampfnetzumstellung hat sich eine starke wechselseitige Abhängigkeit zwischen der Dampfnetzumstellung und dem Geothermie-Ausbau gezeigt. So kann beispielsweise der wirtschaftliche Endausbau der Geothermie erst dann erfolgen, wenn die Dampfnetzumstellung abgeschlossen ist. Um in dieser Untersuchung die Auswirkungen einer vorzeitigen Stilllegung von HKW Nord 2 vom Geothermie-Ausbau zu entkoppeln wird sowohl für Variante 1 (Weiterbetrieb HKW Nord bis zum technisch-wirtschaftlichen Lebensdauerende) als auch für die Variante 2 (vorzeitige Stilllegung HKW Nord 2) ein Geothermie-Ausbau unterstellt, der seinen Abschluss ca. im Jahr 2032 hat. Die aktuelle Planung sieht vor, bis 2025 insgesamt 5 Geothermie-Anlagen mit einer thermischen Gesamtleistung von ca. 115 MW (Planwert aus erwarteter Schüttung und Temperatur) in Betrieb zu nehmen. Weitere 6 geplante Geothermie-Standorte mit einer Leistung von zusammen ca. 150 MW (Planwert) werden bis ca. 2032 erschlossen (ca. 1 Anlage pro Jahr). Dies setzt einen Abschluss der Dampfnetzumstellung im Jahr 2030 voraus. Die kalkulatorische Nutzungsdauer von Geothermie-Anlagen wird mit 35 Jahren angesetzt.
13
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
3.5
Bestandsanlagen der Fernwärmeerzeugung
Zu den übrigen Bestandsanlagen werden folgende Annahmen getroffen: •
•
•
•
3.6
Die thermische Abfallverwertung wird im HKW Nord 1/3 weiterbetrieben. Die Kesselanlagen werden Mitte der 2020er Jahre erneuert und dabei an einen rückläufigen Bedarf an Verbrennungskapazitäten angepasst. Das HKW Süd GuD 1 wird möglicherweise im Zeitraum 2023-2025 stillgelegt. Wesentliche Einflussgröße ist die weitere Entwicklung der imissionsschutzrechtlichen Vorgaben. Es wird davon ausgegangen, dass das HKW Süd GuD 2 nach derzeitigem Stand bis ca. 2035 in Betrieb bleiben kann. Die Lebensdauer von Heizwerken lässt sich durch verhältnismäßig geringe Investitions- und Modernisierungsmaßnahmen weit verlängern, so dass in dieser Betrachtung keine besonderen Maßnahmen berücksichtigt werden.
Dampfnetzumstellung (DNU)
Das Konzept einer möglichst kostengünstigen Dampfnetzumstellung hängt von dem unterstellten Zeitpunkt der Stilllegung des HKW Nord 2 ab. Um in dieser Untersuchung die Auswirkungen einer vorzeitigen Stilllegung von HKW Nord 2 von der Dampfnetzumstellung zu entkoppeln, wird sowohl für Variante 1 (Weiterbetrieb HKW Nord bis zum technisch-wirtschaftlichen Lebensdauerende) als auch für die Variante 2 (vorzeitige Stilllegung HKW Nord 2) eine möglichst schnelle Umstellung des Dampfnetzes angenommen, die unter den angenommenen Randbedingungen aus heutiger Sicht das wirtschaftlichste und technisch/logistisch machbare Vorgehen ist. Für die Untersuchung wird angenommen, dass die Dampfnetzumstellung um das Jahr 2030 abgeschlossen werden kann. Als Voraussetzung der DNU-Fortführung sind im Vorfeld verschiedene Maßnahmen erforderlich. Hierbei sind besonders der Austausch der GfK-Rücklaufleitungen sowie die Beseitigung von Netzengpässen im umgestellten Netz hervorzuheben. Um die DNU wie geplant in 2022 beginnen zu können, haben die SWM bereits im Jahr 2013 mit diesen Maßnahmen begonnen.
3.7
Erlöse aus vermiedener Netznutzung und Regelenergie
Derzeit erhält HKW Nord 2 vom Verteilnetzbetreiber ein Entgelt für vermiedene Netznutzung. Diese Entgelte werden gewährt, da planbare Erzeugungsanlagen in der Lage sind Netzausbaumaßnahmen zu vermeiden. Es zeichnet sich in der energiepolitischen Diskussionsprozess um ein neues Marktdesign ab, dass Bestandsanlagen im Zeitraum bis 2030 ein Entgelt für vermiedene Netznutzung erhalten, wenngleich die Erlöse nicht festgeschrieben, sondern langfristig sukzessive verringert werden sollen.
14
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
In dieser Untersuchung orientieren sich die Ansätze für vermiedenes Netznutzungsentgelt am derzeit diskutierten Vorschlag, vom Jahr 2020 an eine Reduktion von jährlich 10% vorzunehmen, so dass im Jahr 2030 keine Entgelte für vermiedene Netznutzung mehr gewährt werden. Für Erlöse aus der Vermarktung von HKW Nord 2 in der Minutenreserve, Sekundärregelung und Primärregelung wird als konservative Abschätzung ein Betrag von ca. 1 Mio. EUR pro Jahr angenommen. Dieser Betrag setzt sich zusammen aus einer durchschnittlich vermarkteten Leistung von 10% der installierten Kraftwerksleistung von HKW Nord 2 (ca. 35 MW) multipliziert mit einem mittleren Leistungspreis (über alle Regelleistungs-Produkte) von 30.000 EUR/MW.
3.8
Versorgungssicherheit der Fernwärme
Eine Stilllegung von HKW Nord 2 zieht Änderungen im Besicherungs-Konzept der Fernwärme nach sich. Im Wesentlichen muss in diesem Szenario Erzeugungsleistung hinzugebaut werden, um die Fernwärmeversorgung auch dann noch sicher zu stellen, wenn bei extrem hohen Wärmebedarf, d.h. bei extrem niedrigen Temperaturen im Winter, Wärmeerzeugungsanlagen - insbesondere auch die größte Fernwärmeerzeugungseinheit - oder wichtige Verbindungstrassen ausfallen. In der Studie ist berücksichtigt, dass im Jahr der vorzeitigen Stilllegung von HKW Nord 2 eine entsprechende Heizwerksleistung zugebaut werden muss. Die Höhe der jeweils zugebauten Leistung hängt beispielsweise von der Entwicklung des Fernwärmespitzenbedarfs (Höchstlast) sowie vom geplanten Geothermie-Ausbau ab. Langfristig wird der Fernwärmespitzenbedarf im Bestand aufgrund von energetischen Sanierungen von Gebäuden und Kündigungen von Fernwärmeanschlüssen zurückgehen (Annahmen bewegen sich im Bereich von ca. 1,5%/a). HKW Nord 2 ist mit 550 MW thermischer Leistung die größte Fernwärmeerzeugungseinheit. Wird HKW Nord 2 stillgelegt, entsteht aus der Anforderung der Fernwärmeversorgungssicherheit heraus ein Ersatzbedarf, der in folgender Tabelle zusammengestellt ist. Der Ersatzbedarf wurde für die diskutierten Jahre der Stilllegung von HKW Nord 2 mit einem Rechenmodell bestimmt, das u.a. die hydraulischen Engpässe im Fernwärmenetz, die größte zu besichernde Erzeugungseinheit sowie die Spitzenlast berücksichtigt.
15
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
Jahr der Ersatzbedarf Stilllegung
Investitionsbedarf
2020
320 MW
ca. 42 Mio. EUR
2023
320 MW
ca. 42 Mio. EUR
2025
311 MW
ca. 40 Mio. EUR
2030
225 MW
ca. 29 Mio. EUR
2035
180 MW
ca. 23 Mio. EUR
Abhängig vom Jahr der Stilllegung fällt einmalig ein Ersatzbedarf im betreffenden Jahr an (z.B. bei Stilllegung in 2023 ein Ersatzbedarf von 320 MW). Pro MW Leistung wurde hier ein Richtwert von 130.000 EUR Investitionskosten für ein Erdgas-Heizwerk angesetzt. Der Ersatzbedarf für HKW Nord 2 fällt geringer aus als die Leistung von HKW Nord 2 und sinkt mit fortschreitenden Jahren, da der Geothermie-Anteil zunimmt und die Fernwärmelast langfristig etwas zurückgeht.
4
Berechnungsverfahren
Im Folgenden werden auf einige Sachverhalte eingegangen, die die Rechnungen und Modellierung betreffen.
4.1
Delta-Betrachtung
Die Auswirkungen einer Stilllegung des HKW Nord 2 werden ermittelt, indem je Szenario jeweils eine Simulationsrechnung im „Kraftwerkparkmodell München“ in der Variante 1 (Weiterbetrieb HKW Nord 2 und in der Variante 2 (vorzeitige Stilllegung HKW Nord 2) durchgeführt wird. Aus dem Vergleich der beiden Varianten 1 und 2 hinsichtlich energiewirtschaftlicher Kenngrößen wie Stromerlöse, Brennstoffkosten, Kapitalkosten, CO2-Emissionen lassen sich die unmittelbaren Auswirkungen einer vorzeitigen Ausstiegs aus der Kohleverbrennung auf die SWM ermitteln („Delta-Betrachtung“).
4.2
Stützjahre
Die Berechnungen zur Entwicklung der Strompreise und zum Einsatz der Anlagen der SWM wurden für die Stützjahre 2020, 2023, 2025, 2030 und 2035 durchgeführt. Die Szenarien bil16
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
den den Zeitraum von 2020 bis 2035 ab. Hierbei werden die Daten der Stützjahre wie folgt verwendet: •
Stützjahr 2020 für die Jahre 2020 und 2021,
•
Stützjahr 2023 für die Jahre 2022 bis 2024,
•
Stützjahr 2025 für die Jahre 2025 bis 2027,
•
Stützjahr 2030 für die Jahre 2028 bis 2034 und
•
Stützjahr 2035 für das Jahr 2035.
In den Varianten mit Weiterbetrieb von HKW Nord 2 ist 2034 das letzte Betriebsjahr. Das Jahr 2035 wird als erstes Jahr ohne Betrieb des HKW Nord 2 angesetzt. In der Praxis würde die Stilllegung von HKW Nord 2 voraussichtlich außerhalb der Heizperiode gelegt werden (z.B. Mai 2035) und nicht zu einem festen Stichtag 31.12. mitten in der Heizperiode. Es werden analog zum Gutachten von Anfang 2015 in Abstimmung zwischen SWM und ÖkoInstitut eine ökologische und ökonomische Bewertung für den Zeitraum 2020 bis 2035 nach vergleichbarer oder verbesserter Methodik durchgeführt.
4.3
Berechnungsjahre 2035ff
Im Kraftwerkseinsatz-Modell für den Münchner Anlagenpark werden ab dem Jahr 2035 die Konfiguration des Erzeugungssystems sowie des Fernwärmenetzes im Falle einer vorzeitigen Stilllegung von HKW Nord 2 identisch abgebildet wie der Fall eines Betriebs von HKW Nord 2 bis zum technisch-wirtschaftlichen Lebensdauerende. Hinsichtlich der variablen Kosten und Erlöse sowie der Emissionen wird damit unterstellt, dass eine vorzeitige Stilllegung von HKW Nord 2 ab dem Jahr 2035 keine Auswirkungen mehr hat. Unterschiede ergeben sich dann lediglich in den Kapitalkosten, da in den Fällen einer vorzeitigen Stilllegung von HKW Nord 2 ein anderer Investitionsbedarf (insbesondere auch in der zeitlichen Abfolge) anfallen kann. Der Kapitalkosteneffekt wird über die Berücksichtigung von Restwerten der entsprechenden Anlagen im Jahr 2036 berücksichtigt.
4.4
Methodik – Ökonomische Bewertung
Als wesentliche Kenngröße für die betriebswirtschaftliche Bewertung einer Entscheidung zur vorzeitigen Stilllegung des Heizkraftwerks Nord 2 wurde der Barwert der relevanten Kosten und Erlöse der SWM gebildet. Konkret wurde hierzu für die verschiedenen lokalen Szenarien jeweils der Barwert im Falle eines vorzeitigen Ausstiegs mit demjenigen des Referenzfalls (Betrieb bis zum Jahr 2035) im gleichen Rahmenszenario verglichen. Für diese Berechnung wurden in jedem Szenario die relevanten Kosten und Erlöse für den Zeitraum 2020 bis 2035 jahresscharf bestimmt. Berücksichtigt wurden hierbei die variablen 17
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
Kosten aller SWM-Anlagen zur Strom- und Wärmeerzeugung (u.a. Brennstoffe und Kosten für Emissionsrechte), die Fixkosten des HKW Nord 2 sowie die Investitionskosten für neue Geothermie-Anlagen, ggf. erforderliche zusätzliche Heizwerke und den Rückbau des HKW Nord 2. Die Netto-Stromerzeugung in SWM-Anlagen abzüglich des Strombedarfs der jeweils zugebauten Geothermie-Anlagen wurde in jedem Stützjahr stundenscharf mit dem im jeweiligen Rahmenszenario angenommenen Börsenpreis zuzüglich weiterer Beiträge (Netznutzung, EEG-Umlage) für Strom bewertet. Andere Kosten und Erlöse der SWM, die sich aufgrund der getroffenen Annahmen zwischen den Szenarien nicht unterscheiden, wurden nicht berücksichtigt, da sie aufgrund des jeweils durchgeführten Vergleichs mit dem Referenzszenario (Betrieb des HKW Nord 2 bis 2035) ohne Einfluss auf das Ergebnis wären. Dies betrifft z.B. die Erlöse der SWM aus dem Verkauf von Strom und Wärme. Aus den Zeitreihen der jährlichen Summen der relevanten Kosten und Erlöse wurde anschließend für jedes Szenario der Barwert im Jahr 2015 bestimmt. Hierfür wurde ein Zinssatz von real 5,5 % p.a. (entspricht beispielsweise nominal 7,0% p.a. bei einer unterstellten langfristigen Inflationsrate von 1,5 % p.a.) verwendet. Der betriebswirtschaftliche Effekt eines vorzeitigen Ausstiegs der SWM aus dem HKW Nord 2 ergibt sich dann durch einen Vergleich dieses Barwertes für einen Ausstiegszeitpunkt im Rahmen eines Szenarios mit dem Barwert des entsprechenden Referenzszenarios (Betrieb des HKW Nord 2 bis 2035). Diese Kennzahl kann als auf das Jahr 2015 abdiskontierte Veränderung des Gewinns vor Steuern im Zeitraum bis 2035 betrachtet werden.
4.5
Methodik – Ökologische Bewertung
Der Schwerpunkt der ökologischen Bewertung liegt auf der Veränderung der CO2-Emissionen durch eine vorzeitige Stilllegung des HKW Nord 2. Ergänzend werden die Effekte der Luftschadstoffe aus dem Einsatz von Kohle auf die Stadt München diskutiert. Als Maßstab für die akzeptable Bandbreite von volkswirtschaftlichen Mehrkosten für Maßnahmen zur Minderung von Treibhausgas-Emissionen können die vermiedenen externen Kosten (vermiedene Schadenskosten) aus globaler Perspektive herangezogen werden. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass diese über einen langfristigen Zeitraum auftretenden Schäden nur mit erheblichen Unsicherheiten bewertet werden können. In einer Veröffentlichung aus dem Jahr 2013 hat das Umweltbundesamt detaillierte Kostensätze zur Quantifizierung externer Umweltkosten zusammengestellt, die neben Treibhausgas-Emissionen auch andere Umweltauswirkungen der Stromerzeugung und wichtiger Sektoren des Energieverbrauchs umfassen. Für die Vermeidung von Treibhausgas-Emissionen wird vom Umweltbundesamt (UBA) in dieser Publikation als Maßstab für eine kurzfristige Sicht ein mittlerer Wert von 86 EUR (2015)/t CO2 empfohlen, mit einer Bandbreite für Sensitivitätsanalysen von 43 bis 129 EUR (2010)/t CO2. Für den Zeithorizont bis 2030 wird ein mittlerer Wert von 156 EUR (2015)/t CO2 angegeben
18
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
und eine Bandbreite von 75 bis 231 EUR (2015)/t CO2.1 Diese Kennzahlen werden üblicherweise mit den volkswirtschaftlichen Kosten für die Vermeidung von Emissionen verglichen. Mit den in Kapitel B5 ausgewiesenen Kosten einer Reduktion von CO2-Emissionen aus betriebswirtschaftlicher Perspektive der SWM sind sie nur eingeschränkt vergleichbar. Die Veränderung der CO2-Emissionen wurde durch einen Vergleich der Szenarien für die Zeitpunkte einer vorzeitigen Stilllegung gegenüber dem Referenzszenario mit Betrieb des HKW Nord 2 bis Ende 2034 bestimmt. Hierbei wurden in einem ersten Schritt die in den Szenarien ermittelten Brennstoffeinsätze in SWM-Anlagen zur Strom- und Wärmeerzeugung mit den Emissionsfaktoren für Kohle bzw. Erdgas multipliziert. Hierbei wird u.a. berücksichtigt, dass im Falle einer Stilllegung von HKW Nord 2 die dort wegfallende Fernwärmeerzeugung durch andere SWM-Anlagen mit entsprechenden Emissionen ersetzt werden muss. In einem zweiten Schritt wurde der von den SWM in den Szenarien erzeugte Strom emissionsseitig bewertet. Mit diesem Vorgehen wurde berücksichtigt, dass sich die Szenarien in Bezug auf die in den einzelnen Jahren erzeugte Strommenge unterscheiden. Die im HKW Nord 2 nach einer vorzeitigen Stilllegung entfallende Stromerzeugung wird im Rahmen der Optimierung durch das Kraftwerkseinsatz-Modell der SWM zum Teil durch einen verstärkten Einsatz anderer SWM-Anlagen ausgeglichen (dies betrifft im Wesentlichen das HKW Süd GuD2), die verbleibende Strommenge muss durch Kraftwerke außerhalb Münchens ausgeglichen werden. Analog zur Vorgehensweise bei der ökonomischen Analyse, bei der die gesamte Stromerzeugung in SWM-Anlagen mit dem Börsenpreis für Strom des jeweiligen Szenarios bewertet wurde, wird daher bei der ökologischen Analyse die Stromerzeugung der SWM-Anlagen mit einer Emissionsgutschrift bewertet. Die hierbei verwendeten Emissionsfaktoren weisen aus, welche Emissionen in anderen Kraftwerken durch eine Stromerzeugung in SWM-Anlagen im Jahresdurchschnitt vermieden werden bzw. welche Emissionen zusätzlich entstehen, wenn die Stromerzeugung der SWM aufgrund der Stilllegung des HKW Nord 2 zurückgeht. Hierfür wird derselbe Kraftwerkspark zugrunde gelegt, der auch für die Modellierung der Strompreisszenarien angesetzt wurde (vgl. Kapitel A2). Aufgrund der komplexen Abläufe im Strommarkt besteht allerdings eine Unsicherheit darüber, welche Effekte eine Veränderung der Stromerzeugung in München auf den Betrieb anderer Kraftwerke in Deutschland und in den angrenzenden Ländern haben könnte. Um diese Unsicherheit abzubilden, wurden für die Bestimmung des Emissionsfaktors zur Bewertung des von den SWM erzeugten Stroms zwei verschiedene Ansätze untersucht: •
1
19
Der „Merit-Order-Ansatz“ geht davon aus, dass durch eine Veränderung der Stromerzeugung in München jeweils das aktuell am Strommarkt preissetzende Kraftwerk verdrängt wird bzw. ein Kraftwerk mit ähnlichen Parametern in den Markt kommt. Hierzu
UBA (2013) Best-Practice-Kostensätze für Luftschadstoffe, Verkehr, Strom- und Wärmeerzeugung. In dieser Studie werden die Bandbreiten für Schadenskosten in realen Preisen von 2010 angegeben. Für die Verwendung in dieser Studie wurden diese mit einem Deflator von 1,0763 auf Preise von 2015 umgerechnet.
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
wurden die für die beiden Energiepreisszenarien und ihre Sensitivitäten ermittelten Verläufe der Börsenpreise für Strom analysiert und jeder Stunde der betrachteten Stützjahre die Emissionen eines typischen Kraftwerks mit den entsprechenden variablen Kosten zugeordnet (unterteilt nach erneuerbaren Energien und Kernenergie, Braunkohle, Steinkohle und Erdgas). Diese stundenscharfen Emissionsfaktoren wurden dann mit dem zeitlichen Verlauf der Differenz der Stromerzeugung in München in den Szenarien mit und ohne HKW Nord 2 gewichtet. Hieraus ergibt sich für jedes Energiepreisszenario und jedes Stützjahr der Modellierung ein dynamisch ermittelter Emissionsfaktor zur Bewertung der Stromerzeugung in München. •
Der „statische Ansatz“ basiert auf Emissionsfaktoren für den Verdrängungsmix aus einer geeigneten bundesweiten Studie zur Bewertung der emissionsseitigen Effekte der Kraft-Wärme-Kopplung. Hierzu wurde das „Methodenpapier zur Bewertung von KWKAnlagen in mittelfristiger Perspektive bis 2030“ herangezogen, das das Öko-Institut im Juli 2015 im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie erstellt hat.2 In diesem Papier wurden Emissionsfaktoren auf Basis der Szenarien für die Entwicklung der Stromerzeugung in Deutschland im sog. Projektionsbericht 2015 der Bundesregierung bestimmt.3 Diese Emissionsfaktoren wurden aus einem „fossilen Nicht-KWK-Mix ohne Braunkohle“ bestimmt. Dahinter liegt die Annahme, dass KWK-Anlagen bis zum Jahr 2030 weder Strom aus erneuerbaren Energien verdrängen, noch solchen aus Kernenergie oder Braunkohle, weil diese Energieträger günstigere Grenzkosten der Stromerzeugung aufweisen als fossil befeuerte KWK-Anlagen und von daher von einer marginalen Veränderung bei der KWK-Stromerzeugung nicht betroffen sind. Zudem wird angenommen, dass sich KWK-Anlagen nicht gegenseitig verdrängen. Das Methodenpapier berücksichtigt auch, dass es nach dem Jahr 2020 teilweise zu einer Verdrängung von Strom aus fluktuierenden erneuerbaren Energien kommen wird. Dies gilt insbesondere für KWK-Anlagen, die mit keinen oder mit relativ kleinen Wärmespeichern ausgestattet sind und daher überwiegend wärmegeführt betrieben werden. Die Fahrweise der SWM-Anlagen ist zwar wesentlich komplexer, kann aber im Rahmen der Kategorien des Methodenpapiers am ehesten der „nicht strommarktorientierten Erzeugung mit saisonalem Betrieb“ zugeordnet werden. Für diese Anlagen geht das Methodenpapier davon aus, dass im Jahr 2030 in 4% der Betriebsstunden auch Strom aus fluktuierenden erneuerbaren Energien verdrängt wird.
Die nachfolgende Abbildung zeigt die Spannweite der mit diesen beiden Verfahren ermittelten Emissionsfaktoren des Verdrängungsmixes.
2 3
20
Dieses Papier steht zum Download bereit unter http://www.oeko.de/oekodoc/2328/2015-497-de.pdf. BMUB (2015): Projektionsbericht 2015 gemäß Verordnung 525/2013/EU zur Berichterstattung der EU-Mitgliedsländer über die Treibhausgas-Emissionen.
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
Abbildung 4: CO2- Emissionsfaktoren des Verdrängungsmixes für den von den SWM erzeugten Strom (jeweils als Jahresdurchschnitt der Stützjahre)
Zu erkennen ist, dass die Verdrängungsfaktoren recht nahe zusammen liegen und dass die Faktoren nach dem statischen Ansatz etwas niedrigere Emissionsgutschriften ergeben als die nach dem dynamischen Ansatz. Im Sinne einer konservativen Herangehensweise wurden für die emissionsseitige Bewertung des von den SWM in den Szenarien erzeugten Stroms im Rahmen dieser Studie die Verdrängungsfaktoren nach dem statischen Ansatz verwendet. Die Emissionen aus den von den SWM eingesetzten Brennstoffen und die Gutschrift für den erzeugten Strom wurden für jedes Jahr der Szenarien miteinander saldiert und die so berechneten jährlichen Emissionssalden über die Jahre bis 2035 addiert. Analog zum Vorgehen bei der ökonomischen Analyse wurde anschließend für jedes lokale Szenario und die untersuchten vorzeitigen Ausstiegstermine 2020, 2023, 2025 und 2030 jeweils eine Differenz der gesamten Emissionen des jeweiligen Ausstiegsszenarios bis zum Jahr 2035 im Vergleich zu den Emissionen im zugehörigen Referenzszenario (Betrieb des HKW Nord 2 bis Ende 2034) gebildet. Die so berechnete Reduktion der CO2-Emissionen durch eine vorzeitige Stilllegung des HKW Nord 2 ist als Ergebnis in Kapitel B3 ausgewiesen. Die Modellierung der ökologischen Effekte des Ausstiegs aus der Kohleverbrennung im HKW Nord 2 wurde, wie hier dargestellt, auf die direkten Emissionen von CO2 beschränkt. In der Gesamtbewertung sind grundsätzlich auch andere Treibhausgase sowie insbesondere die lokalen Emissionen von Luftschadstoffen zu berücksichtigen. Dies gilt sowohl für das HKW Nord wie auch für die Kraftwerke und Heizwerke, die im Falle einer Stilllegung des HKW die
21
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
Strom- und Wärmeerzeugung übernehmen müssten. Für die Treibhausgase können die direkten Emissionen von CO2 als Leitparameter herangezogen werden. Eine detaillierte Aufschlüsselung der Vorketten der CO2-Emissionen, etwa eine Differenzierung nach Herkunft des Erdgases und der Steinkohle lässt sich nicht mit vertretbarem Aufwand vornehmen. Die CO2-Emissionen der Vorketten (Gewinnung und Transport der Brennstoffe) werden in Kapitel B3.5 in vereinfachter Form bewertet und dargestellt.
4.6
Exkurs: Emissionshandel
Bei der Bewertung der Minderungen an CO2-Emissionen sind auch Interaktionen mit dem europäischen Emissionshandelssystem (EU ETS) zu berücksichtigen. Das EU ETS legt Obergrenzen für die Treibhausgas-Emissionen der wichtigsten Industriesektoren in der EU fest; hierzu gehört auch die Strom- und Fernwärmeerzeugung. Diese Grenzen sind durch den politisch festgelegten „linearen Reduktionsfaktor“ degressiv ausgestaltet, so dass die im EU ETS erfassten Sektoren nach aktuellem Stand bis zum Jahr 2020 eine Reduktion ihrer Emissionen um 21% gegenüber dem Jahr 2005 erreichen werden.4 Generell führt eine derartige Mengensteuerung von Emissionen für einen bestimmten Sektor dazu, dass das Mengenziel nicht überschritten, aber im Regelfall auch nicht unterschritten wird. Im Falle eines funktionierenden Emissionshandels wäre also damit zu rechnen, dass eine Reduktion von CO2-Emissionen im Stromsektor aufgrund einer vorzeitigen Stilllegung des HKW Nord 2 in München nicht zu einer Verringerung der insgesamt vom EU ETS erfassten Emissionen führt. Aufgrund des Marktprozesses ist vielmehr zu erwarten, dass in einem der anderen Industriesektoren entsprechend zusätzliche Emissionen entstehen, so dass auch im Fall der vorzeitigen Stilllegung des HKW das Emissionslimit ausgeschöpft wird. In diesem Kontext sind jedoch die folgenden Aspekte zu berücksichtigen:
4
22
•
Der Emissionshandel ist bisher nicht anspruchsvoll genug ausgestaltet, um das von der Bundesregierung beschlossene Ziel einer Minderung der Treibhausgasemissionen in Deutschland um 40% bis 2020 zu erreichen.5 Die im Jahr 2010 festgelegten Emissionsziele bis zum Jahr 2020 waren aus heutiger Sicht zu wenig ambitioniert.
•
Der Emissionshandel entfaltet zudem derzeit keine ausreichende Lenkungswirkung. Aufgrund eines starken Ausbaus der erneuerbaren Energien und einer niedrigeren Stromnachfrage als erwartet lagen die tatsächlichen Emissionen in den vom EU ETS erfassten Sektoren bereits 2015 auf dem Niveau des Zieljahres 2020. Es besteht zudem ein hoher Überschuss an verfügbaren Emissionsberechtigungen, der neben den genannten Effekten durch den umfassenden Einbezug von Emissionsreduktionszertifikaten aus dem Ausland (CDM/JI) entstanden ist. Die inzwischen eingeführte Marktstabilitätsreserve und die bisher diskutierten Pläne zu weitergehenden Reformen des EU
Auf eine Darstellung vieler Details des EU ETS wird hier aus praktischen Gründen verzichtet.
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
ETS sind jedoch nicht ausreichend, um das erhebliche Überangebot an Emissionsrechten dauerhaft zu beseitigen und den Emissionshandel wieder voll funktionsfähig zu machen. •
Der Emissionshandel ist weiterhin ein geeignetes Klimaschutz-Instrument, insbesondere um ein CO2-Preissignal beim Einsatz von Kraftwerken zu geben. Als Anreiz für langfristig wirksame Entscheidungen über Investitionen oder Stilllegungen von Kraftwerken reicht der EU ETS jedoch nicht aus. Insofern sind im Sinne eines Policy Mix neben dem Emissionshandel zusätzliche Instrumente oder Emissionsminderungsmaßnahmen erforderlich, um die nationalen Emissionsreduktionsziele zu erreichen. Hierzu gehören ggf. auch Entscheidungen zur Begrenzung der Betriebsdauer alter, ineffizienter Kraftwerke. Um zu vermeiden, dass der Emissionshandel im Falle des Einsatzes solcher Instrumente, wie oben dargestellt, einen Emissionsanstieg in anderen Sektoren ermöglicht, ist es erforderlich, die Menge an Emissionszertifikaten entsprechend zu kürzen.
Solange der EU ETS keine angemessenen Preissignale für Klimaschutz-Maßnahmen gibt und das Überangebot von Emissionsrechten fortbesteht, tritt die oben beschriebene ausgleichende Wirkung des Handelssystems nicht ein. Eine Reduktion von CO2-Emissionen im Stromsektor aufgrund einer vorzeitigen Stilllegung des HKW Nord 2 in München führt in diesem Fall zu einer zusätzlichen Verringerung der Emissionen der vom EU ETS erfassten Sektoren. In den in Kapitel A1 dargestellten Energiepreisszenarien 1 und 2 sowie den Sensitivitäten 1B und 2B mit hohen CO2-Preisen wird implizit unterstellt, dass der Emissionshandel ab dem Jahr 2020 wieder funktionsfähig wird. Die Sensitivitäten 1A und 2A gehen dagegen davon aus, dass der EU ETS auch über das Jahr 2025 hinaus durch erhebliche Überschüsse an Emissionsrechten geprägt sein wird. Unabhängig von den Effekten im EU ETS würde eine vorzeitige Stilllegung des HKW Nord 2 dazu beitragen, die nationalen Minderungsziele für Treibhausgase zu erreichen und würde es auch der LH München deutlich erleichtern, ambitionierte Klimaschutzziele zu erreichen. Die derzeitige Unsicherheit in Bezug auf die ausgleichende Wirkung des EU ETS ist bei der Darstellung der Ergebnisse in Kapitel B3 durch eine separaten Zeile in Tabelle 3sowie durch Schraffuren in Abbildung 11 ausgewiesen.
5
23
Die zentrale Bedeutung des EU-Emissionshandels zur Erreichung des deutschen Klimaziels in Höhe von 40% bis 2020. Hermann, Cludius (Öko-Institut) 2014 www.oeko.de/oekodoc/2056/2014-631-de.pdf
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
B
Ergebnisse
1
Strompreisentwicklung
Die Strompreise werden über ein Strommarktmodell der SWM ermittelt, welches den europäischen Strommarkt modelliert. Eingangsgrößen sind die im Teil A genannten Annahmen zur Entwicklung von Energiepreisen und den europäischen Strommarkt. Ein wichtiges Ergebnis dieses Modells sind die ermittelten Großhandels-Strompreise, wie sie an den Börsen oder außerbörslichen Handelsplätzen gehandelt werden. Auf Basis dieser Preise wird der Kraftwerkseinsatz des Münchner Kraftwerkparks bestimmt. In Tabelle 1 sind die Strompreise für die betrachteten Stützjahre als jeweiliger Jahresmittelwert (entspricht damit dem sogenannten Base-Preis) aufgeführt. Tabelle 1: Szenario Szenario Szenario Szenario Szenario Szenario
2
Entwicklung der Strompreise Base (EUR2015) 1 1A 1B 2 2A 2B
2015 27,26 27,26 27,26 27,26 27,26 27,26
2020 34,89 28,36 37,89 37,67 31,24 40,66
2025 44,22 30,98 49,38 49,59 37,03 56,23
2030 45,24 33,78 53,63 51,21 41,19 62,76
2035 46,59 36,92 58,56 53,52 45,40 69,45
Ökonomische Bewertung
In Abbildung 5 sind die Kosten einer vorzeitigen Stilllegung von HKW Nord 2 in Mio. EUR für die betrachteten Jahre einer Stilllegung in 2020, 2023, 2025 und 2030 für die Szenarien 1 und 2 aufgetragen. Die Werte sind berechnet als auf das Jahr 2016 abdiskontierter entgangener Gewinn vor Steuern.
24
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
Abbildung 5: Barwert-Verlust bei einer vorzeitigen Stilllegung in den Szenarien 1 und 2
Die schraffierten Anteile in der Abbildung 5 zeigen den Anteil aus Systemdienstleistung (Regelenergie) und vermiedener Netznutzung gemäß Ansatz aus dem Abschnitt A3.7. Eine vorzeitige Stilllegung des Blocks Nord 2 bis zum Jahr 2025 führt in allen untersuchten Szenarien zu einer spürbaren finanziellen Einbuße der SWM. Es wird deutlich, dass der finanzielle Schaden einer vorzeitigen Stilllegung mit fortschreitenden Jahren einer Stilllegung stetig kleiner wird. Liegen die Kosten einer Stilllegung im Jahr 2020 im Bereich 153 Mio. EUR (Szenarium 1) bis 246 Mio. EUR (Szenarium 2), sinken dieser Werte bei einer Stilllegung im Jahr 2030 auf 26 Mio. EUR (Szenarium 1) bis 48 Mio. EUR (Szenarium 2). Da die SWM davon ausgehen, dass HKW Nord 2 sein technisch-wirtschaftliches Lebensdauerende im Jahr 2035 erreicht haben wird (Referenzfall), hat der finanzielle Schaden einer Stilllegung im Jahr 2035 den Wert 0. Das Szenario 1 „niedrige Energiepreise“ führt im Vergleich zu Szenario 2 „hohe Energiepreise“ zu geringeren Kosten einer vorzeitigen Stilllegung von HKW Nord 2. Eine wesentliche Ursache liegt in der Höhe des Erdgaspreises begründet: wird HKW Nord 2 stillgelegt, so muss ein großer Teil der Fernwärmeerzeugung auf Basis von erdgasgefeuerten Anlagen (KWK-Anlagen, Heizwerke) übernommen werden. Daher hat der Erdgaspreis einen großen Einfluss auf die Kosten der hier dargestellten Szenarien. Im Vergleich zum Gutachten 2015 führen die in diesem Gutachten getroffenen Annahmen zur zukünftigen Marktentwicklung zu deutlich geringeren Kosten einer vorzeitigen Stilllegung von HKW Nord 2. Wesentliche Treiber dieser Unterschiede sind die in den Szenarien unterstellten Entwicklungen für die Preise von Erdgas und CO2, die deutlich von den Annahmen im Gutachten 2015 abweichen.
25
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
2.1
Sensitivität „niedrige CO2-Preise“
Um unterschiedliche denkbare Intensitäten einer Klimaschutzpolitik zu betrachten, wurden zu den Szenarien 1 und 2 entsprechende Sensitivitäten betrachtet. Der Fall von wenig ambitionierten Klimaschutzzielen wird über geringe CO2-Preise abgebildet und in folgender Darstellung als Sensitivität A ausgewiesen.
Abbildung 6: Barwert-Verlust in der Sensitivität „niedrige CO2-Preise“ der Szenarien 1 und 2
Erwartungsgemäß zeigen die Sensitivitäten 1A und 2A („niedrige CO2-Preise“) deutlich höhere Kosten einer vorzeitigen Stilllegung, da diese Sensitivitäten Rahmenbedingungen abbilden, die für Steinkohle-Kraftwerke verhältnismäßig günstig sind. Dementsprechend verursacht eine vorzeitige Stilllegung von HKW Nord 2 höhere Kosten für die SWM.
2.2
Sensitivität „hohe CO2 Preise“
Ambitionierte Klimaschutzziele werden in dieser Untersuchung über hohe CO2-Preise abgebildet und in folgender Abbildung als Sensitivität B dargestellt.
26
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
Abbildung 7: Barwert-Verlust in der Sensitivität „hohe CO2-Preise“ der Szenarien 1 und 2
Unter Randbedingungen einer ambitionierten EU-weiten oder Deutschland-weiten Klimaschutzpolitik stellen sich die Kosten einer vorzeitigen Stilllegung von HKW Nord 2 deutlich geringer dar. Dies kann in den Jahren nach 2025 zu Situationen führen, in der eine marktgetriebene Stilllegung von HKW Nord 2 erfolgt, d.h. das wirtschaftliche Lebensdauerende von HKW Nord 2 erreicht wird. Vorgaben auf EU- oder Bundesebene können demnach wirksame Instrumente bereitstellen, einen Ausstieg aus der Kohleverbrennung zu forcieren. Es wird aber auch deutlich, dass eine ambitionierte Klimaschutzpolitik per se keine vorzeitige Stilllegung von HKW Nord 2 im Zeitraum bis 2025 nach sich zieht.
2.3
Kondensationsstromerzeugung
Im Gegensatz zur KWK-Stromerzeugung (d.h. Stromerzeugung mit gleichzeitiger Auskopplung von Fernwärme) steht die Kondensationsstromerzeugung (d.h. eine Stromerzeugung ohne gleichzeitige Auskopplung von Fernwärme). Diese Fahrweise ist für KWK-Anlagen mit Entnahmekondensationsdampfturbinen eine übliche Betriebsweise und trägt dazu bei, dass eine KWK-Anlage wirtschaftlich betrieben werden kann. Die Rechnungen zeigen, dass im HKW Nord 2 in allen Szenarien und Sensitivitäten auch ein großer Teil Kondensationsstrom erzeugt wird. Dies trifft hauptsächlich für die Sommermonate zu, in denen der Fernwärmebedarf gering ist. In der Abbildung 8 ist dargestellt, welche Anteile der Stromerzeugung in den jeweiligen Fällen auf Kondensationsstrom- und KWK-Stromerzeugung entfallen. Demnach nimmt die Kondensationsstromerzeugung je nach Szenario und Sensitivität einen Anteil zwischen 35% und 50% ein.
27
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
Abbildung 8: Stromproduktion aufgeteilt nach KWK- und Kondensations-Strom Stromproduktion in KWK/Kondensation Szenario 1 Sz 1 - Kondensation
Sz 1 - KWK
794 527
712
1.000
GWh
559
Sz 1A - KWK
657
817 1.000
2023
2025
2030
2.000
Sz 2 - Kondensation
2023
2025
Sz 2 - KWK
Sz 2A - Kondensation
2.000 1.500
648
GWh
497
743 1.000
2030
564
500
2020
Sz 2A - KWK
859
800
683
2025
2030
Sz 2B - KWK
440
572
340
500 0
0
2023
2030
Sz 2B - Kondensation
1.000
500
2020
2025
1.500
611
791
2023
2.000
1.000
0
223
Stromproduktion in KWK/Kondensation Szenario 2 B
Stromproduktion in KWK/Kondensation Szenario 2 A
1.500
378
0
2020
Stromproduktion in KWK/Kondensation Szenario 2
566
500
0
2020
682
1.000
500
0
Sz 1B - KWK
1.500
920
843
Sz 1B - Kondensation
2.000
GWh
GWh
1.500
500
GWh
Sz 1A - Kondensation
2.000
1.500
Stromproduktion in KWK/Kondensation Szenario 1 B
GWh
2.000
Stromproduktion in KWK/Kondensation Szenario 1 A
2020
2023
2025
2020
2030
2023
2025
2030
Welcher Kohleverbrauch anteilig dem Kondensationsbetrieb und anteilig dem KWK-Betrieb zugeordnet werden kann, ist in Abbildung 9 zu entnehmen. Dementsprechend entfallen zwischen 30% und 40% des Kohleeinsatzes auf die Kondensationsstromerzeugung. Aufgrund des höheren elektrischen Wirkungsgrads im Kondensationsbetrieb im Vergleich zu KWK-Betrieb – die ausgekoppelte Fernwärme geht als Abwärme nicht in die Berechnung ein ist der Kohleanteil für Kondensationsstromerzeugung im Vergleich zum Strom-Anteil etwas geringer.
Abbildung 9: Kohleeinsatz aufgeteilt nach KWK- und Kondensationsbetrieb Kohleanteil KWK/Kondensation Szenario 1 A
Kohleanteil KWK/Kondensation Szenario 1
GWh
2.090
4.000
1.387
1.874
1.471
6.000
Sz 1A - KWK 1.728
5.000
2.420
2.218
2.150
4.000
5.000 4.000
3.000
3.000
2.000
2.000
2.000
1.000
1.000
1.000
0
0
0
2023
2025
2020
2030
Kohleanteil KWK/Kondensation Szenario 2
2023
2025
2030
Sz 2 - Kondensation
Sz 2 - KWK 1.309
5.000 1.705
1.956
4.000
1.485
Sz 2A - Kondensation
6.000
Sz 2A - KWK 1.608
5.000
2.261
2.106
2.083
4.000
2.000
2.000
1.000
1.000
0
2020
2023
2025
2030
1.796
4.000
1.000
2030
Sz 2B - KWK
5.000
2.000
2025
2030
6.000
3.000
2023
2025
Sz 2B - Kondensation
7.000
3.000
2020
2023
Kohleanteil KWK/Kondensation Szenario 2 B
3.000
0
995
8.000
7.000
GWh
6.000
1.490
587
2020
8.000
7.000
1.795
Kohleanteil KWK/Kondensation Szenario 2 A
8.000
Sz 1B - KWK
6.000
3.000
2020
Sz 1B - Kondensation
7.000
GWh
GWh
5.000
Sz 1A - Kondensation
7.000
Sz 1 - KWK
6.000
8.000
GWh
Sz 1 - Kondensation
7.000
GWh
Kohleanteil KWK/Kondensation Szenario 1 B
8.000
8.000
1.158
1.506
895
0
2020
2023
2025
2030
Würden die SWM als Alternative zu einer Stilllegung von HKW Nord 2 im Jahr 2020 vollumfänglich auf Kondensationsstromerzeugung verzichten, liegt die finanzielle Einbuße im Bereich von 20-75 Mio. EUR. In der Abbildung 10 sind diese Beträge als hellblauer Anteil an der gesamten Säule dargestellt. Unter Rahmenbedingungen der Sensitivität B („hohe CO2-Preise“) ist der wirtschaftliche Anreiz der Kondensationsstromerzeugung aufgrund hoher CO2-Preise gering und die finanzielle Ein28
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
buße eines Verzichts auf Kondensationsstromerzeugung dürfte in Richtung 20 Mio. EUR tendieren. Unter Rahmenbedingungen der Sensitivität A („niedrige CO2-Preise“) ist der wirtschaftliche Anreiz einer Kondensationsstromerzeugung entsprechend höher. Die finanzielle Einbuße eines Verzichts auf Kondensationsstromerzeugung dürfte in Richtung 75 Mio. EUR tendieren.
Abbildung 10: Anteil des Stilllegung
Kondensationsbetriebs
am
Barwertverlust
einer
vorzeitigen
Die Zahlenangaben in den vorangegangenen Grafiken sind in folgender Tabelle zusammengefasst. Tabelle 2:
Kosten sowie Reduktion des Kohleeinsatzes und der Stromerzeugung bei vollständigem Verzicht auf Kondensationsstromerzeugung ab 2020
ab 2023
ab 2025
ab 2030
Kosten Kohle Strom
Mio. EUR GWh GWh
39 2.090 794
31 1.874 712
26 1.387 527
13 1.471 559
Kosten Szenario 1 A Kohle Strom
Mio. EUR GWh GWh
61 2.150 817
50 2.218 843
42 1.728 657
22 2.420 920
Kosten Szenario 1 B Kohle Strom
Mio. EUR GWh GWh
20 1.795 682
14 1.490 566
10 995 378
3 587 223
Kosten Kohle Strom
Mio. EUR GWh GWh
45 1.956 743
36 1.705 648
30 1.309 497
15 1.485 564
Kosten Szenario 2 A Kohle Strom
Mio. EUR GWh GWh
75 2.083 791
62 2.106 800
52 1.608 611
28 2.261 859
Kosten Szenario 2 B Kohle Strom
Mio. EUR GWh GWh
32 1.796 683
25 1.506 572
20 1.158 440
8 895 340
Szenario 1
Szenario 2
29
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
3
Ökologische Bewertung
Wie bereits in der Studie aus dem Jahr 2015 ermittelt, führt eine vorzeitige Stilllegung des HKW Nord 2 zu einer deutlichen Reduktion der CO2-Emissionen in der Stromerzeugung. Dies gilt für alle hier untersuchten Szenarien. Dieses Ergebnis erklärt sich dadurch, dass die Kraftwerke, deren Erzeugung im Strommarkt durch das HKW Nord 2 verdrängt wird, im Jahresdurchschnitt geringere CO2-Emissionen aufweisen als das Münchner HKW. Dabei handelt es sich zum einen um mit Erdgas betriebene Kraftwerke, aber auch um Kohlekraftwerke mit höherem Wirkungsgrad als er im Block Nord 2 erzielt werden kann. Zudem liegen die Emissionen des Münchner Erzeugungsmixes nach einer Stilllegung des HKW Nord 2 deutlich niedriger als vorher. Dies trägt ebenfalls wesentlich zu der insgesamt beobachteten Emissionsreduktion bei. In Abbildung 11 ist die erzielbare CO2-Reduktion durch eine vorzeitige Stilllegung des HKW Nord 2 in den beiden zentralen Energiepreisszenarien dargestellt. Zu erkennen ist dabei, dass die erzielbare CO2-Reduktion im Szenario 2 mit höheren Energiepreisen um 30% bis über 40% größer ist als im Szenario 1 mit niedrigeren Energiepreisen. Der Grund hierfür liegt in einem deutlich unterschiedlichen Anlageneinsatz in der Variante mit Betrieb des HKW Nord 2 bis zum Jahr 2034: Im Szenario 1 mit niedrigeren Energiepreisen erzeugen die SWM deutlich mehr Strom aus Erdgas als im Szenario 2. Offensichtlich ist, dass die erzielbare CO2-Einsparung abnimmt, je später das HKW Nord 2 stillgelegt wird, d.h. je näher die unterstellte Stilllegung an die ohnehin erwartete Abschaltung Ende 2034 heranrückt. Im Szenario 1 (niedrige Energiepreise) liegt die erzielbare Reduktion bei ca. 530 kt CO2 für jedes Jahr verringerte Laufzeit des Blocks. Im Szenario 2 (hohe Energiepreise) liegt dieser Wert bei ca. 730 kt CO2. Abbildung 11: CO2-Reduktion bei einer vorzeitigen Stilllegung (Szenarien 1 und 2), ohne Ausgleich durch den Emissionshandel
von
HKW
1)
1)
1)
1)
1)
¹) CO2-Einsparung entfällt, falls Ausgleich durch den Emissionshandel weiterhin erfolgt (siehe Tabelle 3)
30
Nord
2
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
Tabelle 3 stellt die Bandbreite der erzielbaren Reduktion der CO2-Emissionen in verschiedenen Kontexten dar. Tabelle 3:
Bandbreite der Reduktion der CO2-Emissionen für die untersuchten Stilllegungszeitpunkte für den Block Nord 2
Kontext
Stilllegung 2020
Stilllegung 2023
Stilllegung 2025
Stilllegung 2030
München, ohne Ausgleich durch den Emissionshandel
Mio. t
13,9 - 15,4
10,7 - 12,0
8,7 - 9,9
4,6 - 5,7
Deutschland, ohne Ausgleich durch 1) den Emissionshandel
Mio. t
8,2 - 10,6
6,4 - 8,8
5,3 - 7,5
2,1 - 3,5
Europa, mit Ausgleich durch 2) den Emissionshandel
Mio. t
~0
~0
~0
~0
1)
Ohne Berücksichtigung eines ausgleichenden Effekts durch den Emissionshandel bzw. im Fall, dass der Emissionshandel so reformiert wird, dass nationale Politiken und Maßnahmen im Bereich der Stromerzeugung bei der Regulierung der Menge der Emissionsrechte berücksichtigt werden.
2)
Im Fall, dass der Emissionshandel nur insofern reformiert wird, dass die vorgegebene Menge an verfügbaren Emissionsrechten wieder zu einer Knappheit im Markt führt, ohne Berücksichtigung von nationalen Politiken und Maßnahmen im Bereich der Stromerzeugung bei der Menge der Emissionsrechte.
Wie im Kapitel A4.5 zur Methodik der ökologischen Bewertung bereits ausgeführt, sollte als Maßstab für eine Entscheidung zum HKW Nord 2 in erster Linie der in Tabelle 3 hervorgehobene Kontext auf Deutschland ohne Ausgleich durch den Emissionshandel herangezogen werden. Sofern der Emissionshandel so reformiert wird, dass überschüssige Emissionsrechte dauerhaft vom Markt entfernt werden, nationale (oder im Fall des HKW Nord 2 ggf. kommunale) Politiken und Maßnahmen im Bereich der Stromerzeugung bei der Regulierung der Menge der Emissionsrechte jedoch nicht berücksichtigt werden, kann es ggf. zu einem teilweisen oder sogar vollständigen Ausgleich der Emissionsreduktionen durch dem Emissionshandel kommen. Ebenfalls in Tabelle 3 ausgewiesen wird die Veränderung der Emissionen auf dem Gebiet der Landeshauptstadt München in den verschiedenen Ausstiegsszenarien. Diese Darstellung sollte jedoch nicht zur Grundlage von Entscheidungen über den Betrieb des HKW gemacht werden, da sie die Frage vernachlässigt, welche Emissionen der Ausfall eines Teils der Stromerzeugung der SWM außerhalb des Stadtgebiets verursacht.
3.1
Sensitivität „niedrige CO2-Preise“
Nachfolgend sind die Auswirkungen eines energiepolitischen Umfelds dargestellt, in dem der EU-Emissionshandel auch langfristig nicht reformiert und daher die Preise für die CO2Emissionsrechte dauerhaft niedrig bleiben (Sensitivitäten 1A und 2A zu den Energiepreisszenarien). 31
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
Abbildung 12: CO2-Reduktion bei einer vorzeitigen Stilllegung von HKW Nord 2 (Sensitivitäten 1A und 2A mit niedrigen CO2-Preisen), ohne Ausgleich durch den Emissionshandel
Aus der Abbildung ist zu erkennen, dass eine solche Entwicklung nur im Falle niedriger Energiepreise (Szenario 1 bzw. Sensitivität 1A) zu einer deutlichen Veränderung führt. In diesem Fall steigt die durch die vorzeitige Stilllegung des HKW Nord 2 erzielbare CO2-Reduktion deutlich an und liegt oberhalb des entsprechenden Wertes im Energiepreisszenario 2 (hohe Energiepreise). Der wesentliche Grund hierfür ist, dass im Falle einer Kombination aus niedrigen Energiepreisen und niedrigen CO2-Preisen der Betrieb des mit Kohle gefeuerten HKW Nord 2 wirtschaftlich deutlich attraktiver ist als in den anderen Szenarien. Deshalb nimmt im Szenario 1A die im Zeitraum von 2020 bis 2034 eingesetzte Kohlemenge gegenüber dem Szenario 1 um ca. 30% zu. Korrespondierend hiermit nimmt der Einsatz der mit Erdgas gefeuerten KWK ab. Entsprechend größer ist das Potenzial zur CO2-Minderung, falls das HKW Nord 2 vorzeitig stillgelegt wird. Im Preisszenario 2 ist dieser Effekt deutlich weniger ausgeprägt.
3.2
Sensitivität „hohe CO2-Preise“
Als zweite Sensitivität für das energiepolitische Umfeld wird der Fall betrachtet, dass die EU eine sehr ambitionierte Klimaschutzpolitik entwickelt, in dem der Emissionshandel eine große Rolle spielt und daher die Preise für die Emissionsrechte langfristig deutlich ansteigen (Sensitivitäten 1B und 2B zu den Energiepreisszenarien).
32
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
Abbildung 13: CO2-Reduktion bei einer vorzeitigen Stilllegung von HKW Nord 2 (Sensitivitäten 1B und 2B mit hohen CO2-Preisen), ohne Ausgleich durch den Emissionshandel
Diese Abbildung zeigt, dass in beiden Sensitivitäten die durch die vorzeitige Stilllegung von HKW Nord 2 erzielbare CO2-Reduktion deutlich geringer ist als in den zugehörigen BasisEnergiepreisszenarien. Der Grund hierfür liegt darin, dass der Betrieb des HKW Nord 2 aufgrund der massiv ansteigenden Kosten für die Emissionsrechte ökonomisch wesentlich unattraktiver wird und die Einsatzmenge von Kohle deutlich reduziert wird (im Szenario 1B um ca. 30% gegenüber dem Szenario 1 und im Szenario 2B um ca. 18% gegenüber Szenario 2, jeweils im Zeitraum von 2020 bis 2034). Korrespondierend hiermit wird der Einsatz von Erdgas in den KWK-Anlagen der SWM erhöht und die CO2-Emissionen aus den SWM-Anlagen werden deutlich reduziert. Entsprechend kleiner ist das Potenzial zur zusätzlichen CO2Minderung, falls das HKW Nord 2 vorzeitig stillgelegt wird.
3.3
Kondensationsstromerzeugung
In Kapitel B2.3 wurde erläutert, welche Anteile des Kohleeinsatzes im HKW Nord 2 auf die Erzeugung von Strom im Kondensationsbetrieb der Anlage entfallen. Für eine emissionsseitige Bewertung dieses Betriebsmodus‘ wurden die aus dem Einsatz dieser Kohlemengen entstehenden CO2-Emissionen berechnet. Von diesen Emissionen wurden dann die Emissionen subtrahiert, die sich aus den im Kondensationsmodus erzeugten Strommengen und den in Kapitel A4.5 beschriebenen statischen Emissionsfaktoren des Verdrängungsmixes Strom ergeben. Im Ergebnis zeigt sich, dass die Emissionen der Erzeugung von Kondensationsstrom im HKW Nord 2 in allen Jahren des betrachteten Zeitraums (2020 bis 2034) höher liegen als die Emis-
33
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
sionen des Verdrängungsmixes. Dementsprechend würde ein Verzicht auf die Erzeugung von Kondensationsstrom im HKW Nord 2 zu einer Emissionsreduktion führen. Die nachfolgende Tabelle zeigt das Ergebnis dieser Berechnung. Dabei ist zum einen zu erkennen, dass sich der Umfang der Erzeugung von Kondensationsstrom zwischen den Preisszenarien 1 und 2 kaum unterscheidet. Dementsprechend ist die CO2-Reduktion bei Verzicht auf diesen Betriebsmodus in beiden Szenarien ähnlich groß. Deutlich sind dagegen die Unterschiede in den Sensitivitäten zum CO2-Preis: Bei niedrigen CO2-Preisen (Szenarien 1A und 2A) ist der Kondensationsbetrieb des HKW Nord 2 in deutlich mehr Stunden des Jahres wirtschaftlich als in den zugehörigen Referenzszenarien 1 und 2. Umgekehrt reduziert ein hoher CO2-Preis die Stunden mit Kondensationsbetrieb des HKW Nord 2 bereits deutlich, so dass durch einen Verzicht auf diesen Modus eine deutlich geringere Einsparung realisiert werden kann. Tabelle 4:
CO2-Reduktion bei vollständigem Verzicht auf die Erzeugung von Kondensationsstrom im HKW Nord 2 ab einem Stichjahr, ohne Ausgleich durch den Emissionshandel ab 2020
ab 2023
ab 2025
ab 2030
kt
1.199
1.061
954
568
Szenario 1 A (Sensitivität: niedrige CO2-Preise)
kt
1.804
1.657
1.533
951
Szenario 1 B (Sensitivität: hohe CO2-Preise)
kt
625
510
425
229
kt
1.097
973
878
526
Szenario 2 A (Sensitivität: niedrige CO2-Preise)
kt
1.678
1.540
1.424
888
Szenario 2 B (Sensitivität: hohe CO2-Preise)
kt
772
659
574
320
Szenario 1 (niedrige Energiepreise)
Szenario 2 (hohe Energiepreise)
In der nachfolgenden Abbildung wird die CO2-Reduktion bei Verzicht auf die Erzeugung von Kondensationsstrom als Teil der gesamten CO2-Reduktion bei einer vorzeitigen Stilllegung des HKW Nord 2 ausgewiesen. Hierbei ist zu erkennen, dass der Verzicht auf den Kondensationsbetrieb nur einen kleineren Teil der im Falle einer Stilllegung der Anlage möglichen CO2Reduktion ausmacht. Dieser Anteil liegt in den meisten Fällen zwischen 15 und 20%.
34
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
Abbildung 14: Aufteilung der CO2-Reduktion bei einer vorzeitigen Stilllegung von HKW Nord 2 nach Anteilen für Kondensationsstromerzeugung und KWK-Betrieb, ohne Ausgleich durch den Emissionshandel CO2-Reduktion bei Exit Nord 2 Szenario 1
CO2-Reduktion bei Exit Nord 2 Szenario 1A
Sz 1 - KWK
16.000
Sz 1A - Kondensation
16.000
14.000
Sz 1A - KWK
14.000
12.000
10.000
10.000
1.199 954
4.000
Sz 2 - KWK
2.000 0
6.000 4.000
10.000
1.097 973
6.000 4.000
878 526
8.000
16.000
Sz 2A - KWK
14.000
1.678 1.424
6.000 4.000
425
229
888
Sz 2B - Kondensation
Sz 2B - KWK
12.000 10.000 8.000 6.000
772 659
4.000
2.000
2.000
2.000
0
0
0
3.4
510
CO2-Reduktion bei Exit Nord 2 Szenario 2B
Sz 2A - Kondensation
1.540
625
18.000
12.000
kt CO2
kt CO2
12.000
8.000
0
14.000
Sz 1B - KWK
10.000
2.000
16.000
Sz 1B - Kondensation
12.000
CO2-Reduktion bei Exit Nord 2 Szenario 2A
Sz 2 - Kondensation
14.000
8.000
951
18.000
16.000
1.533
6.000
CO2-Reduktion bei Exit Nord 2 Szenario 2 18.000
10.000
1.657
8.000 4.000
568
2.000 0
1.804
kt CO2
1.061
18.000
kt CO2
Sz 1 - Kondensation
14.000 12.000
kt CO2
kt CO2
16.000
8.000 6.000
CO2-Reduktion bei Exit Nord 2 Szenario 1B
18.000
18.000
574 320
Exkurs: Differenzierung der CO2-Emissionen der von den SWM eingesetzten Brennstoffe nach Lieferländern
Im Rahmen dieser Studie werden nur die direkten Emissionen aus den Prozessen zur Energieumwandlung bewertet, im Wesentlichen sind dies die Verbrennungsprozesse fossiler Brennstoffe. Im Zusammenhang mit dem Abbau, der Aufbereitung und dem Transport fossiler Brennstoffe kommt es jedoch zu weiteren Emissionen, die als der Verbrennung vorgelagerte Emissionen entlang der Prozesskette bezeichnet werden. Bei Kohle handelt es sich hierbei vor allem um die Emissionen aus Grubengas beim Abbau der Kohle sowie die Emissionen des Transports von der Mine bis zum Kraftwerk in München, ggf. einschließlich des Seetransports bei Importen aus Übersee. Bei Erdgas sind insbesondere die Leckagen bei der Förderung und der Energieaufwand für die Kompressoren der Ferngasleitungen relevant. Hierbei kann unterschieden werden zwischen den Emissionen an CO2 sowie den gesamten Emissionen an Treibhausgasen, ausgedrückt in CO2-Äquivalenten (CO2e), die neben CO2 unter anderem Methan umfassen. An dieser Stelle soll mit einer kurzen Analyse dargestellt werden, wie groß der Einfluss dieser vorgelagerten Prozesse auf die Ergebnisse der ökologischen Bewertung ist und welche Effekte die Beschaffung von Kohle aus verschiedenen Förderländern durch die SWM auf die indirekten Emissionen hat. Als Grundlage für diese Analyse dienen Daten aus dem GEMISModell6 sowie grobe Abschätzungen des Öko-Instituts. In den Jahren 2010 bis 2015 haben die SWM Kohle mit wechselnden Anteilen aus verschiedenen Förderländern bezogen, darunter europäische Länder sowie Länder in Übersee. Inso-
35
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
fern können diese Jahre als gut repräsentativ für die Spannweite des Einflusses der Vorketten auf die Emissionen aus der Verwendung von Kohle aus verschiedenen Förderländern angesehen werden. Für die direkten CO2-Emissionen aus der Verbrennung von Kohle wurde im Rahmen dieses Gutachtens ein Emissionsfaktor von 330 kg CO2 pro MWh Brennstoff angesetzt. Bei Einbezug weiterer Treibhausgase steigt dieser Wert geringfügig auf 335 kg CO2e pro MWh Brennstoff. Die vorgelagerten Emissionen lagen in diesem Zeitraum bei durchschnittlich 29 kg CO2 pro MWh Brennstoff (bzw. bei Einbezug weiterer Treibhausgase bei 51 kg CO2e pro MWh Brennstoff). Dementsprechend lag die Summe aus direkten und vorgelagerten Emissionen in diesen sechs Jahren durchschnittlich bei 359 kg CO2 bzw. 386 kg CO2e pro MWh Brennstoff.7 Die Höhe dieser gesamten Emissionen ist nur in geringem Umfang von der Herkunft der eingesetzten Kohle abhängig. Dies zeigt die nachfolgende Grafik, in der die prozentuale Abweichung der gesamten Emissionen der Jahre 2010 bis 2015 von den angegebenen Durchschnittswerten dargestellt ist. Abbildung 15: Abweichung der Summe aus direkten und vorgelagerten Emissionen je Energieeinheit Kohle vom Durchschnittswert der Jahre 2010 bis 2015
Die Darstellung zeigt, dass die gesamten Emissionen je Energieeinheit Kohle innerhalb dieses Zeitraums bei CO2 um knapp 4% und bei den gesamten Treibhausgasen um gut 7% ge-
6
7
36
Globales Emissions-Modell integrierter Systeme, Version 4.94, Website: http://www.iinas.org/gemis-de.html. Zum Vergleich: Bei Erdgas können direkte CO2-Emissionen von 201 kg/MWh und direkte Treibhausgas-Emissionen von 202 kg CO2e/MWh angesetzt werden. Die vorgelagerten CO2-Emissionen betragen hier je nach Herkunftsland zwischen 20 und 30 kg/MWh. Bei den gesamten Treibhausgasen liegt der Aufschlag für die indirekten Emissionen bei 33 bis 62 kg CO2e/MWh und damit deutlich höher als beim CO2. Dies liegt im Wesentlichen an den Methanverlusten entlang der Pipelines. (Alle Zahlen beziehen sich auf den unteren Heizwert des Gases.)
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
schwankt haben. Der Einfluss der Lieferländer die Höhe der klimarelevanten Emissionen aus dem Einsatz von Kohle ist daher als gering anzusehen.
3.5
Exkurs: Qualitative Bewertung der Emissionen an Luftschadstoffen aus dem HKW Nord 2
Kohlekraftwerke stoßen neben den global wirkenden Treibhausgas-Emissionen auch Luftschadstoffe aus, die lokal oder regional schädigende Wirkung haben. Hierbei sind Stickstoffoxide (NOx), Schwefeloxide (SOx), Staub und das Schwermetall Quecksilber (Hg) besonders relevant. Allerdings sind bei den Stickstoffoxiden und beim Staub wie auch bei Kohlenmonoxid (CO) nicht Kraftwerke die Hauptverursacher, sondern der Straßenverkehr und Heizungsanlagen. Das HKW Nord verfügt über moderne Abgasreinigungsanlagen, die einen Großteil der Schadstofffracht aus den Abgasen entfernt. Gemäß den Umwelterklärungen des SWM Geschäftsbereichs Versorgung und Technik und einem aktuellen Gutachten des Ifeu-Instituts für die SWM wurden im HKW Nord 2 in den vergangenen Jahren folgende Schadstofffrachten freigesetzt: Tabelle 5:
Schadstofffrachten aus dem Betrieb des HKW Nord 2 2012
2013
2014
Stickstoffoxide (NOx)
t
1.220
1.355
1.163
Schwefeloxide (SOx)
t
169
204
158
Staub
t
25,9
31,2
48,2
kg
k.A.
k.A.
7,2
Quecksilber (Hg)
Zu den gravierenden Problemen mit zu hohen lokalen Stickoxid-Belastungen, wie sie in München ähnlich wie in anderen Großstädten auftreten, trägt das HKW Nord 2 nur zum kleinen Teil bei. Entscheidend sind hier die Emissionen aus dem Straßenverkehr.8 Dennoch würde eine Reduktion der Stickoxid-Emissionen am Standort Unterföhring dazu beitragen, die Belastung in der Region München zu verringern. Quecksilber ist ein Schwermetall, das für Menschen bereits in sehr geringen Konzentrationen zu gesundheitlichen Schäden führen kann. Die Kohle- und Müllverbrennung gelten als wichtigste Quellen für die Emission von Quecksilber in die Luft in Deutschland. Allerdings entsteht die Belastung von Menschen durch Quecksilber in Deutschland vor allem über den Verzehr von belastetem Fisch und durch Zahnfüllungen aus Amalgam.
8
37
So stellt die Regierung von Oberbayern in der 6. Fortschreibung des Luftreinhalteplans für die Stadt München fest, dass ca. zwei Drittel der lokalen NO2-Immissionsbelastung am hoch belasteten Messpunkt in der Landshuter Allee vom lokalen Verkehr verursacht werden.
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
Eine aktuelle Studie des Ifeu-Instituts für die SWM hat die Emissionen an Quecksilber aus den drei Blöcken des HKW Nord analysiert.9 In der Studie wurde festgestellt, dass Block 2 den aktuell geltenden Grenzwert für die Konzentration des Schwermetalls im Abgas deutlich unterschreitet. Dies gilt auch für den ab 2019 geltenden, verschärften Grenzwert. Das HKW Nord 2 ist demnach eines der deutschen Steinkohlekraftwerke mit den geringsten QuecksilberKonzentrationen im Abgas. Der Beitrag des HKW Nord (Block 2 plus Müllverbrennung) an der Quecksilberdeposition in München war demnach im Jahr 2014 mit ca. 2,3% sehr gering. Allerdings fordern verschiedene Akteure, darunter das Umweltbundesamt, die Grenzwerte für Quecksilber im Abgas von Kraftwerken drastisch weiter abzusenken. So gilt in den USA seit April 2015 ein sehr geringer Grenzwert von 1,5 µg/Nm³ Abluft. Dieser Grenzwert wurde vom HKW Nord 2 im Jahr 2014 knapp eingehalten, in den Vorjahren lagen die Emissionen über diesem Wert. Sollte der Empfehlung des UBA entsprochen werden, so müssten die SWM ggf. weitere Minderungsmaßnahmen ergreifen.
3.6
Fazit zur ökologischen Bewertung
Im Mittelpunkt der ökologischen Bewertung steht die Auswirkung einer vorzeitigen Stilllegung des HKW Nord 2 auf die CO2-Emissionen unter Einbezug der sich in diesem Fall verändernden Stromerzeugung in den Kraftwerken der SWM. Hierzu wurde festgestellt, dass die vorzeitige Stilllegung von HKW Nord 2 zu einer deutlichen Emissionsreduktion führen kann, sofern diese nicht durch den EU-Emissionshandel ausgeglichen wird. Dieses Ergebnis ist robust über alle betrachteten Energiepreisszenarien und deren Sensitivitäten hinweg. Zur Belastung mit Luftschadstoffen im Ballungsraum München trägt das HKW Nord 2 nur untergeordnet bei. Die Hauptverursacher sind der Straßenverkehr und Heizungsanlagen. Unabhängig hiervon würde eine vorzeitige Stilllegung des HKW Nord 2 auch zu einer - wenn auch geringfügigen - Entlastung der Immissionssituation im Großraum München führen.
4
Bewertung der Versorgungssicherheit
München hat eine sehr hohe Strom-Versorgungssicherheit, nicht zuletzt auf Grund der Schwarzstart- und Inselnetzfähigkeit. Bei einem deutschland- und/oder europaweiten Stromausfall besteht durch die Inselnetzfähigkeit die Möglichkeit die Stromversorgung ohne Stromlieferung aus dem europäischen Verbundnetzes weiterhin sicher aufrechtzuerhalten. Alle denkbaren Folgeschäden durch einen langfristigen Stromausfall können vermieden werden, insbesondere auch an und in kritischen
9
38
Ifeu-Institut (2016): Bewertung der Emissionen von Quecksilber aus dem Heizkraftwerk Nord. Studie im Auftrag der SWM Services GmbH, München
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
Infrastrukturen. Die Inselnetzfähigkeit beschreibt die Fähigkeit einer sicheren und unabhängigen Stromversorgung eines begrenzten Versorgungsgebietes, z.B. München, Berlin etc. Die Inselnetzfähigkeit von München stellt einen hohen volkswirtschaftlichen Nutzen dar und hat entscheidende Vorteile für das Netz der SWM und die gesamte TenneT-Regelzone. Wichtige Voraussetzung für das Konzept Inselnetzfähigkeit ist u. a. eine stetig verfügbare ausreichende Einspeiseleistung aus sicheren, stabilen und regelbaren Erzeugungseinheiten wie im HKW Nord 2 mit ca. 340 MW. Darüber hinaus leistet das HKW Nord 2 u. a. auf Grund seiner Schwarzstartfähigkeit einen entscheidenden Beitrag zu dieser hohen Versorgungssicherheit. In einer von den SWM beauftragten Studie zum Thema „Bewertung von Vorsorgemaßnahmen gegen langdauernde Stromausfälle“ durch die Firma E-Bridge werden u. a. die Bedeutung und der Nutzen der durch die SWM ergriffenen Maßnahmen unter Ausnutzung der Inselnetzund Schwarzstartfähigkeit der im Verteilnetz der SWM angeschlossenen Erzeugungsanlagen sowie die Auswirkungen von Versorgungsunterbrechungen beschrieben. 10 In den Szenarien mit Stilllegung von HKW Nord 2 sind im Bereich der Versorgungssicherheit Strom keine adäquaten Kompensationsmaßnahmen berücksichtigt worden. Alle StilllegungsSzenarien gehen daher mit einem Verlust an Versorgungssicherheit der Stadt München im Falle eines weiträumigen Stromausfalls in Deutschland einher. Falls dies kompensiert werden soll, würden entsprechende zusätzliche Kosten entstehen. Generell sind die Wertbeiträge des HKW Nord 2 aus der Versorgungssicherheit Strom beziehungsweise der Verlust dieser Wertbeiträge im Falle einer Stilllegung nicht in die Berechnungen und ökonomische Bewertung eingegangen. Nachfolgende Auflistung zeigt jedoch eine hohe Relevanz des Themas Versorgungssicherheit: •
Stilllegungs-Szenarien nehmen einen Verlust der Inselnetzfähigkeit in Kauf
•
Ohne den Beitrag von HKW Nord 2 wird ein Netzwiederaufbau deutlich erschwert.
•
Die SWM-Infrastruktur spart sich über 10 Mio. EUR pro Stunde vermiedener Versorgungsunterbrechung (Qualitätselement der Anreizregulierung)
•
Der wirtschaftliche Schaden für den Wirtschaftsstandort München dürfte bei einer Versorgungsunterbrechung jedoch schnell in zweistellige Millionenbeträge gehen.
•
Darüber hinaus leistet das HKW Nord 2 einen wichtigen Beitrag für eine sichere Stromversorgung in Süddeutschland.
Die Versorgungssicherheit im Bereich der Fernwärme hingegen läßt sich durch den Bau von Heizwerken gewährleisten. Dies ist in der ökonomischen Bewertung bereits enthalten (siehe Abschnitt A3.8).
10
Quelle E-Bridge - Studie: „Bewertung von Vorsorgemaßnahmen gegen langdauernde Stromausfälle“
39
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
5
Zusammenfassung der Ergebnisse
Eine vorzeitige Stilllegung des HKW Nord 2 würde zu erheblichen Emissionsreduktionen im Bereich der Stromerzeugung führen, zugleich aber für die SWM erhebliche betriebswirtschaftliche Nachteile mit sich bringen. In Tabelle 6 sind die Ergebnisse zusammengefasst. Der finanzielle Schaden für die SWM ist ausgedrückt als Minderung des Gewinns vor Steuern im Zeitraum bis 2035 und wurde als Barwert auf das Jahr 2016 umgerechnet.
Tabelle 6:
Zusammenfassung zur ökologischen und ökonomischen Bewertung
Kontext
Stilllegung 2020
Stilllegung 2023
Stilllegung 2025
Stilllegung 2030
Reduktion CO2-Emissionen in München, ohne Ausgleich durch den Emissionshandel
Mio. t
13,9 - 15,4
10,7 - 12,0
8,7 - 9,9
4,6 - 5,7
Reduktion CO2-Emissionen in Deutschland, ohne Ausgleich durch 1) den Emissionshandel
Mio. t
8,2 - 10,6
6,4 - 8,8
5,3 - 7,5
2,1 - 3,5
Reduktion CO2-Emissionen in Europa, mit Ausgleich durch 2) den Emissionshandel
Mio. t
~0
~0
~0
~0
Finanzieller Schaden der SWM bei einer Stilllegung von HKW Nord 2
Mio. €
153 - 314
106 - 216
78 - 160
26 - 53
1)
Ohne Berücksichtigung eines ausgleichenden Effekts durch den Emissionshandel bzw. im Fall, dass der Emissionshandel so reformiert wird, dass nationale Politiken und Maßnahmen im Bereich der Stromerzeugung bei der Regulierung der Menge der Emissionsrechte berücksichtigt werden.
2)
Im Fall, dass der Emissionshandel nur insofern reformiert wird, dass die vorgegebene Menge an verfügbaren Emissionsrechten wieder zu einer Knappheit im Markt führt, ohne Berücksichtigung von nationale Politiken und Maßnahmen im Bereich der Stromerzeugung bei der Menge der Emissionsrechte.
Im Vergleich zu den Ergebnissen der Studie von 2015 haben sich die Schätzungen zum finanziellen Schaden für die SWM um etwa 50% reduziert. Grund hierfür sind die aus heutiger Sicht niedriger angesetzten Preisentwicklungen für Erdgas und die höher angesetzten Preise für CO2. Dem finanziellen Schaden für die SWM steht eine erhebliche Reduktion von CO2-Emissionen gegenüber. Wie in Kapitel B3 beschrieben, ist bei der Reduktion von CO2-Emissionen der Bezug auf den räumlichen Kontext zu beachten: Beschränkt man sich bei der Betrachtung der CO2-Reduktion auf München, so wirkt die Stilllegung von HKW Nord 2 unmittelbar aufgrund der Einsparung von Steinkohle und ihres nur teilweisen Ersatzes durch Erdgas. Diese Betrachtung berücksichtigt jedoch nicht, dass ein Teil der fehlenden Strommenge des HKW Nord 2 dann von anderen Stromerzeugungsanlagen 40
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
außerhalb Münchens erzeugt werden muss. Der Effekt der Produktionsverlagerung findet sich im deutschlandweiten Kontext wieder. Daher sollte die Veränderung der Emissionen in München nicht ausschlaggebend für die ökologische Bewertung einer Entscheidung zur Stilllegung von HKW Nord 2 sein. Die Ergebnisse zur Emissionsreduktion bei Betrachtung der Bilanz in Deutschland ohne Ausgleich durch den Emissionshandel liegen etwa in der gleichen Höhe wie in der Studie von 2015. Aufgrund der gewählten Annahmen für die Szenarien und die Verwendung eines statischen Emissionsfaktors für den Verdrängungsmix Strom hat sich die Bandbreite der Schätzungen deutlich reduziert. Wie in Kapitel A4.5 ausgeführt, kann sich im europäischen Kontext je nach konkreter Wirksamkeit des Emissionshandels aber auch ein deutlich geringerer CO2-Einsparungseffekt einstellen – möglicherweise auch bis zum Wert Null.
Eine Größe, die die ökonomische und ökologische Bewertung einer Stilllegung von HKW Nord 2 auf eine Kennzahl verdichtet, sind die spezifischen CO2-Vermeidungskosten für die SWM. Zur Orientierung können die spezifischen Kosten der CO2-Vermeidung für die SWM aus den Ergebnissen ermittelt werden. Diese liegen bei einer Stilllegung im Jahr 2020 in den beiden zentralen Preisszenarien bei 19 bis 23 EUR/t CO2 bei einer Stilllegung im Jahr 2020 und sinken auf 12 bis 14 EUR/t CO2 bei Stilllegung im Jahr 2030. Unter Berücksichtigung der Sensitivitäten zur Entwicklung der CO2-Preise liegt die Spannweite der Vermeidungskosten bei 10 bis 35 EUR/t CO2. Diese Kennzahl beschreibt die spezifischen Kosten der in dieser Studie ausgewiesenen Emissionsvermeidung aus betriebswirtschaftlicher Sicht der SWM. In einer volkswirtschaftlichen Perspektive würden Kosten und Nutzen anders bilanziert. Daher sind die genannten Kosten der CO2-Vermeidung für die SWM nicht mit volkswirtschaftlichen Vermeidungskosten vergleichbar. Es kann aber festgehalten werden, dass die SWM unter den getroffenen Annahmen durch eine vorzeitige Stilllegung des HKW Nord 2 zu den oben angegebenen betriebswirtschaftlichen Kosten dazu beitragen könnten, globale volkswirtschaftliche Schadenskosten in Höhe von ca. 160 EUR/t CO2 im Jahr 2030 zu vermeiden.11
Aufgrund der großen Bandbreite des finanziellen Schadens einer vorzeitigen Stilllegung für die SWM lässt sich in diesem Gutachten keine Aussage hinsichtlich eines Datums einer vorzeitigen Stilllegung treffen. Insofern bestätigt sich das Gutachten aus dem Jahr 2015. Die in dieser Studie ermittelten, im Vergleich zum Gutachten von 2015 deutlich geringeren Werte für den finanziellen Schaden der SWM und die CO2-Vermeidungskosten zeigen jedoch, dass in Abhängigkeit von der erwarteten Entwicklung der Energiepreise eine vorzeitige Stilllegung von HKW Nord 2 möglich werden könnte. Im Falle, dass die Klimaschutzpolitik sehr ambitionierte Ziele zur Minderung von Treibhausgasen setzt und sich diese in erheblich ansteigenden Kosten für die Emissionsrechte nieder-
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Vgl. hierzu die zu Beginn des Kapitels A4.5 zitierten Bandbreiten nach einer Schätzung des Umweltbundesamtes.
Untersuchung unterschiedlicher Szenarien zum Ausstieg aus der Kohleverbrennung am Standort Nord
schlagen, wie sie in den entsprechenden Sensitivitäten zu den Preisszenarien unterstellt wurde, könnte im Zeitraum um das Jahr 2030 eine marktgetriebene vorzeitige Stilllegung von HKW Nord 2 erfolgen.
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