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Endbericht

Full text: Endbericht

www.ecofys.de

Auswirkungen des europäischen Emissionshandelssystems auf die deutsche Industrie
Endbericht Projektträger Umweltstiftung WWF Deutschland gefördert durch Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, Umweltbundesamt sowie Umweltstiftung WWF Deutschland
Öko-Institut e.V. Novalisstraße 10 D-10115 Berlin Tel.: (030) 280 486-80 Fax: (030) 280 486-88 www.oeko.de DIW Berlin Königin-Luise-Straße 5 D-14195 Berlin Tel.: (030) 897 89-0 Fax: (030) 897 89-200 www.diw.de ECOFYS GmbH Eupener Straße 59 D-50933 Köln Tel.: (0221) 510 907-0 Fax: (0221) 510907-49 www.ecofys.de Berlin/Köln, den 1. September 2003

www.oeko.de

www.diw.de

Dr. Felix Chr. Matthes (Öko-Institut, Projektleitung) Dipl.-Volksw. Martin Cames (Öko-Institut) Dipl.-Ing. Odette Deuber (Öko-Institut) Dipl.-Ing. Julia Repenning (Öko-Institut) Dipl.-Ing. Matthias Koch (ECOFYS) Dr. Jochen Harnisch (ECOFYS) Dipl.-Volksw. Michael Kohlhaas (DIW Berlin) Dipl.-Volksw. Katja Schumacher (DIW Berlin) Dr. Hans-Joachim Ziesing (DIW Berlin)

Dieses Projekt wurde finanziell vom Bundesumweltministerium und vom Umweltbundesamt gefördert. Die Förderer übernehmen keine Gewähr für die Richtigkeit, die Genauigkeit und Vollständigkeit der Angaben sowie für die Beachtung privater Rechte Dritter. Die geäußerten Ansichten und Meinungen müssen nicht mit denen der Förderer übereinstimmen.

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Inhaltsverzeichnis
1 2 EINLEITUNG UND AUFTRAG .............................................................................................. 11 EMISSIONSHANDEL IN DER AKTUELLEN WISSENSCHAFTLICHEN DISKUSSION ............................................................................................................................. 13 2.1 2.2 VORBEMERKUNGEN ........................................................................................................ 13 „THE ECONOMIC EFFECT OF EU-WIDE INDUSTRY-LEVEL EMISSION TRADING TO REDUCE GREENHOUSE GASES – RESULTS FROM PRIMES ENERGY SYSTEM MODEL“ .............................................................................................. 13 2.3 2.4 2.4.1 2.4.2 2.4.3 2.4.4 2.4.5 3 GETS 3 – GREENHOUSE GAS AND ENERGY TRADING SIMULATIONS .............................. 15 „ZERTIFIKATEHANDEL FÜR CO2-EMISSIONEN AUF DEM PRÜFSTAND“ ............................ 21 Fragestellung und Methodik .......................................................................................... 21 Konzeptionelle Analyse des EU-Richtlinienentwurfs ..................................................... 22 Die Analyse mit dem angewandten Gleichgewichtsmodell code TM ............................. 22 Die Analyse mit dem RWI-Modellsystem ....................................................................... 28 Zusammenfassung und Fazit .......................................................................................... 33

SIMULATION VERSCHIEDENER AUSGESTALTUNGSVARIANTEN FÜR EINEN EU-EMISSIONSHANDEL IN DEUTSCHLAND ................................................................... 36 3.1 3.1.1 3.1.2 3.1.3 3.1.4 3.2 3.3 3.3.1 3.3.2 3.3.3 3.3.4 3.3.5 3.4 3.5 3.6 3.6.1 3.6.2 3.6.3 3.6.4 3.6.5 MODELLBESCHREIBUNG ................................................................................................. 36 Ziel und Aufbau des Modells .......................................................................................... 36 Voreinstellung und Eingangsdatensätze......................................................................... 38 Modell- und Kontrollfunktionen ..................................................................................... 41 Berechnung der Vermeidungspotenziale und Bestimmung der Kostenbelastung verschiedener Varianten der Primärallokation.............................................................. 41 DATENGRUNDLAGEN ...................................................................................................... 44 ENTWICKLUNG DER CO2-EMISSIONEN VON 1990 BIS 2001 ............................................. 46 Entwicklung der CO2-Emissionen aus dem Endenergieverbrauch der Industrie........... 46 Entwicklung der CO2-Emissionen aus den Industriekraftwerken................................... 49 Entwicklung der CO2-Emissionen aus den Kraftwerken der allgemeinen Versorgung und der Fernwärmeerzeugung.................................................................... 54 Entwicklung der nicht-energiebedingten CO2-Emissionen in der Industrie................... 57 Entwicklung der gesamten Emissionen von Bergbau, Industrie, Stromerzeugung der öffentlichen Elektrizitätsversorgung und Fernwärme von 1990 bis 2001................ 58 PROJEKTIONEN FÜR DIE CO2-EMISSIONEN BIS 2010........................................................ 59 ERFASSUNGSGRAD DES EU-RICHTLINIENVORSCHLAGS .................................................. 65 VARIANTEN FÜR DIE ALLOKATION VON EMISSIONSRECHTEN FÜR DEUTSCHLAND IM JAHR 2010 ......................................................................................... 72 Vorbemerkungen ............................................................................................................ 72 Allokationsvarianten auf Grundlage ausgewählter Basisjahre...................................... 73 Allokationsvarianten auf Grundlage differenzierter Branchenziele............................... 77 Allokationsvarianten unter Berücksichtigung spezifischer Aspekte ............................... 80 Allokationsvarianten auf Basis kostenorientierter Kenngrößen..................................... 84

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3.6.6 3.6.7 3.7 3.7.1 3.7.2 3.7.3 3.7.4 3.7.5 3.8 3.9 3.9.1 3.9.2 3.9.3 3.9.4 3.9.5 3.9.6 3.9.7 3.9.8 4

Spezifische Allokationsvarianten für die öffentliche Stromversorgung .......................... 87 Allokation mit Teilauktionierung.................................................................................... 90 VERMEIDUNGSKOSTEN ................................................................................................... 93 Einführung...................................................................................................................... 93 Die CO2-Vermeidungskostenkurve in der Variante „Perfect policy“ ............................ 94 Der Einfluss der Brennstoffpreise und Zinssätze auf die Vermeidungskosten ............... 97 Varianten der Umsetzung von Maßnahmen ................................................................. 100 Zusammenfassung der Vermeidungsoptionen .............................................................. 103 ZERTIFIKATSPREISNIVEAUS .......................................................................................... 104 BERECHNUNGSERGEBNISSE .......................................................................................... 110 Gesamtbilanz................................................................................................................ 110 Allokationsvarianten auf Grundlage ausgewählter Basisjahre.................................... 114 Allokationsvarianten auf Grundlage differenzierter Branchenziele............................. 117 Allokationsvarianten mit Berücksichtigung spezifischer Aspekte ................................ 120 Allokationsvarianten auf Basis wertschöpfungsorientierter Kenngrößen.................... 123 Spezifische Allokationsvarianten für die öffentliche Stromversorgung ........................ 125 Allokation mit Teilauktionierung.................................................................................. 127 Zusammenfassung ........................................................................................................ 129

WIRTSCHAFTLICHE AUSWIRKUNGEN ALTERNATIVER ALLOKATIONSVERFAHREN ............................................................................................. 134 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 VORBEMERKUNG .......................................................................................................... 134 ERSTVERTEILUNG UND WIRTSCHAFTLICHE THEORIE .................................................... 134 EINZELWIRTSCHAFTLICHE ANPASSUNGSREAKTIONEN .................................................. 137 GESAMTWIRTSCHAFTLICHE ANPASSUNGSMECHANISMEN............................................. 138 EINIGE VORLÄUFIGE SCHLUSSFOLGERUNGEN ............................................................... 141

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ZUSAMMENFASSUNG UND SCHLUSSFOLGERUNGEN.............................................. 143 5.1 5.2 ZUSAMMENFASSUNG .................................................................................................... 143 SCHLUSSFOLGERUNGEN ................................................................................................ 150

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LITERATUR ............................................................................................................................ 151

ANHANGBAND

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Abbildungsverzeichnis

Abbildung 2-1: Abbildung 2-2: Abbildung 2-3: Abbildung 3-1: Abbildung 3-2: Abbildung 3-3: Abbildung 3-4: Abbildung 3-5: Abbildung 3-6: Abbildung 3-7:

Gesamtkostenvergleich verschiedener Emissionshandelssysteme für die EU und Deutschland ......................................................................... 14 Grenzvermeidungskosten innerhalb der EU unter verschiedenen Handelsszenarien.......................................................................................... 15 Mögliche Aufwendungen und Erlöse deutscher Sektoren im europäischen Emissionshandel, 2005-2017.................................................. 19 Benutzeroberfläche der Steuerungseinheit von SIMET ............................... 39 Programmablauf von SIMET (schematisch) ................................................ 43 Spezifische Emissionen in den Kraftwerken der öffentlichen Elektrizitätsversorgung, 2000 und 2010....................................................... 88 Vermeidungskostenkurve der CO2-Minderungsmassnahmen der Stromwirtschaft und der Industrie in Deutschland für das Jahr 2010 .......... 95 CO2-Vermeidungskostenkurve für die Stromerzeugung.............................. 96 CO2-Vermeidungskostenkurve für die Eisen- und Stahlindustrie................ 97 CO2-Vermeidungskostenkurve für die deutsche Stromwirtschaft und Industrie im Jahre 2010, in Abhängigkeit von den Brennstoffpreisen ......................................................................................... 98 CO2-Vermeidungskostenkurve für die deutsche Stromwirtschaft und Industrie im Jahre 2010 und der Einfluss des Zinssatzes: Gesamtübersicht ........................................................................................... 99 CO2-Vermeidungskostenkurve für die deutsche Stromwirtschaft und Industrie im Jahre 2010 und der Einfluss des Zinssatzes, Kostenbereich von –100 bis +100 €/t CO2 ................................................. 100 Vermeidungskostenkurven der Grenzkosten von Minderungsmaßnahmen für die vier Umsetzungsvarianten....................... 102 Entwicklung der Preise für Emissionsrechte im britischen Emissionshandelssystem, 2002 und 2003 .................................................. 107 Gesamtkosten bzw. -erlöse der Branchen mit großen Emissionsanteilen bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“ sowie Referenz-Baseline), 2010 ........................................................................... 130

Abbildung 3-8:

Abbildung 3-9:

Abbildung 3-10: Abbildung 3-11: Abbildung 3-12:

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Abbildung 3-13:

Gesamtkosten bzw. -erlöse der Branchen mit großen Emissionsanteilen bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“ sowie Alternativ-Baseline), 2010 ......................................................................... 131 Gesamtkosten bzw. –erlöse der Branchen mit mittleren Emissionsanteilen bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“ sowie Referenz-Baseline), 2010 ........................................................................... 132 Gesamtkosten bzw. -erlöse der Branchen mit mittleren Emissionsanteilen bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“ sowie Alternativ-Baseline), 2010 ......................................................................... 132

Abbildung 3-14:

Abbildung 3-15:

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Tabellenverzeichnis

Tabelle 2-1: Tabelle 2-2: Tabelle 2-3: Tabelle 2-4: Tabelle 2-5: Tabelle 2-6: Tabelle 3-1: Tabelle 3-2: Tabelle 3-3 Tabelle 3-4: Tabelle 3-5: Tabelle 3-6: Tabelle 3-7: Tabelle 3-8:

Annahmen der drei Basisszenarien .............................................................. 17 Netto-Handelsvolumen unter vollkommenen Handel, gesamter Zeitraum ....................................................................................................... 18 CO2-Emissionen im Referenzfall ................................................................. 24 Resultate der Simulationsrechnungen mit code TM..................................... 26 Langfristige Grenzvermeidungskosten in der Stromerzeugung ................... 31 Makroökonomische Effekte eines Emissionshandels (Veränderung gegenüber dem Szenario Marrakesch) ......................................................... 33 Sektorgliederung nach der statistischen Systematik der Wirtschaftszweige ........................................................................................ 37 Prozessbedingte CO2- Emissionen ............................................................... 38 CO2-Emissionen aus dem industriellen Endenergieverbrauch, 1990-2001..................................................................................................... 47 CO2-Emissionen aus den Stromerzeugungsanlagen von Bergbau und Verarbeitendem Gewerbe, 1990-2001................................................... 51 Stromerzeugung in den Industriekraftwerken im Bergbau und Verarbeitendem Gewerbe, 1990-2001.......................................................... 52 Stromverbrauch im Bergbau und Verarbeitendem Gewerbe 19902001.............................................................................................................. 52 Spezifische Emissionen der Stromerzeugung im Bergbau und Verarbeitendem Gewerbe, 1990-2001.......................................................... 53 CO2-Emissionen aus den Stromerzeugungsanlagen der öffentlichen Elektrizitätsversorgung sowie der Fernwärmeerzeugung, 19902001.............................................................................................................. 54 Stromerzeugung in den Kraftwerken der öffentlichen Elektrizitätsversorgung und Fernwärmeerzeugung, 1990-2001................... 55 Spezifische CO2-Emissionen der Kraftwerke der öffentlichen Elektrizitätsversorgung und der Fernwärmeerzeugung, 1990-2001............. 56 Nicht-energiebedingte CO2-Emissionen aus Industrieprozessen, 1990-2001..................................................................................................... 57

Tabelle 3-9: Tabelle 3-10: Tabelle 3-11:

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Tabelle 3-12:

Gesamte energiebedingte und nicht-energiebedingte CO2Emissionen von Bergbau, Industrie, Kraftwerken der öffentlichen Stromversorgung und Fernwärme, 1990-2001............................................. 58 Projektionen für die CO2-Emissionen aus dem industriellen Endenergieverbrauch, 2005 und 2010.......................................................... 60 Projektionen für die CO2-Emissionen aus den Stromerzeugungsanlagen von Bergbau und Verarbeitendem Gewerbe, 2005 und 2010.............................................................................. 61 Projektionen für die CO2-Emissionen aus den Stromerzeugungsanlagen der öffentlichen Elektrizitätsversorgung sowie der Fernwärmeerzeugung, 2005 und 2010......................................... 62 Projektionen für die nicht-energiebedingten CO2-Emissionen aus Industrieprozessen, 2005 und 2010 .............................................................. 62 Gesamte energiebedingte und nicht-energiebedingte CO2Emissionen von Bergbau, Industrie, Kraftwerken der öffentlichen Stromversorgung und Fernwärme, 1990-2001 und Projektionen für 2005/2010..................................................................................................... 63 Altersstruktur der Wärmekraftwerksblöcke nach Leistungsgruppen, Energieträgern und Inbetriebnahmezeitraum, 1993 und 2000 ..................... 66 CO2-Emissionen aus Industriekraftwerken nach Größenklassen der elektrischen Leistung, 1990-2001 ................................................................ 67 Spezifischer Energieverbrauch, Beschäftigte, Betriebsgrößenklassen und Erfassungsgrad im Produzierenden Gewerbe, 1999.............................................................................................. 68 Erfassungsgrade............................................................................................ 70 Gesamte energiebedingte und nicht-energiebedingte CO2Emissionen von Bergbau, Industrie, Kraftwerken der öffentlichen Stromversorgung und Fernwärme unter Berücksichtigung der Erfassungsgrade, 1990-2001 und Projektionen für 2005/2010 .................... 71 Allokationsvarianten auf Grundlage ausgewählter Basisjahre, 2010........... 74 Allokationsvarianten auf Grundlage der Selbstverpflichtungserklärungen, 2010 ........................................................ 79 Allokationsvarianten für spezifische Sonderregelungen, 2010 .................... 83 Allokationsvarianten auf Basis kostenorientierter Kenngrößen, 2010.............................................................................................................. 85

Tabelle 3-13: Tabelle 3-14:

Tabelle 3-15:

Tabelle 3-16: Tabelle 3-17:

Tabelle 3-18: Tabelle 3-19: Tabelle 3-20:

Tabelle 3-21: Tabelle 3-22:

Tabelle 3-23: Tabelle 3-24: Tabelle 3-25: Tabelle 3-26:

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Tabelle 3-27: Tabelle 3-28: Tabelle 3-29: Tabelle 3-30: Tabelle 3-31: Tabelle 3-32: Tabelle 3-33:

Spezifische Allokationsvarianten für die öffentliche Stromversorgung, 2010 ................................................................................ 89 Allokationsvarianten mit Teilauktionierung, 2010....................................... 91 Verfügbare Potenziale zur CO2-Minderung der Stromwirtschaft und der Industrie in Deutschland für das Jahr 2010 ..................................... 94 CO2-Minderungspotenziale für die deutsche Stromwirtschaft und Industrie in 2010, aufgeteilt nach Kostengruppen........................................ 96 Geschätzte Brennstoffpreise frei Grenze im Jahre 2010 .............................. 98 Übersicht über die Berücksichtigung von Vermeidungsmaßnahmen für die vier Varianten ................................................................................. 101 Für einzelne Kostenbereiche verfügbare CO2Minderungsmaßnahmen der deutschen Stromwirtschaft und Industrie für das Jahr 2010, abhängig von der zugrunde liegenden Variante der Vermeidungskostenkurve ...................................................... 102 Emissionsrechtepreis im Falle eines vollständigen globalen Emissionshandels (ohne Berücksichtigung des Bonn Agreements und des Marrakech Accords)...................................................................... 105 Emissionsrechtepreis im Jahr 2010 im Falle eines globalen Emissionshandels unter Berücksichtigung des Bonn Agreements und des Marrakech Accords sowie der Nichtteilnahme der USA .............. 106 Preise für Emissionsrechte nach Typ und Jahrgang, März 2002................ 108 Preiserwartungen für Emissionsrechte im Europäischen Emissionshandelssystem ............................................................................ 108 Gesamtkosten im Emissionshandelshandelssystem für verschiedene Varianten Zertfikatspreisniveaus, Vermeidungskostenansätze und Baseline-Varianten, 2010........................ 112 Zu- und Verkaufsaldo für Deutschland bei verschiedenen Varianten für Zertfikatspreisniveaus, Vermeidungskostenansätze und Baseline-Varianten, 2010 .................................................................... 113 Gesamtkosten der Allokationsvarianten für verschiedene Basisjahre bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“), 2010 ...................... 114 Zukaufsaldo der Allokationsvarianten für verschiedene Basisjahre bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“), 2010 ...................... 116

Tabelle 3-34:

Tabelle 3-35:

Tabelle 3-36: Tabelle 3-37: Tabelle 3-38:

Tabelle 3-39:

Tabelle 3-40:

Tabelle 3-41:

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Tabelle 3-42:

Gesamtkosten der Allokationsvarianten auf Grundlage der Selbstverpflichtungserklärungen bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“), 2010 ......... 118 Zukaufsaldo der Allokationsvarianten auf Grundlage der Selbstverpflichtungserklärungen bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“), 2010 ......... 119 Gesamtkosten der Allokationsvarianten mit Berücksichtigung spezifischer Aspekte bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“), 2010 ...................... 121 Zukaufsaldo der Allokationsvarianten mit Berücksichtigung spezifischer Aspekte bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“), 2010 ...................... 122 Gesamtkosten der Allokationsvarianten auf Basis wertschöpfungsorientierter Kenngrößen bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“), 2010 ........................................................................................ 123 Zukaufsaldo der Allokationsvarianten auf Basis wertschöpfungsorientierter Kenngrößen bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“), 2010 ........................................................................................ 124 Zukaufsaldo der spezifischen Allokationsvarianten für die öffentliche Stromversorgung (ohne Berücksichtigung von Vermeidungsmaßnahmen) bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2, 2010 ................................................................................................... 126 Gesamtkosten der Allokationsvarianten mit Teilauktionierung bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“), 2010 ..................................................................... 127 Zukaufsaldo der Allokationsvarianten mit Teilauktionierung bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“), 2010 ..................................................................... 128

Tabelle 3-43:

Tabelle 3-44:

Tabelle 3-45:

Tabelle 3-46:

Tabelle 3-47:

Tabelle 3-48:

Tabelle 3-49:

Tabelle 3-50:

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Einleitung und Auftrag

Mit dem Start eines anlagenbezogenen Emissionshandelssystems für Treibhausgasemissionen im Jahr 2005 erreicht ein in der theoretischen Diskussion als sehr effizient eingeschätztes Instrument des Klimaschutzes das Stadium der großflächigen Umsetzung. Dabei ist dieses Instrument auch in der praktischen Anwendung keineswegs neu. Nach überwiegend positiven Erfahrungen mit einigen nationalstaatlichen oder unternehmensinternen Emissionshandelssystemen ergibt sich jedoch mit dem Start des Emissionshandelssystems für die – ab Mitte 2004 insgesamt 25 – Mitgliedsstaaten der Europäischen Union ein Anwendungsraum, der eine bisher unbekannte Größe erreicht. Mit dieser sehr breiten Umsetzung ergeben sich wichtige Vorteile (weitgehende Vermeidung von Wettbewerbsverzerrungen, Marktfunktionalität etc.) aber auch Probleme (v.a. durch die Schwierigkeiten bei der – letztlich notwendigen – Harmonisierung der nationalen Systeme im stark subsidiär angelegten Umsetzungskonzept der Europäischen Union). Die Einführung des EU-Emissionshandels ist von heftigen Kontroversen begleitet. Diese beziehen sich im Kern oft weniger auf das Instrument Emissionshandel sondern vielmehr auf die klimapolitisch gesetzten Ziele. Andererseits führt dieses Instrument nicht nur zu mehr Transparenz und effizienter Ressourcenallokation, sondern hat auch signifikante Verteilungseffekte. Diese Verteilungseffekte können sich vor allem für die Ausarbeitung des Nationalen Allokationsplans als wichtige Rahmenbedingung erweisen. Vor diesem Hintergrund wurde die Arbeitsgemeinschaft Öko-Institut, Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung (DIW Berlin) und ECOFYS GmbH beauftragt, neben einer kompakten Auswertung der aktuellen wissenschaftlichen Diskussion zu den verschiedenen Effekten des Emissionshandels, eine Reihe von Modellrechnungen zu erstellen, mit denen wichtige Bestimmungsgrößen für die Verteilungswirkungen der Zuteilung von (kostenlosen) Emissionsrechten identifiziert und so weit wie möglich quantifiziert werden können. Die hier vorgelegte Studie umfasst die Kurzbeschreibung und Diskussion von drei Studien, die die Diskussion um den Emissionshandel in besonderer Weise geprägt haben (Kapitel 2). Im Kapitel 3 werden eigene Modellanalysen vorgelegt. Dazu gehören zunächst die Beschreibung des verwendeten Modells (Kapitel 3.1), die Auswahl der grundsätzlichen Datenquellen (Kapitel 3.2) sowie die Aufarbeitung der sektoral differenzierten Emissionsentwicklung für den Zeitraum 1990 bis 2001 (Kapitel 3.3). Im Kapitel 3.4 werden zwei verschiedene Projektionen für die Entwicklung der CO2-Emissionen für die vom Emissionshandel erfassten Sektoren vorgelegt, das Kapitel 3.5 enthält eine Analyse zum Erfassungsgrad der geplanten EU-Emissionshandelsrichtlinie für die verschiedenen Sektoren und Anlagengruppen. Anschließend werden eine Vielzahl von Allokationsvarianten entwickelt, die sowohl die verschiedenen grundsätzlichen Ausgestaltungsvarianten als auch spezifische Problemlagen reflektieren (Kapitel 3.6). Für die Modellanalysen wurden eine ganze Reihe von CO2-Vermeidungsoptionen aufbereitet (Kapitel 3.7) und eine Analyse der zu erwartenden Zertifikatspreisniveaus vorgenommen (Kapitel 3.8).
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Auf der Basis dieser breiten Palette von Daten werden dann im Kapitel 3.9 die wichtigsten Berechnungsergebnisse präsentiert und diskutiert. Auf qualitativer Ebene werden im Kapitel 4 die verschiedenen Aspekte der wirtschaftlichen Auswirkungen alternativer Allokationsverfahren systematisiert und diskutiert. Das Kapitel 5 enthält eine Zusammenfassung der wichtigsten Ergebnisse sowie ausgewählte Schlussfolgerungen für die Umsetzung der Allokation der Emissionsrechte im EU-Emissionshandelssystem. Im Anhangband sind schließlich die Ergebnisse der Modellanalysen für alle untersuchten Varianten in Detail zusammengestellt. Die Arbeiten am hier vorliegenden Projekt erstreckten sich über einen Zeitraum, in dem der Entwurf der EU-Emissionshandelsrichtlinie heftig diskutiert und einer Vielzahl von Veränderungen unterzogen wurde. Einige der untersuchten Allokationsvarianten (z.B. die Variante mit einer Teilauktionierung der Emissionsrechte in Höhe von 15 % des gesamten Zertifikatsvolumens) haben ihren Ursprung in den entsprechenden Zwischenständen der Diskussion, die zwischenzeitlich von der Diskussion überholt bzw. modifiziert worden sind. Die Studie versteht sich als ein Diskussionsbeitrag, in dem unter anderem einige Aspekte der Emissionsrechtezuteilung näher beleuchtet wurden. In diesem Kontext ist jedoch darauf hinzuweisen, dass sich die Analysen hier auf die Ebene der verschiedenen Branchen beziehen, das geplante EU-Emissionshandelssystem aber auf Anlagen abstellt. Eine Vielzahl von Verteilungseffekten, die auf Branchenebene identifiziert werden konnten, werden sich auf der Anlagenebene innerhalb der verschiedenen Branchen wiederholen. Die Arbeiten an der Studie vollzogen sich im vielfältigen Dialog und in fruchtbaren Diskussionen innerhalb der Bearbeitergruppe, aber auch mit dem Projektträger Umweltstiftung WWF Deutschland sowie Vertretern der Fördermittelgeber, dem Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit sowie dem Umweltbundesamt. Allen KollegInnen sei an dieser Stelle für die Unterstützung gedankt. Die Verantwortung für alle Inhalte bleibt natürlich bei den Autoren.

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2 2.1

Emissionshandel in der aktuellen wissenschaftlichen Diskussion Vorbemerkungen

Die Frage nach den gesamtwirtschaftlichen Auswirkungen von Klimaschutzmaßnahmen ist ein wichtiger Aspekt in der Klimadiskussion. Die Höhe und Verteilung von Kosten und Nutzen sind maßgeblich dafür, wo und welche klimapolitische Maßnahmen durchgeführt werden sollten. Es gibt bereits einige Studien, die die ökonomischen Effekte des vorgeschlagenen EU-Emissionshandels untersuchen. Obwohl sie sich nicht auf den aktuellsten Entwurf der EU-Richtlinie beziehen, können ihre Ergebnisse zur Einordnung der Berechnungen der vorliegenden Untersuchung dienen. Der methodische Ansatz und die relevanten Ergebnisse der wichtigsten Studien werden im Folgenden dargestellt und einer kritischen Betrachtung unterworfen werden. 2.2 „The Economic Effect of EU-Wide Industry-Level Emission Trading to Reduce Greenhouse Gases – Results from PRIMES Energy System Model“

Im Auftrag der europäischen Kommission haben Capros et al. (2000) mit Hilfe des PRIMES Energiesystemmodells eine Analyse verschiedener Möglichkeiten der Ausgestaltung eines EU-weiten Emissionshandels durchgeführt. Das PRIMES Modell simuliert ein partielles Marktgleichgewicht für den Energiesektor und kann daher keine Gesamtwohlfahrtseffekte abbilden. Die Kostenziffern beziehen sich nur auf die Belastungen, die mit Reduktionsbemühungen im Energiesystem verbunden sind, nicht aber auf die der Gesamtökonomie. Abbildung 2-1 zeigt die Gesamtvermeidungskosten (einschließlich der Käufe oder Verkäufe von Emissionsrechten) für die Erreichung der Ziele des Kioto-Protokolls bei unterschiedlichen Ausgestaltungen des europäischen Handelssystems. Dabei werden folgende Szenarien unterschieden: 1. 2. 3. 4. 5. 6. innerhalb der einzelnen Länder existiert kein nationales Handelssystem, das für eine Kostenminimierung sorgt, innerhalb der einzelnen EU-Staaten besteht ein nationales Handelssystem, an dem alle Sektoren beteiligt sind, EU-weites System nur zwischen Energieversorgern, EU-weites System unter Einbeziehung der Energieversorger sowie der energieintensiven Branchen, EU-weites System unter Einschluss aller Sektoren und Branchen, und internationales System innerhalb aller Annex I-Staaten unter Einbeziehung aller Sektoren.

Die Variante 4 entspricht ungefähr dem aktuellen Entwurf der EU-Richtlinie. Allerdings werden bei keinem dieser Handelssysteme die weiteren flexiblen Instrumente des Kioto-

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Protokolls (JI und CDM) berücksichtigt, die im EU-System voraussichtlich genutzt werden können. Eine Einbeziehung würde die aufgezeigten Kosten verringern. Abbildung 2-1: Gesamtkostenvergleich verschiedener Emissionshandelssysteme für die EU und Deutschland
Einsparung ggüber Referenz ohne Handelssystem (%) 110% 20.508 20.000 18.000 16.000 14.000 12.000 56% 10.000 8.000 6.000 4.000 2226 2.000 301 0 -2.000 kein Handelssystem (Referenz) nationale Handelssysteme 53 -14 4 300 Annex IHandelssystem (alle Sektoren) 10% 9.026 7.158 6.863 5.957 4.639 30% 65% 67% 71% EU Deutschland 50% 87% 87% 77% 70% 98% 101% 100% 90%

Gesamtvermeidungskosten (Mio. EUR) 22.000

EU Handelssystem EU- Handelssystem EU-Handelssystem (Energieversorger) (Energieversorger + (alle Sektoren) energieintensive Branchen)

-10%

Quelle:

Capros et al. (2000)

Abbildung 2-1 zeigt deutlich die Verringerung der Gesamtkosten mit zunehmender Flexibilität für die EU. Die Kosten innerhalb der EU würden bei einem Annex I-weiten Handel um 77 % auf knapp ein Viertel der ursprünglichen Kosten verringert. Für Deutschland führt ein EU-weites Handelssystem unter Einbeziehung der Energieversorger sowie der energieintensiven Branchen zu Nettogewinnen von 14 Mio. € im Vergleich zum Referenzfall. Es wird erwartet, dass Deutschland als Nettoverkäufer von Emissionsrechten auf dem europäischen Markt auftritt. Daher profitiert Deutschland nicht von einem Handelssystem zwischen allen Annex I-Staaten, bei dem sich ein niedriger Marktpreis ergeben würde. (Metzger et al. 2001). Allerdings sind die Gesamtvermeidungskosten gegenüber einem System ohne Handel noch immer um 86,5 % niedriger. Die Grenzvermeidungskosten für alle EU-Staaten sind in Abbildung 2-2 dargestellt. Im Referenzfall, d.h. ohne die Einbeziehung jeglicher Flexibilität, wären die Grenzvermeidungskosten am höchsten in Belgien, den Niederlanden, Österreich und Deutschland. Die Spanne reicht von 64 €/t CO2 bis 219 €/t CO2, falls keinerlei Handelssystem erlaubt ist, und von 14 €/t CO2 bis 151 €/t CO2 im Falle einer effizienten nationalen Erreichung des Minderungszieles (z.B. durch nationalen Emissionshandel). Für ein EU-weites Handelssystem mit allen Sektoren ergibt sich ein Marktpreis für CO2-Emissionsrechte

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von 33 €/t CO2 bei einem Handelsvolumen von 71 Mio. t CO2. Diese Menge entspricht 2,5 % aller in der EU im Jahre 2010 ausgegebenen Emissionsrechte. Deutschland würde mit 51 Mio. t CO2 deutlich mehr als 50 % der gehandelten Emissionsrechte auf den Markt bringen. Abbildung 2-2: Grenzvermeidungskosten innerhalb der EU unter verschiedenen Handelsszenarien
kein nationales System nationales Handelssystem (alle Sektoren) EU Handelssystem (Energieversorger) EU- Handelssystem (Energieversorger + energieintensive Branchen) EU-Handelssystem (alle Sektoren) Annex-B-Handelssystem (alle Sektoren)

Euro/t CO2 1999 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0
a en

nd

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Quelle:

Capros et al. (2000)

Insgesamt zeigen die Untersuchungen von Capros et al. (2000), dass Deutschland von einem EU-weiten Emissionshandelssystem deutlich profitieren würde. Die Kosten der Erreichung der Kioto-Ziele sinken deutlich gegenüber einem System ohne Emissionshandel. Ein EU-weites Handelssystem unter Einbeziehung der Energieversorger und der energieintensiven Branchen führt für Deutschland sogar zu Nettogewinnen. 2.3 GETS 3 – Greenhouse Gas and Energy Trading Simulations

Die GETS 3 Simulation wurde im Auftrag der Union of the Electricity Industry (Eurelectric) von Environmental Resources Management (ERM) durchgeführt (ERM/Eurelectric 2002). Die Simulation basiert ebenso wie die Rechnungen des PRIMES Modells auf einem Partialmodell, einer modifizierten Version des WHETHER-Modells von ERM (ERM/Eurelectric 2002). Ähnlich wie das PRIMESModell zielt GETS 3 darauf ab, die Auswirkungen verschiedener Ausgestaltungen von Emissionshandelssystemen auf die Gesamtkosten und Verteilung der Kosten in der EU zu untersuchen. Im Gegensatz zu PRIMES werden in GETS 3 allerdings die relativen

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•

•

Emissionshandelssystem für Deutschland

Unterschiede der Ergebnisse verschiedener Ausgestaltungsmöglichkeiten in den Vordergrund gestellt und nicht die absoluten Angaben. Die absoluten Angaben hängen wesentlich von der Menge und den Kosten einzelner Vermeidungsoptionen im Modell ab, die besonders bezüglich des No regret-Potenzials mit hoher Unsicherheit behaftet sind. Relative Größen hingegen werden als unabhängig von diesen Vermeidungsoptionen betrachtet und daher in der GETS 3 Simulation bevorzugt. Untersucht werden zehn Industriebereiche, die Elektrizitätswirtschaft plus 9 weitere Bereiche des verarbeitenden Gewerbes in 20 Ländern, den 15 EU Staaten plus weitere potentielle Handelspartner. Die Simulation beruht auf hauptsächlich zwei Datenquellen: der GENESIS Datenbasis, von ECOFYS und dem Datensatz des Shared Analysis-Projekts, der auch in der PRIMES Studie verwendet wurde. Modelliert werden eine Vielzahl von Kombinationen möglicher Ausgestaltungen (oder Designs) eines europäischen Emissionshandelssystem. Zunächst werden drei Basisszenarien entwickelt: 1. 2. ein No trading-Szenario, das keinen Handel oder Joint Implementation in den 20 Ländern erlaubt, ein Latest guess-Szenario, das sich am Stand der EU Richtlinie zum Emissionshandel zur Zeit der Veröffentlichung (März 2002) orientiert und in vielen Aspekten damit dem abschließenden Entwurf vom 09.12.2002 sehr nahe kommt, und ein Perfect trading-Szenario, das einen uneingeschränkten Handel zwischen den 20 Ländern und 10 Industriesektoren ab 2005 erlaubt.

3.

Die Hauptannahmen der drei Basisszenarien sind in Tabelle 2-1 dargelegt. Die Sensitivitätsanalysen werden jeweils für diese drei Basisszenarien durchgeführt und beziehen sich auf Unterschiede bei der Einbeziehung von verschiedenen Treibhausgasen, von Ländern und Sektoren, der Anfangsausstattung mit Emissionsrechten, dem Basisjahr der Anfangsausstattung, des Anfangszeitpunktes des Emissionshandelssystems, etc. Die Simulation läuft über zwei Verpflichtungsperioden (2008-2012 und 2013-2017) und eine Vorverpflichtungsperiode (2005-2007). Die Hauptergebnisse der Simulation könnten wie folgt zusammengefasst werden: Vermeidungskosten: Die Gesamtkosten zur Erfüllung der Minderungsverpflichtungen aller Länder sind am geringsten im Perfect trading-Szenario. Die Kosten sind hierbei als abdiskontierte jährliche Investitionskosten und Aufwendungen zum Erwerb von Emissionsrechten zu verstehen. Bei einem eingeschränkten Handel im Latest guessSzenario steigen sie um 1,6 Mrd. €, während eine Erfüllung der Minderungsziele ohne Handel, d.h. im No trading-Szenario, 80,5 Mrd. € teurer wäre als mit uneingeschränktem Handel. D.h. ein Emissionshandelssystem wirkt sich günstig auf die Kosten der Emissionsminderungen aus. Zu beachten ist, dass die hohen Kosten im No tradingSzenario zum Großteil dadurch entstehen, dass Sektoren ihre Minderungsziele nicht erfüllen und daher entsprechende Strafen zahlen müssen. Daher sind zusätzlich zu den höheren Kosten im No trading-Szenario auch noch die Emissionen bedeutend höher. Die Emissionsminderungsverpflichtungen werden weit verfehlt.

16

Emissionshandelssystem für Deutschland

•

•

Handelsvolumen und –preise: Das Nettohandelsvolumen für die Periode von 2005 bis 2010 ist in Tabelle 2-2 dargestellt.1 Es zeigt sich, dass in den meisten Ländern die Elektrizitätswirtschaft zusammen mit der Chemieindustrie als Hauptverkäufer von Emissionsrechten auf den Markt tritt, während die restlichen Sektoren des verarbeitenden Gewerbes, insbesondere die Eisen und Stahl- und die Baustoffindustrie, die Hauptnachfrager nach Emissionsrechten sind. In Deutschland hat nur die Elektrizitätswirtschaft eine Verkäuferposition inne, während alle übrigen Sektoren Emissionsrechte nachfragen werden. Tabelle 2-1: Annahmen der drei Basisszenarien
Perfect trading erfasste Treibhausgase beteiligte Länder beteiligte Sektoren Transaktionskosten, Projektkosten (JI) (€2000/t CO2) Anfangsausstattung Basisjahr Emissionsrechte für Stromnachfragereduktionen Strafe für Nichterfüllung €2001/tCO2 bis 2007 bzw. ab 2008 Mindesterfüllung im eigenen Land Handel erlaubt? Welthandel erlaubt? Banking von Jahr zu Jahr erlaubt? Übertragung zwischen Verpflichtungsperioden möglich? Anfangsjahr für Minderungsverpflichtung und Handel Minderungsverpflichtung 2008-12 Minderungsverpflichtung 2013-17 Allokation der Minderungsverpflichtung Art der Minderungsverpflichtung Alle 6 EU-15 + andere JI Latest guess nur CO2 EU-15 + andere JI No trading Alle 6 EU-15 + andere JI

Elektrizitätswirtschaft + Elektrizitätswirtschaft + Elektrizitätswirtschaft + Industrie Industrie Industrie 2, 5 Grandfathering 1995 Upstream 50, 100 0 ja nein ja unbegrenzt (100%) 2.005 2, 5 Grandfathering 1995 Upstream 50, 100 0 ja nein ja 0 Länderspezifisch (2002-08) Deutschland 2005 Kioto Kioto + 1% p.a. Gleichaufteilung der Last auf Sektoren Absolute Verpflichtungen 2, 5 Grandfathering 1995 Upstream 50, 100 0 nein nein nein nein 2.005

Kioto Kioto + 1% p.a. Gleichaufteilung der Last auf Sektoren Absolute Verpflichtungen

Kioto Kioto + 1% p.a. Gleichaufteilung der Last auf Sektoren Absolute Verpflichtungen

Quelle:

ERM/Eurelectric (2002)

1

Positive Zahlen entsprechen einem Kauf, negative Werte einem Verkauf von Emissionsrechten.

17

•

•

Emissionshandelssystem für Deutschland

Es sollte jedoch beachtet werden, dass die Nettoverkäufe der Stromwirtschaft wesentlich von den in der Simulation getroffenen Annahmen abhängen und in Realität deutlich niedriger sein könnten. Die Annahmen betreffen z.B. das Basisjahr der Allokation von Emissionsrechten. In der Simulation wird als Basisjahr das Jahr 1995 zugrunde gelegt. Dies kann dazu führen, dass der Stromwirtschaft bedeutend mehr Emissionsrechte zugewiesen werden, als wenn ein späteres Basisjahr gewählt würde. Auch wird angenommen, dass die wichtigste Vermeidungsoption der Stromwirtschaft der Ersatz von bestehenden Kohlekraftwerken durch neue Gas- und Dampf-Kraftwerke mit Erdgasfeuerung ist und dabei keine Zusatzkosten entstehen. Höhere Kosten würden das Vermeidungspotenzial und damit die projizierten Emissionsrechtsverkäufe deutlich einschränken. Auch wird angenommen, dass der Elektrizitätswirtschaft die Emissionsminderungen in vollem Maße angerechnet werden, die durch Einsparungen auf der Nachfrageseite oder durch neue erneuerbare Energiesysteme und -anlagen erzielt wurden. Die Veränderung einer oder mehrerer dieser Annahmen würde sich erheblich auf das Handelsvolumen auswirken. Tabelle 2-2: Netto-Handelsvolumen unter vollkommenen Handel, gesamter Zeitraum
Stromversorgung -6 -23 -397 39 -198 7 -102 -351 54 29 -11 10 61 -19 0 0 -2 -1 -4 -908 -915 Eisen + Stahl 15 104 210 2 27 13 47 49 3 2 23 11 0 -12 0 0 0 0 0 494 494 NE-Metalle Chemie Steine + Papier + Erden Zellstoff Mio. t CO2-Äquivalent 2 9 4 7 12 1 6 66 17 0 8 4 -37 61 24 3 -2 1 -70 1 10 -84 20 3 -4 -17 -1 9 1 0 18 51 12 25 18 2 -2 42 -9 -5 -4 6 0 -1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -132 269 73 -132 268 73 Ernährung Andere Gesamt

Land

Österreich Belgien Deutschland Dänemark Spanien Finnland Frankreich Großbritannien Griechenland Irland Italien Niederlande Portugal Schweden Norwegen Schweiz Tschechien Ungarn Polen EU-14 Europa- 19

1 3 65 0 1 1 36 6 3 8 2 4 1 1 0 0 0 0 0 130 130

1 6 26 -1 -1 1 4 5 -1 1 -2 7 1 -8 0 0 0 0 0 38 38

1 1 50 5 -10 0 -5 8 -6 1 -2 5 -1 -2 0 -1 0 0 -1 45 44

26 111 44 58 -135 24 -79 -344 33 52 92 81 92 -45 -1 -1 -2 -1 -6 10 0

Quelle:

ERM/Eurelectric (2002)

Aus der Simulation ergeben sich nur sehr geringe Preise für Emissionsrechte, die nicht weiter spezifiziert werden. Die niedrigen Preise sind eine Funktion der Vermeidungskosten individueller Maßnahmen, die der Modellierung zugrunde liegen. Die GENESIS Datenbasis weist eine hohe Anzahl von Maßnahmen mit negativen Vermeidungskosten aus (No regret-Potenziale), die zu niedrigen Handelspreisen führen. Würden diese Maßnahmen ähnlich behandelt wie in der hier vorliegenden Arbeit (vgl. Kapitel 3.7) so würden auch die Ergebnisse der GETS 3-Simulation erheblich anders ausfallen.

18

Emissionshandelssystem für Deutschland

•

•

In Abbildung 2-3 sind exemplarisch Zertifikatspreise von jeweils 5, 10 und 30 Euro pro Tonne CO2-Äquivalent angenommen, um die Kosten und Gewinne für deutsche Industriesektoren vergleichend darzustellen. Es zeigt sich deutlich, dass unter den Annahmen der GETS 3-Studie zu den Vermeidungspotenzialen und –kosten (s.o.) die Eisen und Stahl-Industrie die Hauptkosten trägt, während die Elektrizitätswirtschaft als alleiniger Bereich Nettogewinne hat. Die Chemieindustrie, die in einigen europäischen Ländern Verkäufer von Emissionsrechten ist, wird nach dieser Simulation in Deutschland (in geringem Maße) auf der Käuferseite stehen. Abbildung 2-3: Mögliche Aufwendungen und Erlöse deutscher Sektoren im europäischen Emissionshandel, 2005-2017
220 440 250 500

Gesamt

1.320

Andere

5 €/t CO2 Äqu. 10 €/t CO2 Äqu. 30 €/t CO2 Äqu.

1.500

Ernährung

130 260 780 85 170 510 330 660 30 60 180 325 650

Papier + Zellstoff

Steine + Erden

1.980

Chemie

NE-Metalle

1.950

Eisen + Stahl
-1.985

1.050 2.100

6.300

Stromversorgung -15.000

-11.910

-3.970

Mio. €

-10.000

-5.000

0

5.000

10.000

Quelle:

ERM/Eurelectric (2002), eigene Berechnungen

Sensitivitätsanalysen: Die Sensitivitätsanalysen zeigen, dass eine Beschränkung des Handels auf nur wenige Länder oder nur einen Teil der Sektoren einen bedeutenden Einfluss auf die Kosten hat. Die Erfüllungskosten sind z.B. sechs- bis achtmal höher, wenn sich der Emissionshandel auf die meistemittierenden Länder beschränkt (Deutschland, UK, Frankreich und Italien ergeben zusammen 72 % der EUTreibhausgasemissionen). Wesentliche Auswirkungen auf die Kosten, das Handelsvolumen und die Handelspreise hat auch die Wahl des Basisjahrs und des Startjahrs für den Emissionshandel. Die Einbeziehung von allen sechs Treibhausgasen (statt nur CO2) hat dagegen keine wesentliche Auswirkung auf die Gesamtkosten. Dies liegt vor allem auch darin begründet, dass die in der Studie betrachteten Industriesektoren nur wenige Einsparpotenziale für die anderen Treibhausgase bieten. Allein die Chemieindustrie weist einen signifi-

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•

•

Emissionshandelssystem für Deutschland

kanten Anteil an N2O-Emissionen auf. Weitere Einsparpotenziale wären im hier nicht berücksichtigten nicht-industriellen Bereich (v.a. Landwirtschaft, Kohlebergbau, Gaswirtschaft) zu erwarten. Abschließend bleibt zu bemerken, dass die größten Verteilungseffekte durch die Zuweisung der sektoralen Minderungsziele entstehen. GETS 3 simuliert drei Varianten der Zuweisung von Minderungszielen: • jeder Sektor wird gleich belastet, d.h. die im Burden Sharing Agreement des Kioto Protokolls vereinbarte Minderung für das jeweilige Land wird auf die einzelnen Sektoren übertragen, Minderungsziele werden auf einer „Per unit output“-Basis bestimmt und Minderungsziele werden entsprechend der Grenzvermeidungskosten eines Sektors gesetzt.

• •

Die Modellierung ergibt, dass ein Übergang von absoluten auf relative Minderungsziele hohe Transfers von der Elektrizitätswirtschaft und der chemischen Industrie auf die Eisen und Stahl Industrie, die Baustoffindustrie und die restliche Industrie bewirkt. Relative Minderungsziele begünstigen die Sektoren, die niedrige oder negative Wachstumsraten haben, während die Gesamterfüllungskosten unverändert bleiben. Wesentliche Verteilungseffekte verursacht auch eine Auktionierung von Emissionsrechten, die in der GETS 3-Simulation mit einer Rückverteilung über eine Senkung der Lohnnebenkosten verbunden ist. In GETS 3 werden zwei Varianten der Versteigerung untersucht, eine vollständige Versteigerung der Emissionsrechte und eine teilweise Versteigerung der Emissionsrechte (der Anteil der versteigerten Emissionsrechte beträgt dabei 5 % im Jahre 2008, wird dann linear auf 50 % bis zum Jahre 2012 erhöht und beträgt 50 % in allen folgenden Jahren). Die Rückverteilung durch Senkung der Lohnnebenkosten erfolgt einmal nur innerhalb der modellierten Sektoren und einmal auch unter Einbezug der anderen Wirtschaftsbereiche (z.B. Bauwirtschaft und Dienstleistungen). Die wesentliche Umverteilung findet vom Elektrizitätsbereich auf die übrigen Sektoren des verarbeitenden Gewerbes statt bzw. auf die anderen Wirtschaftsbereiche, falls diese in die Rückverteilung einbezogen werden. Im Falle einer teilweisen Versteigerung der Emissionsrechte werden diese Transfers halbiert. Insgesamt zeigt die Untersuchung von ERM/Eurelectric (2002), dass die Kosten zur Erfüllung der Minderungsverpflichtungen durch Einführung eines Emissionshandelssystems wie in der EU-Richtlinie skizziert deutlich niedriger sind als ohne ein solches System. Bemerkenswert ist, dass die Studie Vermeidungskostenansätze zu Grunde legt, aus denen sich Nettogewinne für die deutsche Elektrizitätswirtschaft ergeben, während die Eisen- und Stahl-Industrie die Hauptkosten trägt.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

•

•

2.4 2.4.1

„Zertifikatehandel für CO2-Emissionen auf dem Prüfstand“ Fragestellung und Methodik

Im Oktober 2002 wurde eine Studie mit dem Titel „Zertifikatehandel für CO2Emissionen auf dem Prüfstand“ veröffentlicht, die das Rheinisch-Westfälische Institut für Wirtschaftsforschung (RWI) in Kooperation mit der Arbeitsgemeinschaft Energieund Systemplanung (AGEP), Münster im Auftrag der Industriegewerkschaft Bergbau, Chemie, Energie (IG BCE) sowie verschiedener Unternehmen und Interessenverbände erstellt hat (AGEP/RWI 2002). Ziel dieser Untersuchung war es, den Entwurf der Richtlinie für einen europäischen Emissionshandel vom 23. Oktober 2001 auf konzeptionelle Vereinbarkeit und Umsetzbarkeit zu prüfen und die zu erwartenden Wirkungen auf die Emission von Treibhausgasen und die Wirtschaft zu ermitteln. Als Ergebnis der Studie wird hervorgehoben, dass der Richtlinienentwurf • • bedeutende konzeptionelle Probleme und Widersprüche enthalte; die Kriterien einer nachhaltigen Entwicklung nicht erfülle und im Vergleich zu alternativen Ausgestaltungen zu einer Verschlechterung der Emissionsbilanz, gravierenden ökonomischen Wirkungen und sozialen Verwerfungen führe.

Stattdessen wird gefordert, ein EU-weites Klimakonzept „unter Berücksichtigung realer politischer, juristischer und ökonomischer Bedingungen von den Kioto-Vereinbarungen und den dort vereinbarten drei Instrumenten ausgehend“ zu erarbeiten und der Wirtschaft die Nutzung der projektbezogenen flexiblen Mechanismen (JI – Joint Implementation und CDM – Clean Development Mechanism) und den Emissionshandel mit anderen Annex I-Staaten zu ermöglichen (S. VIII)2. Zur Abschätzung der Wirkungen auf Wirtschaft und Umwelt wurden verschiedene computergestützte Modelle eingesetzt. Wie weiter unten erläutert wird, wurden diese beiden Analysen unabhängig und mit teilweise voneinander abweichenden Annahmen über wirtschaftliche Rahmenbedingungen durchgeführt. • Mit einem angewandten Gleichgewichtsmodell (code TM) wurde untersucht, welche Auswirkungen ein europäischer Emissionshandel auf die weltweiten CO2Emissionen, die Weltmarktpreise von Energieträgern und den nationalen Energiemix hat. Mit dem RWI-Modellsystem wurden die Effekte auf Energieangebot und -nachfrage sowie die sektorale Produktion und die Beschäftigung untersucht.

•

Im Folgenden sollen zunächst die konzeptionelle Kritik und die quantitativen Berechnungen mit den Simulationsmodellen analysiert werden. Anschließend wird die Plausibilität der Schlussfolgerungen vor dem Hintergrund der behaupteten konzeptionellen Probleme und quantitativen Auswirkungen kritisch betrachtet.

2

Zitate aus der Studie werden in diesem Abschnitt durch Angabe der Seitenzahl nachgewiesen und beziehen sich auf die Buchveröffentlichung der Studie; vgl. AGEP/RWI (2002).

21

•

•

Emissionshandelssystem für Deutschland

2.4.2

Konzeptionelle Analyse des EU-Richtlinienentwurfs

Die Studie wählt als Ausgangspunkt der konzeptionellen Kritik den internationalen Rahmen für den Klimaschutz, der durch das Kioto-Protokoll gesteckt wurde. Dabei wird die Position vertreten, „dass die konzeptionellen Probleme eines Handelssystems für THG-Zertifikate daraus erwachsen, dass sich auf UN-Ebene nur ein Teil der Staaten zu Emissionsreduktionen verpflichtet haben“ (S. 138). Damit besteht die Gefahr, dass Maßnahmen in diesen Ländern zu Verlagerungen von Emissionen in andere Regionen führen und so der Wert regionaler Minderungen für das Weltklima abgeschwächt wird. Gleichzeitig kann dies zu ökonomischen und sozialen Problemen in den Regionen führen, aus denen wirtschaftliche Aktivitäten abwandern. Aus diesem Umstand wird die Nebenbedingung abgeleitet, „möglichst wenig Anreize zur Verlagerung von energieintensiven Produktionen zu geben“ (S. 29). Dies jedoch habe zur Folge, „dass absolute Restriktionen auf Unternehmens- oder Anlagenebene nicht lösbare konzeptionelle Mängel aufwerfen“ (S. VIII). Bei absoluten Begrenzungen sei es einfach, durch Produktionsverlagerung, Emissionsbeschränkungen einzuhalten. Auch aufgrund von Schwankungen des Kohlenstoffgehalts verschiedener fossiler Energieträger „scheiden eventuell punktgenaue Emissionsobergrenzen für die einzelnen Unternehmen wegen der erheblichen Bürokratiekosten aus“ (S. 44). Kritik wird auch daran geübt, dass nur ein Teil der europäischen Wirtschaft in den Handel einbezogen würde. Damit gingen Effizienzverluste einher, die nicht durch niedrigere Monitoring- und Durchsetzungskosten zu rechtfertigen seien. Hinzu kämen Probleme innerhalb der EU durch Wettbewerbs- und beihilferechtliche Aspekte und praktische Probleme bei der Umsetzung, die zu hohen administrativen Kosten führen könnten. Weiterhin sei unklar, wie der europäische Emissionshandel mit bestehenden klimapolitischen Maßnahmen in Einklang zu bringen sei, „ohne Doppeleffekte u.ä. sowie erhebliche zusätzliche bürokratische Belastungen hervorzurufen“ (S. VII). Besonders wird auf den Konflikt mit der Selbstverpflichtung der deutschen Wirtschaft zum Klimaschutz hingewiesen, die als erfolgreiches und weiterhin notwendiges Instrument angesehen wird. Die Studie zieht weit reichende Konsequenzen: „Damit ist nicht nur der EU-RLV sondern grundsätzlich alle Emissionshandelssysteme auf konzeptioneller Ebene abzulehnen, die Unternehmen auf der Basis von absoluten Restriktionen einbinden“ (S. 139) und weiterhin: „Wenn überhaupt, bietet sich ein Emissionshandelssystem für die deutsche Industrie erst längerfristig an“ (S. 143). 2.4.3 Die Analyse mit dem angewandten Gleichgewichtsmodell code TM

2.4.3.1 Das Modell Bei dem Modell code TM handelt es sich um ein voll-dynamisches Gleichgewichtsmodell, das die Weltwirtschaft in 13 Regionen und jede dieser Regionen in 13 Sektoren abbildet. Voll-dynamisch bedeutet dabei, dass das Modell für alle Perioden der Analyse simultan und konsistent ein Gleichgewicht bestimmt. Dies entspricht der Annahme,

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Emissionshandelssystem für Deutschland

•

•

dass die Wirtschaftssubjekte ihrem Verhalten Erwartungen zugrunde legen, die sich in der Zukunft als richtig herausstellen. Diese Annahme wird auch mit den Begriffen „Forward-looking“ oder „rationale Erwartungen“ bezeichnet.3 Ein Schwerpunkt der Modellierung mit code TM liegt auf der Abbildung der Weltenergiemärkte. Wenn Maßnahmen zur Umsetzung der Kioto-Ziele die Preise fossiler Energieträger beeinflussen, so hat dies Rückwirkungen auf die Effekte dieser Politiken und muss dementsprechend berücksichtigt werden. Die Anwendung eines globalen Modells mit einer Unterscheidung der wichtigsten Regionen der Welt ist grundsätzlich sinnvoll, um Auswirkungen klimapolitischer Maßnahmen auch in Ländern zu erfassen, die selbst keine Klimapolitik betreiben. So kann z.B. infolge verbesserter Wettbewerbsfähigkeit, steigender Einkommen und sinkender Energiepreise in diesen Regionen der Energieverbrauch steigen. Andererseits können Innovationen und neue umweltverträglichere Technologien auch in diesen Ländern zu Emissionsminderungen führen.4 2.4.3.2 Referenzentwicklung Bei der Szenarioanalyse mit code TM werden verschiedene Politikszenarien einer Referenzentwicklung (ohne die analysierten Politikmaßnahmen) gegenüber gestellt. Die Unterschiede in den Simulationsergebnissen (bzgl. Emissionen oder Wachstum etc.) werden als Auswirkung der Politik interpretiert. Das Referenzszenario hat zweierlei Bedeutung. Zum einen ist für die Interpretation der Ergebnisse wichtig, mit welchem Szenario ein Politikszenario verglichen wird. Zum anderen hat das Referenzszenario Auswirkungen auf die quantitativen Ergebnisse. In der Analyse mit code TM wird als Referenzszenario eine Business as usual-Entwicklung (BAU) unterstellt. Das heißt, die ausgewiesenen Veränderungen beziehen sich auf einen Fall, in dem die Verpflichtungen aus dem Kioto-Protokoll nicht erfüllt werden. Die ausgewiesenen Effekte sind daher nicht primär als Auswirkungen des Zertifikatehandels zu interpretieren, sondern als Kosten der Erfüllung des Kioto Zieles mit einer speziellen Ausgestaltung von Instrumenten. Für die Frage der Ausgestaltung des Emissionshandels ist daher vor allem der Vergleich zwischen verschiedenen Politikszenarien von Interesse. Die Referenzentwicklung wird ausgehend von Angaben der UNFCCC über Emissionen der Jahre 1995 bis 2002 und einer Schätzung der OECD über den zukünftigen Verbrauch je Energieträger und Region erstellt. Ein genauer Nachweis der Quellen und weiterer notwendiger Annahmen (z.B. über autonomen technischen Fortschritt, Substitutionselastizitäten oder die Bevölkerungsentwicklung) wird nicht gegeben. Die wirt3

Alternativ dazu werden häufig rekursiv-dynamische Modelle eingesetzt, bei denen vom Anfangsjahr ausgehend schrittweise ein Jahr nach dem anderen berechnet wird. Dabei werden myopische Erwartungen unterstellt, d.h. es wird bei ökonomischen Entscheidungen im Modell davon ausgegangen, dass gegenwärtige Preise, Einkommen, etc. auch in der Zukunft vorherrschen. Dieser Effekt wird allerdings in code TM nicht berücksichtigt, da induzierter technischer Fortschritt nicht modelliert wird.

4

23

•

•

Emissionshandelssystem für Deutschland

schaftliche Entwicklung wird dann im Modell so berechnet, dass diese Vorgaben für den Energieverbrauch und die Emissionen erfüllt werden.5 Die folgende Tabelle 2-3 zeigt die im Referenzszenario unterstellten CO2-Emissionen und die Minderungsziele auf Basis der Übereinkommen von Marrakesch („Marrakesh Accords“). Gemäß diesem Szenario übertrifft nach dem Ausscheiden der USA aus dem Kioto-Protokoll das Angebot die Nachfrage nach Emissionsrechten auch ohne zusätzliche Maßnahmen im Klimaschutz. Maßgeblich dafür ist der Zusammenbruch der Wirtschaft der ehemaligen Sowjetunion. Die überschüssigen Emissionsrechte werden daher als „Hot air“ bezeichnet. Sie entfallen zum allergrößten Teil (knapp 94 %) auf Russland. Tabelle 2-3: CO2-Emissionen im Referenzfall
absolute CO2Emissionen Deutschland Großbritannien Rest Westeuropa Russland Osteuropa Japan Kanada Australien gesamt 980 603 2.101 2.367 943 1.326 607 375 9.302 MarrakeschZusage absolut Mio. t CO2 801 511 1.846 3.305 1.004 1.101 471 328 9.367 Reduktionsbedarf Änderungen 2008/12 zu 1990 % 179 92 255 -938 -61 225 136 47 -65 -3,4 -2,5 1,4 -35,1 -3,5 17,9 30,4 23,7 -21,0 -12,5 0,0 4,0 5,6 -2,1 1,2 8,0 Marrakesch/ BSA Zusage

Quelle: AGEP/RWI 2002

2.4.3.3 Politikszenarien Für die Politikszenarien ist zunächst festzulegen, welche Emissionsminderungen in den am Emissionshandel beteiligten Sektoren, den so genannten ET-Sektoren, der einzelnen EU-Staaten erbracht werden müssen. Die EU-Richtlinie nennt in Anhang III einige Kriterien für diese Zielbestimmung, legt aber kein verbindliches Verfahren fest. Die Studie betrachtet hierbei Deutschland als Sonderfall, da in den neuen Bundesländern nach 1990 große Teile der Wirtschaft zusammengebrochen sind. Sofern Unternehmen ohne Rechtsnachfolger „untergegangen“ sind oder Emissionsreduktionen durch den Staat finanziert wurden, werden diese aus den Emissionen des Jahres herausgerechnet (gut 13 % der Gesamtemissionen von 1990). Gegenüber dieser reduzierten Basis bleibt ein Reduktionsbedarf von 9 %, um die deutschen Ziele im europäischen Burden sharing zu erreichen.6 Der Beitrag der ET-Sektoren wird auf der Grundlage der Selbstverpflichtung der Wirtschaft mit 12 % festgelegt. Wie diese Festlegung zustande gekommen ist, wird nicht erläutert. Für die ET-Sektoren in anderen EU-Ländern werden weder Reduktionsziele ausgewiesen noch aktuelle Emissionen dargestellt.

5

Die resultierenden jährlichen Wachstumsraten im Zeitraum 1995 bis 2012 liegen in den Industrieländern zwischen 1,2% (Japan) und 2,8% (Kanada), wobei die meisten osteuropäischen und EU-Länder mit etwa 2% ausgewiesen werden, vgl. AGEP/RWI (2002, S. 63). Dies errechnet sich wie folgt: (1,00 - 0,13) × (1,00 - 0,09) = 0,79 = (1,00-0,21).

6

24

Emissionshandelssystem für Deutschland

•

•

Dem Referenzszenario werden sechs Politikszenarien gegenüber gestellt, die verschiedene Annahmen treffen, unter welchen Bedingungen die ET-Sektoren ihre Verpflichtungen erfüllen müssen. Dabei werden zunächst drei Ausgestaltungen der europäischen Klimapolitik unterschieden: • Das Szenario EU-RLV eng beruht auf einer engen Interpretation des Richtlinienentwurfs. Es nimmt an, dass von europäischen Unternehmen, die dem Emissionshandel unterliegen, keine Emissionsrechte außerhalb dieses Unternehmenskreises erworben werden können, d.h. dass weder die projektbezogenen flexiblen Mechanismen des Kioto-Protokolls (JI und CDM) noch der Emissionshandel mit Akteuren aus anderen Annex I-Ländern in Anspruch genommen werden können. Annex I-weiter Handel findet in diesem Fall lediglich auf Staaten-, nicht aber auf Unternehmensebene statt. Das Szenario EU-RLV weit erlaubt im Gegensatz dazu die Nutzung der projektbezogenen Instrumente JI und CDM. Im Szenario Marrakesch wird darüber hinaus der Emissionshandel mit Akteuren aus Annex I-Ländern zugelassen, die nicht der EU angehören.

• •

Jedes dieser Szenarien wird mit zwei unterschiedlichen Annahmen über das Verhalten Russlands als dem voraussichtlich größten Anbieter von Emissionsrechten untersucht. In einem Fall wird angenommen, dass Russland seine Marktmacht zu einem Preissetzungsverhalten nutzt, im anderen Fall wird unterstellt, dass Russland diese Marktmacht nicht gezielt nutzt und sich wie ein Wettbewerber auf dem Markt für Emissionsrechte verhält. 2.4.3.4 Ergebnisse Die wesentlichen Ergebnisse der Modellsimulationen sind in der Tabelle 2-4 wiedergegeben. Folgende Resultate sind hervor zu heben: Die Annex I-weiten CO2-Preise fallen bei einem strategischen Angebotsverhalten Russlands mit 3,80 US $/t CO2 deutlich höher aus als im Falle ohne strategisches Verhalten Russlands, wo der Preis nahe bei Null liegt. Nicht zu erklären ist der Preis von 0,33 $/t CO2 im Szenario Marrakesch ohne strategisches Verhalten Russlands, da im Referenzszenario ein Überangebot an Hot air angenommen wurde. Bei strategischem Verhalten wird der Preis durch die Kosten von CDM-Projekten begrenzt, die mit 3,80 $/t CO2 angesetzt werden. Die weltweiten Emissionen fallen bei einem strategischen Angebotsverhalten Russlands deutlich geringer aus als im Falle vollkommener Konkurrenz. Dies ist darauf zurückzuführen, dass Russland Emissionsrechte vom Markt nimmt und stilllegt, um höhere Preise für die verbleibenden Rechte zu erzielen. Kaum nachzuvollziehen ist allerdings die Zusammensetzung dieses Rückgangs. So gehen z.B. im Szenario EU-RLV eng die Emissionen bei strategischem Verhalten Russlands in den Annex I-Ländern um 1.845 Mio. t CO2 stärker zurück als im Fall ohne strategisches Verhalten, obwohl Russland nur über Hot air im Umfang von 938 Mio. t verfügt. Der Anstieg der CO2-Preise auf
25

•

•

Emissionshandelssystem für Deutschland

3,80 $/t CO2 muss also in den Annex I -Ländern einen zusätzlichen Rückgang der Emissionen um mehr als 900 Mio. t CO2 herbeiführen – und zwar außerhalb Russlands und dem europäischen ET-Sektor sowie bei fallenden Weltenergiepreisen. Russland hat das Angebot an Zertifikaten künstlich verknappt und wird daher nicht als Reaktion auf Preissteigerungen echte Minderungsmaßnahmen durchführen, das Reduktionsziel des europäischen ET-Sektor geht bereits mit einem sehr viel höheren Preis einher. Die europäischen CO2-Preise liegen über den weltweiten, sofern das europäische Handelssystem vom Annex I-weiten System abgekoppelt ist. Ein Preisausgleich findet statt, wenn europäische Unternehmen am Annex I-weiten Handel teilnehmen können. Eine Annäherung kann auch durch die projektbasierten Mechanismen JI und CDM herbei geführt werden. Wenn die Kosten solcher Projekte nicht oberhalb des Zertifikatspreises liegen (bzw. bei einem strategischen Verhalten Russlands diesen begrenzen), kann sogar ein Ausgleich der Preise über diese Mechanismen herbei geführt werden. Tabelle 2-4:
Jahr 2012

Resultate der Simulationsrechnungen mit code TM
ohne strategisches Verhalten Russlands Referenzfall eng
ohne JI/CDM

mit strategischem Verhalten Russlands EU-RLV eng weit
mit JI/CDM

EU-RLV weit
mit JI/CDM

Marrakesch
mit JI/CDM und ET

Marrakesch
mit JI/CDM und mit Annex B-weitem ET

mit Annex B-weitem ohne JI/CDM

weltweite Emissionen CO2-Vergleich zu BAU leakage-Effekt absolute CO2-Minderung in der EU

Mio. t CO2 % % Mio. t CO2

29.740

29.510 -0,8 20,1 300

29.340 -1,3 6,0 63

29.380 -1,2 4,7 8

28.340 -4,7 34,4 295

28.000 -5,9 10,9 75

27.990 -5,9 10,9 75

absoulte CO2-Min-derung in allen restringierten Mio. t CO2 Regionen absolute CO2-Erhöhung in Mio. t CO2 allen Regionene ohne Restriktion CO2-Preis energieintensive in EU Annex B-weit $/t $/t

300

425

380

2.145

1.930

1.930

62

25

18

740

215

215

12,7 0,0

2,6 0,0

0,3 0,3

15,3 3,8

3,8 3,8

3,8 3,8

Quelle:

AGEP/RWI (2002)

Im Szenario EU-RLV eng fallen die europäischen CO2-Preise mit 12,70 $/t CO2 bzw. 15,30 $/t CO2 am höchsten aus. Der Preisunterschied in Abhängigkeit von Russlands Verhalten mag zunächst überraschen, da die beiden Handelssysteme nicht gekoppelt sind. Die Unterschiede sind hier durch eine Veränderung der Weltmarktpreise für Energieträger zu erklären. Aufgrund der weltweit geringeren Energienachfrage sinken die Weltmarktpreise bei strategischem Verhalten Russlands. Dadurch stiege jedoch (bei unveränderten CO2-Preisen) in Europa die Nachfrage nach Energie und Emissionsrechten. Ein neues Gleichgewicht auf dem Zertifikatemarkt wird in etwa erreicht, wenn der Anstieg des CO2-Preises den Rückgang der Energiepreise ausgleicht. Die EU-weiten Emissionsminderungen sind am höchsten im Szenario EU-RLV eng. Die Minderungen im ET-Sektor sind hierbei fest vorgegeben, die Reduktionsziele der ande-

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Emissionshandelssystem für Deutschland

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ren Emittenten können prinzipiell durch Zukauf (durch den Staat) im Annex I-weiten Emissionshandel erfüllt werden.7 Dass die Emissionsminderung in der EU um 5 Mio. t CO2 (von 300 auf 295 Mio. t CO2) zurückgehen soll, wenn Zertifikate durch strategisches Verhalten Russlands verteuert werden, ist nicht nachzuvollziehen. Sofern über projektbezogene Mechanismen oder Annex I-weiten Emissionshandel kostengünstigere Möglichkeiten geschaffen werden, den Emissionszielen gerecht zu werden, sinken die Minderungen in der EU. Ein Teil der benötigten Emissionsrechte wird von anderen Annex I-Ländern erworben, ein weiterer Teil über CDM-Maßnahmen in Nicht-Annex ILändern. Deutschland wird in den Berechnungen im Gegensatz zu den meisten anderen Studien als Nettokäufer von Zertifikaten gesehen. Emissionsminderungen in Annex I-Ländern gehen grundsätzlich mit einem Anstieg der Emissionen in anderen Ländern, dem sogenannten Leakage einher. Dafür sind im Wesentlichen zwei Effekte verantwortlich. Zum einen erhöht Klimaschutz die Produktionskosten und erhöht die Wettbewerbsfähigkeit von Unternehmen, die keinen vergleichbaren Maßnahmen unterliegen. Zum anderen reduzieren Emissionsminderungen die Energienachfrage und damit die Weltenergiepreise. Dies führt zu einem Anstieg der Energienachfrage und damit der Emissionen in anderen Ländern. Der erste Effekt kann in dem Maße verringert werden, wie kostengünstigere Vermeidungsmaßnahmen oder Zukaufsmöglichkeiten eröffnet werden.8 Der zweite ist nur von der Elastizität der Energienachfrage abhängig und lässt sich nicht verhindern.9 Nach den Simulationsergebnissen können weltweit höhere Emissionsminderungen erzielt werden, wenn JI und CDM zugelassen werden. Der Annex I-weite Emissionshandel bringt dem gegenüber keine deutlichen Verbesserungen mehr und kann die Emissionen sogar erhöhen. Insgesamt bleibt festzuhalten, dass die Unterschiede der globalen Emissionsminderung in Abhängigkeit von Russlands Verhalten bei der Vermarktung von Hot air diejenigen bei unterschiedlichen Ausgestaltungen der europäischen Klimapolitik um ein Vielfaches übertreffen. Ohne strategisches Verhalten Russlands schwanken die globalen Emissionsminderung zwischen 230 und 400 Mio. t CO2. Mit strategischem Verhalten bewegen sie sich zwischen 1.400 und 1.750 Mio. t CO2. Die größten Schwächen des KiotoProzesses liegen also im Bereich der heißen Luft. Insgesamt wird der gegenwärtige An-

7

Dieses Verhalten wird in der Analyse auch unterstellt, obwohl viele Ländern bereits weitere Maßnahmen zu Emissionsminderung in diesem Bereich planen. Die Nachfrage nach Emissionsrechten von nicht-europäischen Annex I-Ländern würde damit geringer ausfallen als in der Studie unterstellt. Sofern im Zuge von projektbezogenen Mechanismen die Minderungen außerhalb der Region erbracht werden, tritt dabei neben einem realen ökonomischen Effekt auch ein rein statistischer Effekt auf: Die Minderung in der Region wird niedriger ausgewiesen, während der Anstieg außerhalb der Region reduziert wird. Allein diese „Umbuchung“ vermindert das Leakage, ohne einen realen Effekt. Daher ist es aus ökologischer Sicht sinnvoller, auf die globale Emissionsminderung zu schauen als auf die relativ willkürliche Definition des Leakage. Am deutlichsten wird dies bei einem Vergleich der Ergebnisse für die Szenarien EU-RLV weit und Marrrakesch, wo eine Verminderung des Leakage mit einer Erhöhung der weltweiten Emissionen einher geht. Dies gilt übrigens auch für CDM-Projekte. Da hier jedoch die Verminderung und der Anstieg der Emissionen in der gleichen Region stattfinden wird dies statistisch nicht erfasst.

8

9

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Emissionshandelssystem für Deutschland

satz der EU-Richtlinie, JI und CDM zuzulassen, beim Annex I-weiten Handel aber restriktiv vorzugehen, durch die Simulationsergebnisse gestützt. 2.4.4 Die Analyse mit dem RWI-Modellsystem

Das RWI-Modellsystem ist eine Sammlung von Modellen, die kombiniert zur Analyse der oben dargestellten Szenarien auf die deutsche Wirtschaft angewandt werden. Analyseschwerpunkt ist die „Abbildung der Wechselwirkungen, die zwischen energiewirtschaftlichen, sektoralen und gesamtwirtschaftlichen Entwicklungen bestehen“ (S. 159). Das System umfasst ein Struktur-, ein Energie- sowie ein Emissionsmodell. Im Energiemodell werden die Stufen der Energieversorgung von der Primärenergie bis zum endgültigen Endverbrauch in Anlehnung an das Schema der Energiebilanzen abgebildet. Das Teilmodell „Energienachfrage“ ermittelt die Endenergienachfrage der Unternehmen für vorgegebene sektorale Produktionswerte und der privaten Haushalte in Abhängigkeit vom verfügbaren Einkommen. Das zweite Teilmodell „Energieangebot“ berechnet, wie die ermittelte Endenergienachfrage unter gegebenen Rahmenbedingungen (Weltenergiepreise, inländische Erzeugungs- bzw. Entstehungskosten, verfügbare Technologien, vorhandener Anlagenbestand, umwelt- und energiepolitische Rahmenbedingungen, usw.) am kostengünstigsten erzeugt, welche Primärenergieträger eingesetzt und welche Preise verschiedenen Abnehmergruppen berechnet werden. Das Emissionsmodell berechnet die mit der Umwandlung und dem Verbrauch von Energie verbundenen Schadstoffemissionen, hier insbesondere die CO2-Emissionen. Das ökonometrische Strukturmodell bildet die reale Güternachfrage und die Preisbildung untergliedert nach 60 Sektoren ab. In den Modellen wird der Zertifikatehandel nicht explizit abgebildet. Vielmehr werden die Ergebnisse des Handels über die Preise der Zertifikate in die Analyse eingebracht. Auf eine Ankoppelung an die Ergebnisse der Analyse mit dem globalen Modell code TM wird verzichtet. So werden beispielsweise eigenständige Annahmen über die Entwicklung der Energiepreise getroffen. Bei dem als Referenz gewählten Szenario Marrakesch wird von einem Preis für Emissionsrechte von 5 €/t CO2 ausgegangen. Als Politikszenario werden die Annahmen des Szenarios EU-RLV eng gewählt, bei dem „ohne die möglichen Standortverlagerungen energieintensiver Sektoren“ (S. 97) ein Preis von 30 €/t CO2 in der ersten Budgetperiode 2008 bis 2012 erwartet wird. Es ist schwer diese Werte mit den Ergebnissen der CGE-Analyse von 0,33 bis 3,80 $/t CO2 im Szenario Marrakesch und von 12,70 bis 15,30 $/t CO2 im Szenario EU-RLV eng in Beziehung zu setzen. Insofern ist fraglich, ob an dieser Stelle nicht mögliche Synergieeffekte durch den Einsatz unterschiedlicher Modelle mit verschiedenen Stärken vergeben wurden. Im Vergleich zu den CO2-Preisen der Analyse mit code TM führen die genannten Annahmen zu deutlich höheren Belastungen für die analysierten Teile der Wirtschaft. Bezüglich der Erstallokation wird unterstellt, dass die Emissionsrechte anfangs kostenlos vergeben werden, in der Kioto-Periode aber 20 % der Menge zu einem Preis von 5 €/t CO2 (im Szenario Marrakesch) bis 30 €/t CO2 (im Szenario EU-RLV eng) versteigert werden. Welche Annahmen über die Verteilung der kostenlosen Emissionsrechte

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Emissionshandelssystem für Deutschland

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auf einzelne Sektoren getroffen wurden, wird nicht dargestellt. Die Verwendung der bei einer Auktion erzielten Mittel wird nicht in die Analyse einbezogen. Da diese Mittelverwendung bei einigen anderen Analysen aber eine wesentliche Rolle für die gesamtwirtschaftliche Beurteilung des Emissionshandels spielt10, stellt dies eine ernste Lücke in der Analyse dar. Die Belastung der Wirtschaft wird dadurch tendenziell überzeichnet. Die Analyse des RWI ist eine Partialanalyse, bei der wichtige Parameter unabhängig vom untersuchten Politikszenario exogen vorgegeben werden, z.B. die Entwicklung des Welthandels, der Wechselkurs oder das Lohnniveau. Auch existierende klimapolitische Maßnahmen, wie das EEG, das KWK-Gesetz oder die ökologische Steuerreform, werden unverändert weitergeführt. 2.4.4.1 Auswirkungen auf die Energiewirtschaft Kurzfristig werden in der Energiewirtschaft keine Auswirkungen erwartet. Dies wird durch die folgende Argumentationskette abgeleitet: 1. Der Anlagenbestand ist kurzfristig als konstant zu betrachten, so dass Auswirkungen nur auftreten, wenn der Zertifikatehandel die Rangfolge der eingesetzten Kraftwerke („Merit order“) verändert. 2. Maßgeblich für die Produktionsentscheidung sind die variablen Kosten der Stromerzeugung, insbesondere die Brennstoffkosten inklusive des Zertifikatpreises. „Grundsätzlich ist der Verkauf von Emissionsrechten und damit die Verringerung der Stromerzeugung immer dann vorteilhaft, wenn der Erlös aus dem Verkauf der Emissionsrechte die Brennstoffkosten übersteigt, eine Steigerung der Stromerzeugung und damit ein Zukauf wirtschaftlich sinnvoll, wenn die Zusatzkosten durch höhere Stromerlöse ausgeglichen werden“ (S. 106). 3. „Die Stromerlöse steigen allerdings nur dann, wenn zumindest ein Teil der Emissionsrechte kostenpflichtig wird. Eine kostenlose Erstzuteilung leistet dies nicht und hat insoweit keinen Einfluss auf die Brennstoffkosten und damit auf die Rangfolge der eingesetzten Kraftwerke.“ (S. 106) Der zweite und der dritte Punkt sind zweifelhaft, zumindest missverständlich formuliert.11 Eine Produktionsausweitung ist kurzfristig (d.h. im Rahmen bestehender Produktionskapazitäten) sinnvoll, wenn dadurch ein positiver Kostendeckungsbeitrag erzielt wird, d.h. so lange die variablen Produktionskosten geringer sind als der zusätzliche Erlös aus dem Stromverkauf.12 Bei bisher nicht voll ausgelasteten Kraftwerken wird dies nur dann der Fall sein, wenn der Erzeugerpreis für Strom um mehr ansteigt als die zusätzlichen Kosten für CO2-Zertifikate. Dies könnte insbesondere für den Einsatz von
10 11

Vgl. dazu z.B. Parry (2002). Vgl. zu den im folgenden diskutierten Zusammenhängen auch Kapitel 4. Dort wird gezeigt, dass die Wirkungen davon abhängig sind, ob Emissionsrecht bei der Stilllegung von Anlagen verfallen oder nicht. Annahmen dazu werden in der Analyse des RWI nicht dargestellt. D.h. solange die variablen Kosten pro Stromeinheit geringer sind als der Erzeugerpreis.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

Gas zutreffen, das deutlich niedrigere spezifische CO2-Emissionen aufweist als insbesondere Braun- und Steinkohle. Die Behauptung, die kostenlose Vergabe von Emissionszertifikaten führe keine Erhöhung des Strompreises herbei, widerspricht dem ökonomischen Opportunitätskostenprinzip. Da Emissionsrechte einen Marktwert besitzen und ggf. verkauft werden können, fließt ihr Wert in die Berechnung der variablen Produktionskosten voll ein und wird auch zu einer Änderung des Strompreises führen.13 Daher kann die Rangfolge der eingesetzten Kraftwerke durchaus beeinflusst werden. Ob dies empirisch in relevantem Ausmaß beobachtbar ist, also die Merit order tatsächlich signifikant verändert wird, bedarf einer vertiefenden Diskussion. Langfristig kann sich der Emissionshandel auf die Investitionsentscheidungen beim Bau neuer Kraftwerke auswirken. Für diese Entscheidung sind neben den variablen Kosten die Investitionskosten von Bedeutung. Dabei spielen wiederum die Brennstoffkosten eine maßgebliche Rolle, die sich aus Brennstoffpreis, Kohlenstoffgehalt, Zertifikatspreis und dem Wirkungsgrad der Anlage ergeben. Nach Ansicht des RWI, spielt für die Entscheidung „ob die bestehenden Emissionsrechte für eine bestimmte Technik bzw. einen Brennstoff genutzt werden“ die gewählte Anfangsverteilung keine Rolle (S. 114). Dies ist richtig, sofern die Grundsatzentscheidung gefallen ist, eine Anlage zu bauen und nur noch der Anlagentyp bestimmt werden soll. Für diese Entscheidung selbst aber kann die Vergabeart durchaus von Bedeutung sein. Die kostenlose Vergabe ist als Subvention für die Errichtung einer Anlage anzusehen, die möglicherweise verfällt, wenn kein Kraftwerk betrieben wird.14 Daher dürfte eine kostenlose Vergabe langfristig zu einem höheren Kraftwerksbestand und Produktionsniveau führen als eine Versteigerung der Zertifikate. Inwieweit dies in der Analyse des RWI berücksichtigt wird, ist nicht ersichtlich. Die wichtigsten Ergebnisse der Berechnungen im Energiemodell sind in der folgenden Tabelle 2-5 zusammengefasst. Sie zeigt, ab welchem Zertifikatspreis ein Kraftwerke auf Braun- und Steinkohlebasis beim Neubau durch weniger CO2-intensive Kraftwerkstypen verdrängt wird.15

13

Der Strompreis steigt um die Zusatzkosten des Grenzanbieters. Sofern es sich hierbei um einen europäischen Anbieter handelt, der auch dem Emissionshandel unterliegt, und dieser eine Anlage mit hohen spezifischen CO2-Emissionen betreibt, steigen die Kosten und damit der Preis stärker als bei einer Anlage mit niedrigen Emissionen pro Outputeinheit. Dies hängt davon ab, ob Emissionsrechte an den Staat zurück gegeben werden müssen, wenn eine Anlage stillgelegt wird. Vom RWI wurden auch Schwellenwerte für Kernkraftwerke ermittelt. Diese werden im Folgenden jedoch ausgeklammert, da in Deutschland der Neubau von Kernkraftwerken gegenwärtig politisch nicht akzeptabel erscheint.

14

15

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Emissionshandelssystem für Deutschland

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Tabelle 2-5:
Brennstoff Grundlast Braunkohle Steinkohle Mittellast Braunkohle Steinkohle

Langfristige Grenzvermeidungskosten in der Stromerzeugung
Substitut 2005 2010 €/t CO2 Steinkohle Erdgas GuD Erdgas GuD Steinkohle Erdgas GuD Erdgas GuD 14,4 23,5 26,8 -4,9 1,6 3,9 14,6 23,1 26,1 -6,8 -1,2 0,8 17,1 23,6 25,9 -8,7 -6,1 -5,2 2020

Quelle:

AGEP/RWI 2002

Nach dieser Tabelle wird im Grundlastbereich auch künftig die Braunkohle dominieren. Erst ab einem CO2-Preis von etwa 15 €/t CO2 wird sie durch Steinkohle verdrängt, ab etwa 26 €/t CO2 von Erdgas. Im Mittellastbereich dominiert ohne Klimaschutzmaßnahmen die Steinkohle, ab einem Zeitpunkt zwischen dem Jahr 2010 und 2020 GuDKraftwerke auf Basis von Erdgas. Schon ein relativ geringer Zertifikatspreis von knapp 4 €/t CO2 wird ab 2005 den Übergang zum Erdgas herbeiführen.16 Das RWI sieht darin Risiken für die deutsche Stromversorgung. Es weist darauf hin, dass bei diesem Kraftwerkstyp in der Kostenstruktur die Brennstoffkosten im Vergleich zu den Kapitalkosten einen besonders hohen Anteil hätten und damit Preis- und Versorgungsrisiken besonders stark ausgesetzt seien, die bei Erdgas zudem höher einzuschätzen seien als bei Importkohle. Dieser Übergang auf Erdgas würde in dem Umfang vorgenommen, wie alte Anlagen das Ende ihrer Lebensdauer erreichen. Davon sei Deutschland, insbesondere das linksrheinische Revier, überdurchschnittlich betroffen. Daraus könnten sich zusätzlich regionale Anpassungsprobleme ergeben. 2.4.4.2 Sektorale Auswirkungen In den Produktionsbereichen, die vom europäischen Emissionshandel erfasst werden sollen, sieht das RWI nur in geringem Umfang Emissionsminderungspotenziale, die durch den Emissionshandel mobilisiert werden könnten. Die industrielle Stromerzeugung erfolgt i.d.R. in Kombination mit Wärmeerzeugung und wird künftig wie öffentliche KWK-Anlagen auch ohne zusätzliche Anreize auf der Basis von Erdgas vorgenommen. Effizienzverbesserungen im Produktionsbereich seien mit hohen spezifischen Kosten verbunden und würden durch den Emissionshandel kaum ausgelöst. Die Analyse des RWI geht daher davon aus, dass Differenzen zwischen den Emissionen im Business as usual-Szenario und der kostenlosen Anfangsausstattung an Emissionsrechten durch Zukauf geschlossen werden. Die Produktionsbereiche werden dann einerseits durch Ausgaben für Zertifikate belastet, andererseits durch höhere Stromkosten. In
16

Auch Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK) werden künftig ohne zusätzliche Anreize mit hoher Wahrscheinlichkeit ausschließlich auf der Basis von Erdgas installiert.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

der Studie werden die Zusatzkosten eines europäischen Emissionshandelssystems (Szenarien EU-RLV eng und EU-RLV weit) im Vergleich zum Szenario Marrakesch, die durch diese beiden Effekte hervorgerufen werden, in absoluten Größen im europäischen Vergleich ausgewiesen. Aufgrund der unterschiedlichen Größe der erfassten Sektoren in verschiedenen Ländern erlauben diese Angaben allerdings keine ökonomischen Schlussfolgerungen. Dafür wären Informationen über die relativen Kostensteigerungen, bezogen auf den Produktionswert oder die Wertschöpfung aussagekräftiger. 2.4.4.3 Makroökonomische Wirkungen Vom RWI werden Schätzungen für Auswirkungen des europäischen Emissionshandel auf das Bruttoinlandsprodukt (BIP) und die Beschäftigung im Jahr 2010 und 2020 für alle Länder der EU ausgewiesen. Das Zustandekommen dieser Zahlen ist abgesehen von einem Hinweis auf das verwendete Modell und die zugrunde gelegten Szenarien nicht beschrieben oder nachvollziehbar. Der wesentliche Vorteil computergestützter Analysen liegt jedoch gerade darin, dass die Annahmen explizit dargestellt und das Zusammenwirken verschiedener ökonomischer Mechanismen quantitativ nachvollzogen werden kann. Der Wert der vorgelegten Zahlen ist daher in der gegenwärtigen Form als gering anzusehen. Die Zahlen selbst deuten auf äußerst geringe Auswirkungen verschiedener Ausgestaltungen des Emissionshandels hin. Im Szenario EU-RLV eng wird das BIP im Jahr 2010 (2020) in Deutschland um 0,07 % (0,09 %), in der europäischen Union um 0,06 % (0,07 %) niedriger ausfallen als im Szenario Marrakesch. Die Beschäftigung geht in Deutschland um 27.600 (34.300) in der gesamten EU um 100.700 (112.700) zurück. Durch Einbezug von JI und CDM in das europäische System im Szenario EU-RLV weit können diese Effekte verringert werden. Es treten dann kaum noch Wachstums- oder Beschäftigungseffekte auf. Wie oben bereits ausgeführt, wurde bei diesen Berechnungen unterstellt, dass 20 % der Zertifikate versteigert werden, die Verwendung des Auktionserlöses in der Berechnungen jedoch nicht berücksichtigt. Wird dieser genutzt, um bestehende Steuern oder Abgaben zu senken, so geht dies mit positiven wirtschaftlichen Effekten einher, die in einigen Studien substanziell zu einem positiven Gesamturteil beitragen. Alle diese Ergebnisse beziehen sich auf einen Vergleich mit dem aus theoretischer Sicht kostengünstigsten Szenario Marrakesch. Gegenüber Szenarien ohne Emissionshandel (z.B. feste Quoten im Rahmen von Selbstverpflichtungen) dürften daher deutlich positive Effekte zu erwarten sein.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

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Tabelle 2-6: Makroökonomische Effekte eines Emissionshandels (Veränderung gegenüber dem Szenario Marrakesch)
Szenario EU-RLV weit Szenario EU-RLV eng Veränderungen gegenüber dem Szenario Marrakesch BIP Beschäftigung BIP Beschäftigung % in 1000 in % in 1000 2010 -0,01 -4 -0,07 -27,6 -0,01 -15,6 -0,06 -100,7 2020 -0,01 -3,6 -0,09 -34,3 -0,01 -14,6 -0,07 -112,7

Deutschland EU-15 Deutschland EU-15

Quelle:

AGEP/RWI (2002)

2.4.5

Zusammenfassung und Fazit

Aus ihrer konzeptionellen Kritik am europäischen Emissionshandel leitet die Studie eine weitgehende Ablehnung aller Handelssysteme ab, „die Unternehmen auf der Basis von absoluten Restriktionen einbinden“ (S. 139). Begründung dafür ist, dass damit die Gefahr des Leakage verbunden sei, d.h. der Verlagerung von Emissionen in Länder außerhalb der EU. Durch dieses Phänomen werde das Ziel des Kioto-Prozesses, die Reduktion der globalen Emissionen von Treibhausgasen, gefährdet. Außerdem führe es zu nachteiligen ökonomischen und sozialen Folgen für die europäische Wirtschaft. Darüber hinaus wird eine Reihe ernster praktischer und administrativer Probleme gesehen, z.B. bei der Verteilung der Erstausstattung sowie dem Monitoring. Eine weitere Kritik am Richtlinienentwurf vom 23. Oktober 2001 bezieht sich darauf, dass das EU-Konzept eine „Isolation von dem auf UN-Ebene vereinbarten Konzept der Flexibilisierung mit drei Instrumenten“17 (S. VI) vorsehe. Dadurch würden die Kosten der Zielerreichung für europäische Unternehmen höher als notwendig, das Leakage werde verstärkt, und der Wirtschaftsstandort verlöre an Wettbewerbsfähigkeit. Daher stehe der Emissionshandel gemäß der EU-Richtlinie mit dem Ziel der Nachhaltigkeit in Konflikt, da er (im Vergleich zu anderen Lösungen) weniger Umweltentlastung herbeiführe und mit höheren wirtschaftlichen und sozialen Kosten verbunden sei. Eine der Auswirkungen des Emissionshandels, die besonders kritisch hervorgehoben wird, ist die Verlagerung der Nachfrage nach Primärenergieträgern von Stein- und Braunkohle zu Erdgas. Dadurch werde einerseits die Versorgungssicherheit Deutschlands gefährdet und die Abhängigkeit von relativ wenigen Anbietern von Erdgas erhöht. Andererseits führe dies zu hohem Anpassungsdruck und sozialen Problemen in den deutschen Kohlerevieren. Neben dem Klimaschutz würden also auch andere politische Ziele „wie die Versorgungssicherheit, Wachstum und soziale Gerechtigkeit negativ betroffen“ (S. VII).
17

Durch diese und ähnliche Formulierungen („völkerrechtlich bindende(n) Kyoto-Mechanismen“, S.2) wird der falsche Eindruck erweckt, dass ein Vertragspartner verpflichtet sei, diese Mechanismen zu nutzen. Es handelt sich dabei jedoch nur um eine Möglichkeit, nicht aber eine Verpflichtung.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

Weiterhin sei unklar, wie der europäische Emissionshandel mit bestehenden klimapolitischen Maßnahmen in Einklang zu bringen sei, „ohne Doppeleffekte u.ä. sowie erhebliche zusätzliche bürokratische Belastungen hervorzurufen“ (S. VII). Besonders wird auf den Konflikt mit der Selbstverpflichtung der deutschen Wirtschaft zum Klimaschutz hingewiesen, die als erfolgreiches und weiterhin notwendiges Instrument angesehen wird. Insgesamt leiten die Autoren aus den präsentierten Ergebnissen ein deutlich negatives Ergebnis ab: „Ablehnung des EU-RLV aufgrund von konzeptionellen Mängeln und gravierenden negativen Wirkungen“ (S. V). Die Absage geht sogar darüber hinaus und bezieht sich auf alle Emissionshandelssysteme, „die Unternehmen auf der Basis von absoluten Restriktionen einbinden“ (S. 139). Die Studie folgert: „Wenn überhaupt, bietet sich ein Emissionshandelssystem für die deutsche Industrie erst längerfristig an“ (S. 143). Weder aus den konzeptionellen Kritikpunkten noch aus den durchgeführten Simulationsrechnungen lassen sich die in der Studie ausgedrückten grundlegenden Vorbehalte gegen den Emissionshandel allgemein und den Entwurf der EU-Richtlinie im Speziellen ableiten. Die Gefahr des Leakage ist bereits in der Konstruktion des Kioto-Protokolls angelegt und kann grundsätzlich nicht vermieden werden. Auch sollte dieser Punkt nicht einseitig in den Vordergrund gestellt werden. Die Bedeutung der ersten Verpflichtungsperiode des Kioto-Protokolls ist weniger in der globalen Emissionsminderung an sich zu sehen, sondern vielmehr als Beginn eines internationalen politischen Prozesses, in dem die beteiligten Industrieländer ihre besondere Verantwortung auf dem Weg zu einer nachhaltigen Entwicklung anerkennen. Dieser erste Schritt ermöglicht, Vertrauen zu bilden, Institutionen aufzubauen und Erfahrungen zu sammeln, wie die Effizienz des Marktmechanismus genutzt werden kann, um die Nutzung des knappen Gutes „Umwelt“ zu steuern. Auch die Simulationsrechnungen können die grundsätzliche Ablehnung nicht stützen. Sie ergeben, dass die wirtschaftlichen Effekte (im Vergleich mit dem Szenario Marrakesch) insgesamt gering sind, und zwar umso geringer, je umfangreicher die Möglichkeiten zur Nutzung flexibler Mechanismen gestaltet werden. Auch die ökologische Wirksamkeit kann nach so nach den Berechnungen von AGEP/RWI (2002) verbessert werden. Schon durch die Einbeziehung der projektbezogenen Mechanismen JI und CDM können die größten Nachteile im Vergleich zu dem Szenario mit vollem Einsatz der flexiblen Instrumente vermieden werden. Die Öffnung für einen Annex I-weiten Handel bringt dem gegenüber nur noch geringe Vorteile. Eine generelle Ablehnung des Emissionshandels können die Simulationsrechnungen und die konzeptionellen Probleme schon aus methodischen Gründen nicht rechtfertigen, da kein Szenario mit alternativen Politikmaßnahmen analysiert wurde, mit denen die Verpflichtungen des Kioto-Protokolls und des europäischen Burden sharing eingehalten werden können. Die pauschal behauptete Leistungsfähigkeit von Selbstverpflichtungen als Instrument des Klimaschutzes ist aus theoretischen wie empirischen Gründen durchaus in Frage zu stellen. Bei dem Plädoyer, in einem europäischen Emissionshandel, die flexiblen Mechanismen des Kioto-Protokolls so weit wie möglich einzubeziehen, wurden Argumente, die dafür
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Emissionshandelssystem für Deutschland

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•

sprechen, einen substanziellen Teil der Minderungsverpflichtung in der EU selbst zu erfüllen, nicht in Betracht gezogen. So kann der Druck zu „inländischen“ Emissionsminderungen Innovationen induzieren und europäischen Herstellern von Anlagen zur emissionsfreien oder –armen Energieerzeugung sowie zur Energieeinsparung langfristig Wettbewerbsvorteile verschaffen. Diese Mechanismen sind auch in den verwendeten Simulationsmodellen nicht abgebildet und daher in der Wirkungsanalyse nicht berücksichtigt. Der Einbezug der projektbezogenen Mechanismen JI und CDM entspricht dem aktuellen Stand der Diskussion in der EU. Die EU hält es jedoch für notwendig, Bedingungen für entsprechende Projekte zu formulieren, um zu verhindern, dass diese die ökologische Wirksamkeit der europäischen Klimaschutzanstrengungen unterlaufen. Langfristig ist sicherlich auch ein Annex I-weiter Emissionshandel anzustreben. Angesichts der Hot air-Problematik könnte dies in der ersten Verpflichtungsperiode jedoch auch unerwünschte Effekte haben.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

3

Simulation verschiedener Ausgestaltungsvarianten für einen EUEmissionshandel in Deutschland Modellbeschreibung

3.1

Im Rahmen des Vorhabens wurde zur Bewertung verschiedener Ausgestaltungsoptionen eines nationalen Allokationsplanes für Deutschland das Modell SIMET (Simulation von ET-Systemen) entwickelt. Es dient insbesondere zur Abschätzung der sektoralen Kostenbelastungen in Abhängigkeit von der Anfangsverteilung der Emissionsrechte. Das Simulationsprogramm ist mit Hilfe der Makroprogrammierung (Visual Basic) in Excel modelliert worden. Alle Modellrechnungen beziehen sich auf das Jahr 2010, das als repräsentativ für die Verpflichtungsperiode 2008 bis 2012 angesehen wird. Die Aussagen zu Emissionsprojektionen, Kosten, Vermeidungspotenzialen und Zertifikatspreisen beziehen sich auf diesen Zeitpunkt. Schließlich folgt die Modellierung einem branchenorientierten Ansatz. Wichtige Verteilungsprobleme des EU-Emissionshandelssystems werden sich jedoch auf Anlagen- bzw. Unternehmensebene innerhalb der verschiedenen Branchen ergeben. Trotzdem erlaubt die Analyse auf Branchenebene erste Rückschlüsse auf besonders sensible Ausgestaltungsoptionen des Systems. 3.1.1 Ziel und Aufbau des Modells

Ziel der Modellentwicklung war es, zeitnah und flexibel sowie in Abhängigkeit vom Zertifikatspreis eine Vielzahl verschiedener sektoraler Anfangsverteilungen an Emissionsrechten in Deutschland hinsichtlich ihrer Verteilungswirkung zu analysieren. Die sektoralen Verteilungswirkungen wurden anhand der Durchschnitts- und Gesamtkostenbelastungen der einzelnen Sektoren sowie mit Hilfe einer Ver- und Zukaufsbilanz an Emissionsrechten untersucht. Mit Hilfe der Ver- und Zukaufsbilanz können Verkaufsströme von Emissionsrechten ausgewertet werden, d.h. Aussagen getroffen werden, ob in Abhängigkeit von den getroffenen Annahmen sich ein Sektor (bzw. Deutschland) zum Nettover- oder –zukäufer von Emissionsrechten entwickelt. Eine solche Bilanz liefert jedoch zunächst noch keine Hinweise auf die tatsächliche Kostenbelastung eines Sektors. Diese kann lediglich durch die Auswertung der Gesamtkosten – d.h. unter Berücksichtigung aller Kostenfaktoren (Vermeidungskosten zuzüglich Kosten bzw. Erlöse aus dem Emissionsrechtehandel) – ermittelt werden. Die Durchschnittskosten hingegen sind stark von den jeweilig vorhandenen sektoralen Vermeidungspotenzialen bzw. den Kosten dieser Vermeidungspotenziale ab.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

•

•

Tabelle 3-1:

Sektorgliederung nach der statistischen Systematik der Wirtschaftszweige
Beschreibung der Sektoren Bergbau/Gewinnung von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlags- und Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralverarbeitung, Herstellung/Verarbeitung von Spalt- und Brutstoffen Chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden Metallerzeugung und -bearbeitung Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau Herstellung von Büromaschinen, DV-geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektroerzeugung, -verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik,Sportgeräten Recycling

WZ 93 10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

Quelle:

Statistisches Bundesamt

In SIMET werden alle unter den Richtlinienentwurf fallenden Sektoren betrachtet. Die Verteilungswirkung der Primärallokation auf die folgenden Emittentengruppen bzw. Akteure werden bei der Analyse berücksichtigt: • Verarbeitendes Gewerbe und Bergbau
• • •

Industriefeuerungen Stromerzeugung nicht-energiebedingte Emissionen

• • •

Öffentliche Stromerzeugung Öffentliche Fernwärmeerzeugung Staat (bei Auktionierung)18

18

Die Analyse der Verteilungswirkungen auf den Staat ist nur bei Wahl der Auktionierung als Primärallokation sinnvoll.

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•

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Emissionshandelssystem für Deutschland

Die Industriefeuerungen sowie die Stromerzeugung im Bereich des Verarbeitenden Gewerbes und des Bergbaus werden nach der statistischen Systematik der Wirtschaftszweige (Klassifikation der Wirtschaftszweige Ausgabe 93 – WZ 93) in 24 Sektoren unterteilt, um eine differenziertere Aussage hinsichtlich der Kostenbelastung innerhalb der Industriesektoren zu ermöglichen. Diese sind in Tabelle 3-1 im Überblick dargestellt. Die in SIMET berücksichtigten prozessbedingten CO2-Emissionen, die nur in ausgewählten Sektoren des Verarbeitenden Gewerbes auftreten, sind in Tabelle 3-2 dargestellt. Tabelle 3-2:
WZ 93 24 24 26 26 26 27 27

Prozessbedingte CO2- Emissionen
Prozesse Herstellung von Ammoniak Herstellung von Soda Herstellung von Glas Herstellung von Zement Herstellung von Kalk Herstellung von Kalziumkarbid Herstellung von Hüttenaluminium Berücksichtigung unter EUEmissionshandelsrichtlinie nein nein ja ja ja nein nein

Quelle:

Eigene Darstellung

Weiterhin können – um die Verteilungswirkung von spezifischen Ansätzen für die Stromwirtschaft transparent zu machen – einzelne Primärenergieträger in der öffentlichen Stromerzeugung detailliert betrachtet werden. Folgende Energieträger werden differenziert betrachtet: • • • • • • Braunkohle Steinkohle Öl Gas Kernenergie Sonstige

Die Berücksichtigung der Kernenergie für die Stromerzeugung ermöglicht die Bewertung unterschiedlicher Ansätze zur Behandlung der Kernenergie im Rahmen der Zuteilung von Emissionsrechten. 3.1.2 Voreinstellung und Eingangsdatensätze

Im Folgenden werden die Voreinstellungen und Eingangsdatensätze von SIMET in allgemeiner Form beschrieben, inhaltliche Aspekte der Datengrundlagen, die in SIMET verwendet worden sind, werden jedoch erst in den Kapiteln 3.4 bis 3.8 ausführlich erläutert. SIMET umfasst die folgenden Eingangsdatensätze:

38

Emissionshandelssystem für Deutschland

•

•

• • • • •

Baseline-Entwicklung Vermeidungskostenkurven Varianten der Primärallokation Zertifikatspreise Anpassungsvariante für zusätzliche Stromerzeugung.

Diese Eingangsdaten für die Varianten der Primärallokation können durch den Nutzer variabel in der Steuerungseinheit von SIMET eingestellt werden. Abbildung 3-1 bietet eine Übersicht über die Benutzeroberfläche der Steuerungseinheit von SIMET. Abbildung 3-1: Benutzeroberfläche der Steuerungseinheit von SIMET
SIMET
Simulation von ET-Systemen
Konsistenzcheck

VermeidungskostenVariante

4

Pragmatic approach

Verschiedene Capvarianten: Kosten & Emissionen

Baseline-Variante

1

REF - Referenz

Übertrage Ergebnisse in Ergebnisdatei Datei "Modellergebnisse aktuell.xls muss geöffnet sein
Proportionale Anpassung

Anpassungs-Variante für zusätzliche Stromerzeugung

1

Quelle:

Öko-Institut

Eine zentrale Ausgangsbasis des Modells bilden die Projektionen für die zukünftige Entwicklung der CO2-Emissionen bis zum Jahr 2010, die sog. Baseline-Entwicklung. Zwei Datensätze zur Baseline-Entwicklung (nach Erfassungsgraden)19 wurden einmalig in SIMET eingelesen, können aber jederzeit angepasst werden. Vor jedem Modelldurchlauf wird jeweils eine Variante der Baseline ausgewählt, die für den jeweiligen Modelldurchlauf als Basis genommen wird. Zur Zeit programmiert sind die folgenden Baseline-Varianten:

19

Mit den beiden Projektionen soll eine robuste Bandbreite der möglichen Emissionsentwicklung dargestellt werden.

39

Kompetter Durchlauf

Zertifikatspreis

10,00

€/t CO2

Datenkosistenz (Zertifikatspreis, VMKVariante) ist OK

Berechnung der Vermeidungspotenziale

•

•

Emissionshandelssystem für Deutschland

1. 2.

Baseline-Variante „Referenz“ (REF) Baseline-Variante „Alternativ“ (ALT)

Ausführliche Erläuterungen sowohl zu den Annahmen, die diesen Projektionen zugrunde gelegt wurden, als auch zum Ergebnis der beiden Projektion enthalten die Kapitel 3.4 bis 3.8. Die Vermeidungskosten der verschiedenen Branchen fließen ebenfalls variabel in das Modell ein. Dies bedeutet einerseits, dass jeweils eine von insgesamt vier Vermeidungskostenvarianten bei einem Modelldurchlauf als Grundlage für die Modellrechnungen verwendet werden kann. Andererseits können – für weitere Berechnungen – alle Vermeidungskostenkurven relativ einfach innerhalb des Modells angepasst oder ergänzt werden. Die Vermeidungskostenkurven werden in den Eingangsdaten durch die Menge der vermiedenen Emissionen (in Millionen Tonnen) sowie durch die entsprechenden spezifischen Vermeidungskosten der einzelnen Vermeidungsoption in Euro pro Tonne abgebildet. Derzeit werden die in Kapitel 3.7 näher erläuterten Vermeidungskostenkurven als Datengrundlage für das Modell verwendet. Die Flexibilität, innerhalb des Modells sowohl die Baselines als auch die Vermeidungskosten zu variieren, wurde eingeführt, um den Unsicherheiten Rechnung zu tragen, die mit der Abschätzung der Vermeidungskostenkurven und Prognose der BaselineEntwicklung einhergehen und entsprechende Sensitivitätsuntersuchungen zu erleichtern. Derzeit sieht das Modell 25 verschiedene Varianten der Primärallokation vor, für die jeweils ein Zu- und Verkaufssaldo, die sektoralen Durchschnittskosten sowie die sektoralen Gesamtkosten ermittelt werden. Im Gegensatz zu den anderen Eingangsdaten werden die Varianten der Primärallokation bei den einzelnen Durchläufen nicht alternativ, sondern in Abhängigkeit von den anderen Eingangsdaten immer vollständig ausgewertet. Bei Bedarf können jederzeit die Menge der zu untersuchenden Varianten der Primärallokation mit geringen Anpassungen des Modells erhöht oder reduziert werden bzw. auch die bestehenden Varianten angepasst werden. Im Rahmen dieses Projektes dienten die in Kapitel 3.6 näher erläuterten Primärallokationsvarianten als Datengrundlage für SIMET. Eine zentrale Voraussetzung für die Anwendung von SIMET ist, dass eine Annahme über die Höhe des Zertifikatspreises auf dem europäischen Emissionshandelsmarkt getroffen wird. Innerhalb von SIMET ist der Zertifikatspreis eine exogen vorgegebene Eingangsgröße, die zu Beginn der Simulationen eingegeben wird. Zur Bewertung der Kostenbelastung in Abhängigkeit von verschiedenen Zertifikatspreisen bei ansonsten gleichen Annahmen muss das Modell mehrmals durchlaufen werden. Wenn im Verarbeitenden Gewerbe und im Bergbau der Einsatz zusätzlicher KraftWärme-Kopplungs-Anlagen als Vermeidungsoption unterstellt wird, erhöht sich insgesamt die industrielle Stromerzeugung. Es wird davon ausgegangen, dass die zusätzlich im Verarbeitenden Gewerbe bzw. im Bergbau produzierte Strommenge in diesen Fällen nicht mehr bei den öffentlichen Stromversorgern nachgefragt wird. Vor diesem Hinter40

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grund wurde es notwendig, die Baseline, die Vermeidungsmenge sowie die Vermeidungskosten der öffentlichen Stromerzeugung um diesen Betrag anzupassen. In SIMET sind zur Anpassung der Baseline zwei alternative Berechnungsvarianten für die Berücksichtigung der zusätzliche Stromerzeugung aus industrieller KWK vorgesehen, die im Vorfeld eines Modelldurchlaufs gewählt werden müssen. 3.1.3 Modell- und Kontrollfunktionen

Nachdem der Nutzer die Voreinstellungen von SIMET getroffen hat, besteht die Möglichkeit, die Vermeidungspotenziale und die sektoralen Kostenbelastungen in Abhängigkeit von der Anfangsverteilung der Emissionsrechte sowohl stufenweise als auch in einem Schritt zu ermitteln (vgl. Abbildung 3-1). Zur Kontrolle, dass die jeweils aktuell mit SIMET ermittelten Auswertetabellen mit den angegebenen Eingangsdaten aus der Steuerungseinheit übereinstimmen, dient ein sog. Konsistenzcheck der Eingangsdaten, der die Folgerichtigkeit der ermittelten Ergebnisse gewährleistet. 3.1.4 Berechnung der Vermeidungspotenziale und Bestimmung der Kostenbelastung verschiedener Varianten der Primärallokation

Der komplexe Programmablauf des Modells ist schematisch in Abbildung 3-2 dargestellt. Er wird in im Folgenden detailliert erläutert. Bestimmung des Vermeidungspotenzials Im ersten Schritt werden für alle Sektoren in Abhängigkeit vom Zertifikatspreis sowohl das Vermeidungspotenzial (in Mio. t CO2) als auch die entsprechenden Kosten der Vermeidung berechnet. Als relevante Vermeidungsmaßnahmen werden diejenigen Optionen berücksichtigt, deren spezifische Kosten unterhalb des angenommenen Zertifikatspreises liegen. Dabei werden für alle Sektoren die Kosten der Emissionsminderung durch das Summenprodukt der spezifischen Kosten und der jeweiligen Vermeidungsmenge bestimmt. Das in Abhängigkeit vom Zertifikatspreis ermittelte gesamte Minderungspotenzial ergibt sich dann aus der Summe der jeweiligen der Vermeidungsoptionen. Berücksichtigung der industriellen Kraft-Wärme-Kopplung und Anpassung der Baseline Die Anpassung der Eingangsdaten innerhalb eines Modelldurchlaufes wegen zusätzlicher Strommengen aus der industriellen Kraftwärmekopplung erfolgt in SIMET auf der Basis zweier, alternativer Berechnungsverfahren. Anpassungsvariante 1 sieht eine proportionale Reduktion der Vermeidungskosten und -menge sowie der Baseline für die öffentliche Stromerzeugung vor. Als Anpassungsfaktor dient bei dieser Variante das Verhältnis der angepassten öffentlichen Stromerzeugung zur öffentlichen Stromerzeugung in der Ausgangssituation.

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Alternativ bleiben bei der Anpassungsvariante 2 die Vermeidungsmenge und -kosten trotz der zusätzlich produzierten Strommenge aus der industriellen Kraftwärmekopplung konstant. Es wird lediglich die Baseline um den Quotienten aus der angepassten öffentlichen Stromerzeugung abzüglich der der zusätzlichen industriellen KWK zuzurechnenden Strommenge sowie der öffentlichen Stromerzeugung abzüglich des Vermeidungspotenzials nach unten korrigiert. Eine ganze Reihe von Berechnungen haben jedoch gezeigt, dass die beiden Anpassungsvarianten die Ergebnisse nur marginal beeinflussen und Sensitivitätsrechnungen mit Blick auf diese unterschiedlichen methodischen Ansätze nicht notwendig erscheinen. Zukaufs- und Verkaufsbilanz Ausgehend von der angepassten prognostizierten Emissionsverteilung im Jahr 2010 wird untersucht, ob die einzelnen Sektoren nach Ausschöpfung des wirtschaftlich attraktiven Potenzials eigener Vermeidungsoptionen Emissionsrechte zukaufen müssen, um ihr vorgegebenes Minderungsziel zu erfüllen oder aber überschüssige Zertifikate vermarkten können. Diese Analyse erfolgt über die sog. Vergleichsmenge20 separat für die einzelnen Primärallokationsvarianten. Wird festgestellt, dass ein Sektor nach Ausschöpfung des Vermeidungspotenzials ein Emissionsniveau erreicht, das unterhalb des vorgegebenen Minderungsziels liegt, so kann dieser Sektor Emissionsrechte auf dem Markt verkaufen. Der Erlös wird durch eine Multiplikation der Menge der zu verkaufenden Emissionsrechte mit dem Zertifikatspreis errechnet. Liegt das Emissionsniveau oberhalb des vorgegebenen Minderungsziels, so muss der Sektor Emissionsrechte auf dem Markt erwerben, ebenfalls zum Zertifikatspreis. Durch diese Auswertung wird eine Zu- und Verkaufsbilanz in Abhängigkeit von der Primärallokation erstellt. Bestimmung sektoraler Gesamt- und Durchschnittskosten Neben der Zu- und Verkaufsbilanz an Emissionsrechten werden zur Bewertung der Primärallokationsvarianten die sektoralen Gesamt- sowie Durchschnittskosten bestimmt. Die Gesamtkosten der einzelnen Sektoren setzen sich zusammen aus den jeweiligen Kosten der eigenen Vermeidung und den Kosten bzw. den Erlösen aus dem Emissionsrechtehandel. Darüber hinaus werden die Durchschnittskosten für jeden Sektor ermittelt, indem die Gesamtkosten auf die Emissionsmenge nach Ausschöpfung des Vermeidungspotenzials bezogen werden. Insgesamt können mit dem vorgestellten Instrumentarium eine Vielzahl von ergebnisbestimmenden Parametern auf einfache Art und Weise miteinander kombiniert und damit umfangreiche Sensitivitätsbetrachtungen durchgeführt werden.

20

Die Vermeidungsmenge wird folgendermaßen definiert: Vergleichsmenge = Baseline – Vermeidungsmenge – Minderungsziel.

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Abbildung 3-2:

Programmablauf von SIMET (schematisch)

Quelle:

Öko-Institut

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3.2

Datengrundlagen

Für die Analysen standen grundsätzlich eine Reihe verschiedener Datenquellen zur Verfügung: • • die von der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen erarbeiteten Energiebilanzen für Deutschland für den Zeitraum 1990 bis 1991; die vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Daten zum Energieverbrauch und zur Energieerzeugung für den Bergbau, das Verarbeitende Gewerbe und die öffentliche Stromversorgung für den Zeitraum 1990 (Stromerzeugung) bzw. 1991 (alle anderen Daten) bis 2001; die Monitoring-Berichte zur Selbstverpflichtung der deutschen Wirtschaft, die Daten für die Jahre 1990 sowie 1995 bis 1999 enthalten; die vom Umweltbundesamt erstellten deutschen Treibhausgasinventare sowie eine ganze Reihe entsprechender Hintergrunddaten; eine Reihe von weiteren Branchenstatistiken (Mineralölwirtschaftsverband, Statistik der Kohlenwirtschaft etc.)

• • •

Den Datensatz mit der höchsten Konsistenz hinsichtlich der Energiedaten bilden dabei die deutschen Energiebilanzen, auf deren Basis – mit geringfügigen Ergänzungen – auch die deutschen CO2-Inventare erstellt werden. Das wesentliche Problem für den Zweck dieser Studie bestand darin, dass die sektorale Auflösung des Energieverbrauchs hinter den Anforderungen für die hier angestellten Analysen zurück bleibt bzw. für einige Bereiche (z.B. die industrielle Stromerzeugung) nicht existiert. Darüber hinaus entstehen auch in der Energiebilanz durch die 1995 erfolgte Umstellung der statistischen Systematik für eine ganze Reihe von Zeitreihen methodische Brüche. Die vom Statistischen Bundesamt bereitgestellten amtlichen Daten bieten den entscheidenden Vorteil, dass sie erstens bis zum Jahr 2001 vorliegen, zweitens in hoher sektoraler Auflösung verfügbar sind und drittens auch rückwirkend für den Zeitraum bis 1991 auf die aktuelle statistische Systematik umgearbeitet wurden. Für das Jahr 1990 mussten die entsprechenden Lücken durch Schätzungen geschlossen werden, die zum Teil auf der amtlichen Statistik für die alten Bundesländer und auf der Grundlage von Daten aus der DDR bzw. den neuen Bundesländern erfolgen konnten. Darüber hinaus mussten in der amtlichen Statistik nicht enthaltene Differenzierungen (z.B. für den nichtenergiebedingten Einsatz verschiedener Energieträger) durch Schätzungen ersetzt werden. Auch zeigen sich im detaillierten Datenbestand an einzelnen Stellen durchaus eine Reihe von schwer erklärbaren Phänomenen. Eine hohe sektorale Auflösung, allerdings nur für einen Ausschnitt der Industrie, bieten die Monitoring-Daten zur Klimaschutz-Selbstverpflichtung der deutschen Industrie. Allerdings unterscheidet sich der hier verfolgte Ansatz für die Branchenabgrenzung teilweise erheblich von der der amtlichen Statistik zu Grunde liegenden Systematik und die Erfassungsgrade der einzelnen Verbandsstatistiken differieren teilweise stark. Darüber hinaus lassen die Monitoring-Daten keine Differenzierung z.B. für die industrielle Stromerzeugung und die nicht-energiebedingten Emissionen zu. Schließlich zeigt sich
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an einzelnen Stellen bei näherer Analyse, dass die im Rahmen des Monitorings gelieferten Daten durchaus auch strategischen Erwägungen des jeweiligen Verbandes folgen können. Vor diesem Hintergrund wurde die Grundsatzentscheidung getroffen, die Analysen grundsätzlich auf Grundlage der amtlichen Daten des Statistischen Bundesamtes durchzuführen. Dem Vorteil langer Zeitreihen und hoher sektoraler Auflösung steht dabei der Nachteil gegenüber, dass sich im Ergebnis der Emissionsberechnungen leichte Abweichungen zu den nationalen Treibhausgasinventaren bzw. zu den auf Grundlage der Energiebilanzen ermittelten CO2-Emissionen auftreten. Für einige Bereiche (gesamte Stromerzeugung, Fernwärmeerzeugung, Mineralölraffinerien) wurden die Daten des Statistischen Bundesamtes aus Plausibilitätsgründen durch Daten aus der Energiebilanz bzw. den zu Grunde liegenden Branchenstatistiken (Mineralölwirtschaftsverband) bzw. weiteren statistischen Zusammenstellungen (Statistik der Kohlenwirtschaft) ergänzt oder ersetzt. Im Bereich der Stromerzeugung kann die Konsistenz der Zeitreihen verbessert werden, wenn diese um statistische Umbuchungen bereinigt werden, die in den neunziger Jahren für einige Bereiche vorgenommen wurden. Diese Bereinigung wurde entsprechend den Monitoring-Berichten zur Klimaschutzerklärung der deutschen Industrie vorgenommen. Zur Ermittlung der nichtenergiebedingten CO2-Emissionen standen die Inventardaten des Umweltbundesamtes zur Verfügung. Für die Umrechnung des Energieeinsatzes von natürlichen Einheiten (z.B. Tonnen) in Energieeinheiten (Terajoule) wurden die Heizwerte der deutschen Energiebilanz verwendet. Die zur Ermittlung der Emissionen notwendigen Emissionsfaktoren wurden vom Umweltbundesamt übernommen. Hinsichtlich der Zeitreihen für die Wertschöpfung der einzelnen Sektoren konnte schließlich auf vom Deutschen Institut für Wirtschaftsforschung erstellte Daten nach der aktuellen statistischen Systematik (Klassifikation der Wirtschaftszweige 1993 – WZ 93) zurückgegriffen werden. In der Kombination der verschiedenen Datenquellen konnte so für die folgenden Analysen eine Datengrundlage geschaffen werden, die eine hohe Auflösung nach Sektoren und Einsatzbereichen, lange Zeitreihen bis zum Jahr 2001 sowie eine ausreichende Konsistenz bietet.

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3.3 3.3.1

Entwicklung der CO2-Emissionen von 1990 bis 2001 Entwicklung der CO2-Emissionen aus dem Endenergieverbrauch der Industrie

Vom Statistischen Bundesamt wurden für den Zeitraum 1991 bis 2001 die Betriebsergebnisse des Produzierenden Gewerbes zum Brennstoffverbrauch nach Hauptgruppen, Abschnitten, Unterabschnitten, Abteilungen, Gruppen und Klassen entsprechend der Klassifikation der Wirtschaftzweige (Ausgabe 1993 – WZ 93) zur Verfügung gestellt. Erfasst wurden dabei die folgenden Brennstoffe: • • • • • • • • Steinkohlen und Steinkohlenbriketts Steinkohlenkoks Rohbraunkohle Braunkohlenbriketts und –koks leichtes Heizöl schweres Heizöl Orts- und Kokereigas Erdgas und Erdölgas

Die Zeitreihen werden in natürlichen Maßeinheiten berichtet und wurden zunächst mit den für die deutsche Energiebilanz verwendeten Heizwerten (vgl. Anhang I) in Energieeinheiten umgerechnet. Da der in der amtlichen Statistik berichtete Verbrauch sowohl die für nichtenergetische Zwecke als auch die für die industrielle Stromerzeugung eingesetzten Brennstoffe erfasst, mussten weitere Aufbereitungsschritte erfolgen. Der gesamte Brennstoffeinsatz für nichtenergetische Zwecke steht aus der nationalen Energiebilanz zur Verfügung. Folgende Zuordnungsregeln wurden in Ansatz gebracht: 1. Der nicht dem Hochofeneinsatz zuzuordnende nichtenergetische Einsatz von Steinkohlenkoks wird vollständig der chemischen Industrie (Abschnitt 24 der WZ 93) zugerechnet. Der nichtenergetische Einsatz von schwerem Heizöl wird zu 90 % der chemischen Industrie (Abschnitt 24 der WZ 93) und zu 10 % der Metallerzeugung (Abschnitt 27 der WZ 93) zugeordnet. Der nichtenergetische Einsatz von Erdgas wird vollständig bei der chemischen Industrie (Abschnitt 24 der WZ 93) verbucht.

2.

3.

Da die Verbrauchsdaten für den Zeitraum 1991 bis 1994 ursprünglich nach der bis 1994 geltenden Systematik der Wirtschaftszweige (SYPRO) erfasst und erst im Nachgang entsprechend der ab 1995 geltenden WZ 93 umgruppiert wurden, treten für die Jahre 1991 bis 1994 durch Zuordnungsunschärfen bei der Umschlüsselung bedingte Summenabweichungen auf. Diese Differenzpositionen wurden durch Abgleich mit den E-

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nergiebilanzdaten sowie anderer Quellen auf die verschiedenen Abschnitte der WZ 93 verteilt. In einem weiteren Schritt wurde der Brennstoffverbrauch im Produzierenden Gewerbe um den Einsatz der jeweiligen Energieträger für die industrielle Stromerzeugung (vgl. Kapitel 3.3.2) vermindert. Hierbei wurde auch der Einsatz von Hochofengas für die Stromerzeugung beim Kokseinsatz in Hochöfen (Abschnitt 27 der WZ 93) abgesetzt. Für 1990 wurden die branchenspezifischen Daten auf Grundlage der amtlichen Statistik für die alten Bundesländer, sowie auf der Grundlage der Energiebilanzen für die neuen Bundesländer und ergänzender statistischer Angaben geschätzt. Da weiterhin für den Abschnitt 23 der WZ 93 (Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstellung/Verarbeitung von Spalt-/Brutstoffen) bei den Zeitreihen des Statistischen Bundesamtes offensichtlich statistische Unschärfen bestehen, wurde aus diesem Bereich nur die Mineralölverarbeitung (die den ganz überwiegenden Teil der CO2-Emissionen aus diesem Sektor verursacht) berücksichtigt. Als Datengrundlage dienten dabei die entsprechenden Energiebilanzdaten (1990-1999), die auf Grundlage von Daten des Mineralölwirtschaftsverbandes21 für die Jahre 2000 und 2001 fortgeschrieben wurden. Tabelle 3-3 CO2-Emissionen aus dem industriellen Endenergieverbrauch, 1990-2001
WZ93 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Mio. t CO2 Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Mineralölverarbeitung chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden Metallerzeugung und -Bearbeitung Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling EEV Industrie insgesamt 10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23.20 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 9,4 13,2 0,1 7,1 0,6 0,7 0,7 8,2 1,8 17,3 37,6 2,9 21,2 65,8 4,2 7,3 0,4 3,3 0,6 0,7 2,9 1,8 1,3 0,1 209,2 9,2 12,3 0,1 6,0 0,5 0,6 0,6 7,7 1,6 16,3 31,0 2,4 20,5 61,0 4,5 6,9 0,3 2,9 0,5 0,6 2,9 2,1 1,2 0,1 191,8 6,6 10,8 0,1 2,7 0,5 0,2 0,6 7,4 1,5 16,0 27,3 2,5 18,7 54,5 3,4 5,2 0,3 1,3 0,5 0,5 2,8 1,4 1,1 0,1 165,9 5,4 9,8 0,1 2,1 0,2 0,2 0,6 7,2 1,0 16,9 23,9 2,0 19,2 50,0 2,7 3,7 0,2 1,1 0,3 0,4 2,6 1,2 0,9 0,1 151,6 5,9 9,4 0,1 1,9 0,2 0,1 0,7 7,2 1,2 17,2 21,4 1,9 19,3 54,2 2,5 3,1 0,1 1,0 0,2 0,4 2,3 0,8 0,7 0,1 151,8 5,1 8,8 0,1 1,8 0,2 0,1 0,7 7,0 0,6 17,3 19,7 1,9 19,7 54,2 2,5 2,9 0,1 1,2 0,2 0,4 2,5 0,7 0,6 0,0 148,2 4,7 8,8 0,1 1,7 0,2 0,1 0,6 6,6 0,5 17,7 20,0 1,9 18,7 52,3 2,6 3,0 0,1 1,1 0,3 0,3 2,7 0,7 0,6 0,0 145,3 4,2 8,4 0,1 1,6 0,2 0,1 0,5 6,7 0,5 16,9 20,9 1,9 18,4 54,7 2,7 2,7 0,1 0,9 0,2 0,3 2,5 0,6 0,5 0,1 145,6 3,9 8,3 0,1 1,5 0,1 0,1 0,4 6,2 0,6 17,9 16,8 1,8 17,8 54,6 2,5 2,3 0,1 1,0 0,2 0,3 2,3 0,5 0,5 0,1 139,8 3,3 8,2 0,1 1,3 0,1 0,1 0,6 6,4 1,4 16,6 17,3 1,8 17,2 51,1 2,5 2,2 0,0 0,9 0,2 0,3 2,3 0,4 0,5 0,0 134,7 3,5 8,3 0,1 1,3 0,1 0,1 0,6 6,4 0,6 18,8 16,0 1,7 17,1 56,3 2,5 2,0 0,0 0,8 0,2 0,3 2,2 0,4 0,4 0,1 139,6 3,6 8,1 0,1 1,2 0,1 0,1 0,5 6,1 0,7 17,9 16,5 1,6 15,0 54,0 2,4 2,1 0,1 0,9 0,2 0,3 2,2 0,4 0,4 0,1 134,7

Anmerkung: Ohne Emissionen aus Brennstoffeinsatz zur industriellen Stromerzeugung (Stein-/Braunkohlen, leichtes/schweres Heizöl, Orts-/Kokereigas, Erdgas, Gichtgas) sowie ohne nichtenergetischen Verbrauch

Quellen:

Berechnungen von DIW Berlin und Öko-Institut

21

Es handelt sich dabei um die im Anhang des Jahresberichtes des Mineralölwirtschaftsverbandes veröffentlichten MWV Mineralölzahlen.

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Im Ergebnis können aus dem Endenergieverbrauch der Industrie22 über brennstoffspezifische CO2-Emissionsfaktoren (vgl. Anhang I) die entsprechenden CO2-Emissionen ermittelt werden (Tabelle 3-3). Von den insgesamt 24 betrachteten Sektoren verursachen jedoch nur 11 Sektoren CO2Emissionen, die mehr als ein Prozent der Gesamtemissionen ausmachen. Auf vier Branchen (Mineralölverarbeitung; chemische Industrie; Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden sowie Metallerzeugung und -bearbeitung) entfallen im Jahr 2001 ca. 77 % aller Emissionen, wobei allein die Metallerzeugung und –bearbeitung ca. 40 % der Emissionen verursacht. Die Übersicht verdeutlicht, dass die hier betrachteten Emissionen von 1990 bis 2001 absolut um ca. 36 % gesunken sind. Die Minderungen fallen jedoch erstens in den verschiedenen Sektoren sehr unterschiedlich aus, wobei dies auf sehr unterschiedliche Ursachen (Ausgangsniveau und Minderungspotenziale, wirtschaftliche Entwicklung des Sektors, Minderungsanstrengungen etc.) zurückgeführt werden kann. Zweitens sind die Minderungen im Zeitverlauf sehr diskontinuierlich. Insgesamt in 16 Sektoren liegen die seit 1990 erzielten absoluten Emissionsminderungen über dem Gesamtwert der Industrie (36 %), in acht Sektoren darunter. Dazu gehören jedoch drei der vier o.g. Schwerpunktsektoren: • • • in der Mineralölverarbeitung lagen die CO2-Emissionen im Jahr 2001 um ca. 3 % über dem Wert von 1990; im Sektor Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden gingen die Emissionen um 29 % zurück; in der Metallerzeugung und –bearbeitung wurden die Emissionen von 1990 bis 2001 um 18 % gesenkt.

In der Gesamtbilanz der CO2-Emissionen aus dem Endenergieverbrauch der Industrie wurde der Großteil der Minderungen in der ersten Hälfte der neunziger Jahre erbracht. Bereits 1993 waren 77 % der gesamten CO2-Minderung erreicht, 1995 bereits 88 %. Der generelle Trend sehr hoher Emissionsminderungen (teilweise über 90 % der bis 2001 erzielten Gesamtminderung) gilt auch für zwei der o.g. Schwerpunktsektoren. Eine besondere Entwicklung ergibt sich jedoch für die Mineralölverarbeitung und den Sektor Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen: • in der Mineralölverarbeitung wurden die CO2-Emissionen bis zum Jahr 1999 (bei einigen Schwankungen) etwa auf dem Ausgangsniveau von 1990 gehalten und stiegen ab 2000 deutlich über das Ausgangsniveau; im Sektor Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen stabilisierten sich die Emissionen im Zeitraum 1992 bis 1997 – wiederum mit einigen Schwankungen –

•

22

Für die Analysen in dieser Studie wird der Endenergieverbrauch der Industrie definiert als der gesamter Energieeinsatz in der Industrie, vermindert um den nichtenergetischen Verbrauch sowie den Energieeinsatz für die industrielle Stromerzeugung.

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auf einem Niveau von etwa 10 % unter dem Ausgangswert von 1990 und sanken danach bis zum Jahr 2001 auf -29 %. Zusammenfassend ist im industriellen Endenergieverbrauch mit knapp 75 Mio. t CO2 im Zeitraum 1990 bis 2001 die größte absolute CO2-Minderung der betrachteten Emittentengruppen zu beobachten. Dabei ist – mit Ausnahme der Mineralölverarbeitung – bei den CO2-Emissionen aus dem industriellen Endenergieverbrauch bei allen betrachteten Sektoren eine absolute Minderung zu beobachten, die zumeist deutlich über dem Wert von 21 % liegt. In der Größenordnung dieses Wertes (d.h. bei -22 bis -25 Prozent) liegen allein die Tabakverarbeitung, das Papiergewerbe sowie die Kraftfahrzeugindustrie (Abschnitte 16, 21 und 34 der WZ 93). 3.3.2 Entwicklung der CO2-Emissionen aus den Industriekraftwerken

Die Berechnung der CO2-Emissionen aus der industriellen Stromerzeugung beruht auf der amtlichen Statistik zu den Stromerzeugungsanlagen im Bergbau und Verarbeitenden Gewerbe, die neben Leistung und Stromerzeugung auch differenzierte Angaben zum Brennstoffeinsatz der industriellen Stromerzeugung erfasst.23 Erfasst werden dabei die Brennstoffe: • • • • • • • • • • • Steinkohlen, einschließlich Steinkohlenbriketts und –koks Braunkohle, einschließlich Braunkohlenbriketts, -koks, -staub und Wirbelschichtkohle Gas, gesamt Erdgas Kokereigas Hochofengas Heizöl, gesamt Heizöl, schwer sonstige Brennstoffe. die Differenz aus dem gesamten Heizöleinsatz und dem Einsatz schweren Heizöls wurde als leichtes Heizöl interpretiert; die Differenz aus dem gesamten Gaseinsatz und den Einzelangaben für Erdgas, Kokereigas sowie Hochofengas wurde als Mix aus Raffineriegas, Flüssiggas und Erdölgas aufgefasst.

Aus diesen Angaben konnten weitere Brennstoffdifferenzierungen abgeleitet werden:

23

Die Angaben wurden den jeweiligen Ausgaben der Fachserie 4, Reihe 6.4 des Statistischen Bundesamtes entnommen, die im Gegensatz zum überwiegenden Teil der amtlichen Statistik für das Jahr 1990 auch Angaben für Deutschland mit dem Gebietsstand nach dem 3. Oktober 1990 verzeichnet.

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In der amtlichen Statistik wird nur eine Auswahl der hier betrachteten Industriesektoren ausdifferenziert: • • • • • • • • • Bergbau und Gewinnung von Steinen und Erden (Abschnitte 10-14 der WZ 93) Verarbeitendes Gewerbe insgesamt (Abschnitte 15-37 der WZ 93) Ernährungsgewerbe (Abschnitt 15 der WZ 93) Textilgewerbe (Abschnitt 17 der WZ 93) Papiergewerbe (Abschnitt 21 der WZ 93) Kokereien, Mineralölverarbeitung, Herstellung von Brutstoffen (Abschnitt 23 der WZ 93) chemische Industrie (Abschnitt 24 der WZ 93) Metallerzeugung und -bearbeitung (Abschnitt 27 der WZ 93) Maschinenbau (Abschnitt 29 der WZ 93)

Die weitere Ausdifferenzierung musste über Schätzungen erfolgen. Grundlage bildet hier wiederum die amtliche Statistik. Aus der Berichterstattung über das Produzierende Gewerbe lassen sich Angaben zur Stromeigenproduktion aus Kohle und anderen fossilen Brennstoffen für alle Abschnitte der WZ 93 gewinnen. Vereinfachend wurde hier unterstellt, dass die Struktur des Brennstoffeinsatzes sowie die Umwandlungseffizienz der industriellen Stromerzeugungsanlagen für Sektoren neben den o.g. Sektoren jeweils gleich angesetzt werden kann. Für das Jahr 1990 wurden diesbezüglich Zusatzschätzungen auf Grundlage statistischer Daten für die DDR vorgenommen. Schließlich wurden für die Zeitreihen der CO2-Emissionen eine Reihe von Umgruppierungen vorgenommen, die aus statistischen Neuzuordnungen resultieren. Hier werden Steinkohlekraftwerke aus dem Steinkohlenbergbau (ca. 5,5 Mio. t CO2) bzw. Braunkohlenkraftwerke aus der Nichteisen-Metallindustrie (ca. 2,1 Mio. t CO2) ab Mitte der neunziger Jahre der allgemeinen Stromversorgung zugerechnet. Die entsprechenden Emissionen wurden für die gesamte Zeitreihe vor der Umgruppierung von der industriellen Stromerzeugung abgesetzt und der allgemeinen Stromversorgung zugeordnet. Die Ergebnisse der Emissionsberechnung zeigen zunächst die überragende Bedeutung des Bergbaus für die CO2-Emissionen aus der industriellen Stromerzeugung. Im Jahr 2001 verursachte der Bergbau noch ca. 40 % der gesamten Emissionen aus der industriellen Stromerzeugung. Dieser hohe Anteil ergibt sich erstens aus dem signifikanten Beitrag der Industriekraftwerke des Bergbaus (im Jahr 2001 ca. 22 % im Steinkohlenbergbau sowie ca. 4 % im Braunkohlenbergbau), aber auch aus der ganz überwiegenden Rolle der Kohleverstromung in diesem Bereich, während in den anderen Industriebereichen vor allem die Gas- und Heizölverstromung überwiegt. Drei Industriesektoren (Bergbau 39,8 %, chemische Industrie 23,6 % sowie Metallerzeugung und –bearbeitung 14 %) verursachten im Jahr 2001 über 77 % der gesamten CO2Emissionen aus Industriekraftwerken, eine nennenswerte Rolle darüber hinaus spielten

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nur noch das Ernährungsgewerbe (3,6 %), das Papiergewerbe (7,7 %) sowie Kokereien und Mineralölverarbeitung (8,7 %). Die Emissionen aus diesem Bereich sind seit 1990 um ca. 49 % gesunken, wobei sich die Minderung etwa gleichmäßig über die gesamte Dekade erstreckte, 1995 betrug die Minderung der CO2-Emissionen aus den Industriekraftwerken ca. 28 %. Die Entwicklung in den (wichtigsten) Sektoren verlief jedoch sehr differenziert. Während die Emissionen aus der Kraftwerken des Bergbaus gegenüber 1990 um über 60 % und in der chemischen Industrie über 47 % zurück gingen, stiegen die Emissionen in den Kraftwerken der Metallerzeugung und –bearbeitung im Vergleich zu 1990 um etwa 1 % und im Ernährungsgewerbe um 42 %. Moderate Emissionsminderungen bei der Stromerzeugung sind für das Papiergewerbe (17,7 %) und die Kokereien und Mineralölraffinerien (5,6 %) zu verzeichnen (Tabelle 3-4). Tabelle 3-4: CO2-Emissionen aus den Stromerzeugungsanlagen von Bergbau und Verarbeitendem Gewerbe, 1990-2001
WZ93 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Mio. t CO2 Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstelung von Spaltund Brutstoffen Chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden Metallerzeugung und -Bearbeitung Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling Industrielle Stromerzeugung insgesamt
a a a

10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

28,5 0,7 0,0 0,4 0,0 0,1 0,3 2,6 0,0 2,6 12,4 1,0 0,2 3,9 0,3 0,0 0,1 0,2 0,0 0,0 1,3 0,1 0,0 0,0 54,7

29,9 0,6 0,0 0,4 0,0 0,0 0,2 2,7 0,0 2,6 10,3 0,6 0,3 3,7 0,3 0,0 0,0 0,1 0,0 0,0 0,7 0,0 0,1 0,0 52,5

26,2 0,6 0,0 0,3 0,0 0,0 0,1 2,7 0,0 2,2 9,2 0,2 0,1 3,8 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 0,0 0,0 0,0 46,0

25,2 0,7 0,0 0,3 0,0 0,0 0,1 2,9 0,0 2,1 7,9 0,2 0,1 3,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 0,0 0,0 0,0 43,1

22,0 0,8 0,0 0,2 0,0 0,0 0,1 3,0 0,0 1,7 8,1 0,2 0,1 3,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 0,0 0,0 0,0 39,6

21,1 0,9 0,0 0,1 0,0 0,0 0,1 3,3 0,0 2,0 8,2 0,2 0,1 2,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 0,0 0,0 0,0 39,3

15,9 0,9 0,0 0,1 0,0 0,0 0,2 3,1 0,0 2,3 7,0 0,2 0,1 1,7 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 0,0 0,0 0,0 32,0

16,2 1,0 0,0 0,1 0,0 0,0 0,2 3,1 0,1 2,6 7,4 0,2 0,1 4,2 0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 0,0 0,0 0,0 35,6

14,2 1,0 0,0 0,1 0,0 0,0 0,3 3,1 0,1 2,5 6,5 0,2 0,1 4,5 0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 32,9

13,5 1,0 0,0 0,1 0,0 0,0 0,3 2,7 0,1 2,8 5,3 0,1 0,1 4,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 30,5

12,9 1,0 0,0 0,1 0,0 0,0 0,3 2,3 0,1 2,3 6,5 0,1 0,1 4,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 30,5

11,1 1,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3 2,1 0,1 2,4 6,6 0,1 0,1 3,9 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 27,8

Anmerkung: einschließlich Umgruppierungen in die allgemeine Stromversorgung

Quellen:

Berechnungen von Öko-Institut und DIW Berlin

Ein erstes Erklärungsmuster für diese Emissionsentwicklungen bietet die Entwicklung der industriellen Stromerzeugung (Tabelle 3-5). Für den Zeitraum von 1990 bis 2001 ist hier ein Rückgang von insgesamt 27 % zu verzeichnen, fast die Hälfte des gesamten Emissionsrückgangs ist so auf die Verminderung der Stromproduktion zurück zu führen. Auch hier ergeben sich wieder sehr unterschiedliche Entwicklungsmuster. Im Bergbau sowie der chemischen Industrie war die Stromproduktion stark rückläufig, in anderen Bereichen (Ernährungsgewerbe, Kokereien und

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•

•

Emissionshandelssystem für Deutschland

Mineralölverarbeitung) wurde sie massiv ausgebaut und in weiteren Sektoren (Papiergewerbe, Metallerzeugung und –bearbeitung) blieb sie etwa auf gleichem Niveau. Tabelle 3-5: Stromerzeugung in den Industriekraftwerken im Bergbau und Verarbeitendem Gewerbe, 1990-2001
WZ93 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 TWh Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Textilgewerbe Papiergewerbe Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstelung von Spaltund Brutstoffen Chemische Industrie Metallerzeugung und -Bearbeitung Andere
a a

10 bis 14 15 17 21 23 24 27

27,8 1,5 0,7 5,1 3,1 18,1 4,7 4,5 65,4

29,2 1,4 0,6 5,3 3,1 17,9 4,4 3,4 65,2

26,2 1,4 0,6 5,4 3,1 18,0 4,5 2,0 61,2

25,1 1,5 0,5 5,5 3,2 16,4 3,9 1,9 58,0

22,1 1,7 0,4 5,8 3,4 17,0 3,9 2,0 56,2

21,7 1,8 0,3 6,4 3,6 18,3 3,9 2,0 57,9

15,0 1,9 0,3 6,2 4,2 16,5 2,7 2,1 48,8

17,9 2,0 0,2 6,2 4,6 16,9 5,1 2,1 55,1

16,3 2,1 0,2 6,1 5,1 15,7 5,0 2,6 53,2

15,5 2,1 0,2 5,6 5,9 13,1 5,2 2,2 49,8

15,2 1,9 0,1 5,6 5,9 14,5 5,7 2,0 50,8

13,0 1,9 0,1 5,2 6,0 15,0 4,6 2,1 47,8

Industrielle Stromerzeugung insgesamt
a

Anmerkung: einschließlich Umgruppierungen in die allgemeine Stromversorgung

Quellen:

Statistisches Bundesamt

Ein Vergleich mit dem Stromverbrauch der jeweiligen Branchen (Tabelle 3-6) lässt Rückschlüsse in Bezug auf die Frage zu, in wie weit die Emissionen aus der industriellen Stromerzeugung in die öffentliche Stromversorgung „verschoben“ worden sind. Statistisch konsistente Daten liegen hier erst ab 1991 vor, wegen unterschiedlicher Abgrenzungen in der vor 1995 gültigen Systematik der Wirtschaftszweige können konsistente Daten für 1990 nur teilweise ermittelt werden. Tabelle 3-6: Stromverbrauch im Bergbau und Verarbeitendem Gewerbe 1990-2001
WZ93 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 TWh Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Textilgewerbe Papiergewerbe Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstelung von Spalta und Brutstoffen Chemische Industrie Metallerzeugung und -Bearbeitung Andere Industrieller Stromverbrauch insgesamt
a

10 bis 14 15 17 21 23 24 27

kA kA kA kA 8,0 kA kA kA kA

21,9 11,5 4,9 15,3 8,4 48,6 43,1 78,2 223,4

19,7 11,7 4,5 15,4 7,4 47,5 40,1 77,4 216,2

18,8 11,7 4,0 15,4 7,1 44,0 38,2 73,8 205,9

17,2 12,0 3,8 16,1 7,0 46,0 38,4 74,8 208,3

16,9 12,2 3,6 16,7 6,1 46,7 39,4 77,4 213,0

15,6 12,2 3,5 16,4 6,1 46,5 38,4 76,5 209,2

14,1 12,4 3,5 17,0 5,9 49,4 40,8 78,0 215,1

13,2 12,8 3,6 17,2 6,2 49,4 41,3 81,3 218,8

12,8 13,2 3,4 17,6 6,2 49,4 40,8 82,9 220,1

12,1 13,7 3,5 19,0 7,7 49,8 42,9 87,2 228,3

11,6 13,8 3,4 18,7 7,6 48,7 42,8 88,9 228,0

Anmerkung: wegen unterschiedlicher stistischer Abgrenzungen Zeitreihen bis 1994 und ab 1995 nur eingeschränkt miteinander vergleichbar

Quellen:

Statistisches Bundesamt, AG Energiebilanzen

Die Zusammenstellung zeigt, dass der Stromverbrauch in den erfassten Bereichen – im Gegensatz zur Stromerzeugung – gegenüber 1991 leicht gestiegen ist, wobei auch hier wieder sehr gegenläufige Trends beobachtet werden können, die sich für die Sektoren mit signifikanter Stromerzeugung wie folgt ergeben haben: • im Bergbau, dem Ernährungsgewerbe sowie der Metallerzeugung und –bearbeitung entspricht der Trend des Stromverbrauchs etwa dem Trend der eigenen Stromerzeugung;

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Emissionshandelssystem für Deutschland

•

•

• • • • •

im Ernährungsgewerbe ist die Stromproduktion im Sektor deutlich stärker gestiegen als der Stromverbrauch; in den Kokereien und der Mineralölverarbeitung ist der Stromverbrauch deutlich gesunken, die eigene Stromerzeugung hat sich aber nahezu verdoppelt; im Textilgewerbe ist zwar der Stromverbrauch erheblich gesunken, die eigene Stromerzeugung ging jedoch noch erheblich stärker zurück; im Papiergewerbe stieg der Strombedarf stark an, die eigene Stromproduktion blieb gegenüber 1991 jedoch etwa konstant; in der chemischen Industrie blieb der Stromverbrauch etwa konstant, die eigene Stromerzeugung ging jedoch erheblich zurück.

Insgesamt ist damit eine Stromerzeugung von ca. 20 TWh vgl. Kapitel 3.3.2 in den Bereich der öffentlichen Stromversorgung „verschoben“ worden, je nach emissionsseitiger Bewertung entspricht dies überschlägig einem Emissionsvolumen von 10 bis 20 Mio. t CO2.24 Tabelle 3-7: Spezifische Emissionen der Stromerzeugung im Bergbau und Verarbeitendem Gewerbe, 1990-2001
WZ93 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 kg CO2/kWh Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Textilgewerbe Papiergewerbe Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstelung von Spaltund Brutstoffen Chemische Industrie Metallerzeugung und -Bearbeitung Andere
a a

10 bis 14 15 17 21 23 24 27

1,03 0,48 0,54 0,51 0,82 0,69 0,83 0,83 0,84

1,02 0,45 0,55 0,51 0,86 0,57 0,84 0,71 0,81

1,00 0,46 0,53 0,51 0,71 0,51 0,83 0,46 0,75

1,00 0,47 0,59 0,53 0,66 0,48 0,77 0,46 0,74

0,99 0,49 0,46 0,51 0,50 0,48 0,78 0,43 0,71

0,97 0,51 0,48 0,51 0,55 0,45 0,74 0,42 0,68

1,06 0,48 0,47 0,51 0,54 0,42 0,64 0,43 0,65

0,91 0,48 0,49 0,50 0,55 0,44 0,82 0,46 0,65

0,87 0,47 0,55 0,50 0,48 0,41 0,89 0,42 0,62

0,87 0,47 0,56 0,48 0,47 0,41 0,83 0,38 0,61

0,84 0,53 0,43 0,42 0,39 0,45 0,85 0,34 0,60

0,85 0,54 0,48 0,41 0,41 0,44 0,84 0,32 0,58

Industrielle Stromerzeugung insgesamt
a

Anmerkung: einschließlich Umgruppierungen in die allgemeine Stromversorgung

Quellen:

Berechnungen von Öko-Institut und DIW Berlin

Tabelle 3-7 zeigt schließlich die Entwicklung der spezifischen CO2-Emissionen in den Kraftwerken von Bergbau und Verarbeitendem Gewerbe. Insgesamt haben sich die spezifischen Emissionen massiv verbessert, wobei der Brennstoffwechsel offensichtlich eine herausragende Rolle spielt (Kokereien und Mineralölverarbeitung, chemische Industrie). Aber auch in Sektoren mit geringeren Ausgangsniveaus (Textilgewerbe, Papiergewerbe) bzw. ohne Sinnfälligkeit des Brennstoffwechsels (Bergbau, Metallerzeugung und -bearbeitung) sind signifikante Verbesserungen erzielt worden. Zusammenfassend ist für den gesamten Bereich der industriellen Stromerzeugung eine massive Emissionsminderung zu beobachten, die für die Periode 1990 bis 2001 einen Wert von knapp 27 Mio. t CO2 erreicht. Diese Verringerung der Emissionen ist jedoch
24

Der untere Wert ergibt sich aus einer Bewertung des zusätzlich bezogenen Stroms mit dem spezifischen Emissionswert des gesamten Kraftwerksparks, der obere Wert über eine Bewertung des Stroms mit den Emissionen eines durchschnittlichen Steinkohlenkraftwerks.

53

•

•

Emissionshandelssystem für Deutschland

etwa hälftig der verminderten Stromproduktion in Bergbau und Industrie zuzurechnen. Die Emissionsminderungen fallen sektoral sehr unterschiedlich aus und bewegen sich teilweise parallel, teilweise aber auch entgegen der sektoralen Stromverbrauchsentwicklung. Damit sind erhebliche Emissionsverlagerungen in den Bereich der öffentlichen Stromversorgung zu konstatieren. 3.3.3 Entwicklung der CO2-Emissionen aus den Kraftwerken der allgemeinen Versorgung und der Fernwärmeerzeugung

Die Emissionsentwicklung der öffentlichen (allgemeinen) Stromerzeugung wird als Differenz zwischen den Emissionen der gesamten Stromerzeugung und der industriellen Stromerzeugung (Kapitel 3.3.2) ermittelt. Grundlage der Emissionsermittlung bilden die von der AG Energiebilanzen jährlich erstellten Auswertetabellen zur Energiebilanz. Da seitens einiger Stromversorger die Datenlieferungen für das Jahr 2001 noch ausstanden, waren die Auswertungstabellen mit Aktualitätsstand 09/2002 bezüglich des Brennstoffeinsatzes für die Stromerzeugung noch unvollständig und es konnten nur die Zeitreihen von 1990 bis 2000 analysiert werden. Die CO2-Emissionen aus der Fernwärmeerzeugung (in der Abgrenzung der Energiebilanz) wurden für die Jahre 1990 bis 1999 auf Grundlage der Energiebilanz ermittelt und für die Jahre 2000 und 2001 entsprechend geschätzt. Tabelle 3-8 zeigt den Emissionsverlauf für die Kraftwerke der öffentlichen Stromversorgung in ihrer Differenzierung nach Brennstoffen sowie die Fernwärme insgesamt. Von 1990 bis 2000 sind damit die CO2-Emissionen der Stromerzeugung um ca. 5 % gesunken, wobei die absolute Minderung in den Jahren 1997 und 1999 bereits Werte von 9 bzw. 8 Prozent erreicht hatte. Für den Bereich der Steinkohleverstromung sind die Emissionen seit 1990 um ca. 8 % gestiegen, für die Braunkohlenverstromung – vor allem in den neuen Bundesländern – jedoch um etwa 13 % gesunken. In der absoluten Größenordnung nur von untergeordneter Bedeutung, jedoch von nicht unerheblicher Dynamik sind die Emissionen aus der Erdgasverstromung, die seit 1990 erheblich gestiegen sind. Im wesentlichen ergibt sich die Dynamik der CO2-Emissionen aus der öffentlichen Stromversorgung aus den Verschiebungen innerhalb der Kohleverstromung. Tabelle 3-8: CO2-Emissionen aus den Stromerzeugungsanlagen der öffentlichen Elektrizitätsversorgung sowie der Fernwärmeerzeugung, 1990-2001
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Mio. t CO2 Steinkohle
a a

Braunkohlen Übrige feste Brennstoffe Heizöl Gase Öffentliche Stromversorgung Fernwärme
a

100,9 179,1 0,9 5,6 13,5 300,0 43,0

108,0 168,2 0,9 6,7 12,8 296,6 39,7

101,9 166,2 0,7 6,2 11,4 286,4 36,2

106,4 156,9 0,9 4,0 12,2 280,5 33,0

106,4 157,9 0,9 4,1 13,6 283,0 31,3

107,8 154,8 0,8 3,4 14,0 280,9 29,4

113,8 155,6 0,7 3,0 16,7 289,9 30,5

104,0 149,7 0,8 2,3 17,4 274,2 26,0

112,5 146,0 1,1 2,4 18,7 280,7 25,7

107,2 145,3 1,3 2,4 19,0 275,1 24,0

109,3 155,6 1,4 1,7 16,6 284,6 26,9

kA kA kA kA kA kA 27,8

Anmerkung: einschließlich Umgruppierungen aus der industriellen Stromerzeugung

Quellen:

AG Energiebilanzen, Berechnungen von DIW Berlin und Öko-Institut

54

Emissionshandelssystem für Deutschland

•

•

Die größte Einzelposition im Bereich der öffentlichen Stromversorgung entfällt dabei auf die Braunkohlenverstromung (60 % im Jahr 1990 bzw. 55 % im Jahr 2000), gefolgt von der Stromerzeugung in Steinkohlen-Kraftwerken (34 % im Jahr 1990 bzw. 38 % im Jahr 2000). Alle anderen (fossilen) Kraftwerke verursachen nur untergeordnete Anteile der gesamten CO2-Emissionen aus diesem Bereich. Die Emissionen aus der Fernwärmeerzeugung sind mit einer Minderung von 35 % erheblich umfangreicher zurückgegangen als die der Stromerzeugung, was überwiegend auf den Brennstoffwechsel zurückzuführen ist (s.u.). Ein Vergleich mit der Entwicklung der (Brutto-) Stromerzeugung in der öffentlichen Versorgung zeigt die wesentlichen Ursachen der Emissionsentwicklung in diesem Sektor (Tabelle 3-9). Während sich die Emissionsentwicklung der Steinkohlenkraftwerke etwa parallel zur Stromerzeugung ergibt, wurden bei den Emissionen aus Braunkohlenkraftwerken deutlich größere Emissionsminderungen erzielt, die vor allem auf die Modernisierung und Erneuerung der Anlagen in den neuen Bundesländern zurückzuführen sind. Die deutlichsten spezifischen Emissionsminderungen ergaben sich jedoch bei den Gaskraftwerken, wo einer massiven Ausweitung der Stromerzeugung nur deutlich geringere Mehremissionen gegenüber stehen. Im Gegensatz zur Stromerzeugung in den Kraftwerken der öffentlichen Versorgung, die von 1990 bis 2000 um etwa 10 % gestiegen ist, ging die Fernwärmeerzeugung von 1990 bis 2001 um etwa 10 % zurück. Wird die Ausweitung der Stromerzeugung um die Verlagerungseffekte aus der industriellen Stromerzeugung (ca. 20 TWh siehe Kapitel 3.3.2) bereinigt, so ergibt sich eine Ausweitung der Stromerzeugung von etwa 8 %, die vor allem durch den insgesamt steigenden Stromverbrauch (von 1990 bis 2001 etwa 5 %) verursacht worden ist. Tabelle 3-9: Stromerzeugung in den Kraftwerken der öffentlichen Elektrizitätsversorgung und Fernwärmeerzeugung, 1990-2001
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 TWh Steinkohle a Braunkohlen Übrige feste Brennstoffe Heizöl Gase Wasserkraft/Windkraft Kernenergie Öffentliche Stromversorgung Fernwärme (PJ)
a a

119,9 155,3 16,5 6,5 15,0 18,8 152,5 484,5 448,4

128,9 142,9 11,6 10,2 15,4 17,7 147,4 474,3 430,3

121,6 143,1 11,6 9,1 11,6 20,4 158,8 476,2 404,9

126,5 138,0 11,0 6,3 11,8 21,1 153,5 468,2 407,4

127,5 138,0 11,9 6,5 13,6 22,8 151,2 471,4 395,3

129,3 136,1 11,5 5,5 16,0 25,4 154,1 477,9 416,6

139,5 139,8 10,5 5,1 22,5 23,8 161,6 502,8 389,6

125,8 136,0 11,4 4,5 24,1 24,1 170,3 496,2 359,9

136,4 135,2 12,3 3,9 27,4 26,0 161,6 502,8 364,3

128,4 132,3 9,9 4,3 28,3 31,9 170,0 505,1 339,1

127,2 145,0 11,9 3,3 26,1 39,4 169,6 522,5 390,8

126,3 151,7 6,7 4,0 31,4 42,7 171,2 534,0 403,7

Anmerkung: einschließlich Umgruppierungen aus der industriellen Stromerzeugung

Quellen:

Statistik der Kohlenwirtschaft, Berechnungen von DIW Berlin und Öko-Institut

Ein Vergleich der spezifischen Emissionsniveaus (jeweils bezogen auf die Bruttostromerzeugung) verdeutlicht die unterschiedlichen Entwicklungen für die wichtigsten Energieträger (Tabelle 3-10). Die Effizienz des öffentlichen Steinkohlekraftwerksparks ist – im Rahmen unterschiedlich bedingter Schwankungen – von 1990 bis 2000 etwa gleich geblieben, in der Summe

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Emissionshandelssystem für Deutschland

aller Braunkohlekraftwerke haben sich deutlich erkennbare, insgesamt aber begrenzte Emissionsminderungen ergeben. Bei den Erdgaskraftwerken konnten – vor allem bedingt durch die Einführung moderner GuD-Kraftwerke – ganz erhebliche Verbesserungen erzielt werden. Tabelle 3-10: Spezifische CO2-Emissionen der Kraftwerke der öffentlichen Elektrizitätsversorgung und der Fernwärmeerzeugung, 1990-2001
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 kg CO2/kWh Steinkohle a Braunkohlen Übrige feste Brennstoffe Heizöl Gase Wasserkraft/Windkraft Kernenergie Öffentliche Stromversorgung (fossile Kraftwerke) Öffentliche Stromversorgung gesamt Fernwärme (kg/MJ)
a a

0,84 1,15 0,05 0,87 0,90 0,96 0,62 0,10

0,84 1,18 0,07 0,66 0,83 0,96 0,63 0,09

0,84 1,16 0,06 0,68 0,98 0,96 0,60 0,09

0,84 1,14 0,08 0,63 1,04 0,96 0,60 0,08

0,84 1,14 0,07 0,64 1,00 0,95 0,60 0,08

0,83 1,14 0,07 0,62 0,88 0,94 0,59 0,07

0,82 1,11 0,07 0,60 0,74 0,91 0,58 0,08

0,83 1,10 0,07 0,52 0,72 0,91 0,55 0,07

0,82 1,08 0,09 0,63 0,68 0,89 0,56 0,07

0,83 1,10 0,13 0,55 0,67 0,91 0,54 0,07

0,86 1,07 0,12 0,52 0,64 0,91 0,54 0,07

kA kA kA kA kA kA kA 0,07

Anmerkung: einschließlich Umgruppierungen aus der industriellen Stromerzeugung

Quellen:

Berechnungen von Öko-Institut und DIW Berlin

In der Summe aller fossilen Kraftwerke errechnet sich für die Periode von 1990 bis 2000 eine Verbesserung der spezifischen Emissionen von etwa 5 %. Wird die Ausweitung der Stromerzeugung aus Kernenergie sowie den erneuerbaren Energien mit einbezogen, so verringerten sich im genannten Zeitraum die spezifischen CO2-Emissionen der öffentlichen Stromversorgung um ca. 12 %, d.h. nur knapp die Hälfte der erzielten Minderungen bei den spezifischen Emissionen der öffentlichen Stromerzeugung wurde im Bereich der fossilen Kraftwerke erbracht. Vor allem durch den Brennstoffwechsel sowie – in geringerem Maße durch Effizienzverbesserungen – konnten die spezifischen Emissionen der Fernwärmeerzeugung um knapp 30 % vermindert werden, wobei diese Verbesserungen im wesentlichen bis Mitte der neunziger Jahre realisiert wurden. Zusammenfassend ist für die Stromerzeugung im Bereich der öffentlichen Versorgung eine vergleichsweise geringe absolute CO2-Minderung zu bilanzieren, die für die Periode 1990 bis 2000 einen Wert von gut 15 Mio. t CO2 erreicht. Eine ähnliche Größenordnung wurde bei der Fernwärmeerzeugung erreicht. Dabei bleibt jedoch darauf hinzuweisen, dass die insgesamt steigende Stromnachfrage, aber auch die verminderte Stromproduktion der Industrie einen Teil der erreichten Effizienzverbesserungen bzw. der Verschiebung von Erzeugungsstrukturen hin zu weniger CO2-intensiven bzw. CO2-freien Kraftwerken wieder kompensiert haben. Die Emissionsminderungen im Bereich der fossilen Kraftwerke fallen für die einzelnen Brennstoffe sehr unterschiedlich aus, was vor allem aus der von 1990 bis 2000 in sehr unterschiedlichem Maße erfolgten Erneuerung des Steinkohle-, Braunkohle- bzw. des Erdgaskraftwerksparks resultiert. Bei der Fernwärmeerzeugung ergibt sich etwa ein Drittel der Emissionsminderung aus einer verminderten Fernwärmenachfrage, darüber hinaus überwiegt der Effekt des Brennstoffwechsels.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

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3.3.4

Entwicklung der nicht-energiebedingten CO2-Emissionen in der Industrie

Die hier analysierten nicht-energiebedingten CO2-Emissionen aus dem Bereich der Industrie orientieren sich an den sieben für die nationalen CO2-Inventare berücksichtigten Industrieprozessen: • • • • • • • Ammoniakproduktion Sodaherstellung Glasproduktion Zementproduktion Kalkherstellung Kalziumkardbidherstellung Hüttenaluminiumproduktion

Die Produktionsmengen sowie die Emissionsfaktoren für die nicht-energiebedingten Prozessemissionen in der Periode 1990 bis 2001 entsprechen den vom Umweltbundesamt (UBA) für die nationalen Inventare verwendeten Daten. Tabelle 3-11: Nicht-energiebedingte CO2-Emissionen aus Industrieprozessen, 1990-2001
WZ93 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Mio. t CO2 Ammoniak Soda Glas Zement Kalk Kalziumkarbid Hüttenaluminium Nicht-energiebedingte CO2-Emissionen 24 24 26 26 26 27 27 1,7 0,7 1,2 16,1 6,4 0,4 0,9 27,6 1,5 0,7 1,3 14,5 5,7 0,1 0,8 24,6 1,5 0,6 1,3 15,2 5,7 0,1 0,7 25,2 1,4 0,6 1,2 15,3 5,7 0,0 0,7 25,0 1,5 0,5 1,3 16,2 6,5 0,0 0,6 26,6 1,8 0,6 1,4 15,8 6,0 0,0 0,7 26,3 1,8 0,6 1,4 14,6 5,4 0,0 0,7 24,5 1,8 0,6 1,4 15,0 5,6 0,0 0,7 25,1 1,8 0,6 1,4 15,5 5,5 0,0 0,7 25,6 1,7 0,6 1,5 15,7 5,8 0,0 0,8 26,0 1,8 0,5 1,5 15,6 5,8 0,0 0,8 26,1 1,8 0,6 1,5 13,9 5,9 0,0 0,8 24,4

Quellen:

Umweltbundesamt, Berechnungen des Öko-Instituts

Von 1990 bis 2001 sind die nicht-energiebedingten CO2-Emissionen um 12 % zurückgegangen (Tabelle 3-11). Dabei dominiert mit einem Anteil zwischen 55 und 60 Prozent die Zementherstellung die Entwicklung der nicht-energiebedingten CO2-Emissionen. Zweitgrößte Quelle ist die Kalkproduktion, die mit einem Anteil von 22 bis 24 Prozent jedoch eine signifikant geringere Rolle spielt. Insgesamt spielt die im Bereich der nicht-energiebedingten CO2-Emissionen im Zeitraum 1990 bis 2001 erbrachte Emissionsminderung nur eine untergeordnete Rolle, zumal das jeweilige Emissionsniveau offensichtlich stark von der Baukonjunktur abhängt und im Verlauf der neunziger Jahre mehrfach fast an die Größenordnung von 1990 heranreichte.

57

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Emissionshandelssystem für Deutschland

3.3.5

Entwicklung der gesamten Emissionen von Bergbau, Industrie, Stromerzeugung der öffentlichen Elektrizitätsversorgung und Fernwärme von 1990 bis 2001

Im Zeitraum von 1990 bis 2000 gingen die gesamten hier betrachteten Emissionen um knapp 127 Mio. t CO2 (ca. 20 %) zurück. Der größte Emissionsanteil mit 47 % (1990) bzw. 56 % (2000) entfällt dabei auch die Kraftwerke der öffentlichen Stromversorgung. Im Bereich des Bergbaus und des Verarbeitenden Gewerbes bilden der Bergbau, Kokereien und Mineralölraffinerien, die chemische Industrie sowie die Metallerzeugung und –bearbeitung die größten Einzelpositionen der CO2-Emissionen. Tabelle 3-12: Gesamte energiebedingte und nicht-energiebedingte CO2-Emissionen von Bergbau, Industrie, Kraftwerken der öffentlichen Stromversorgung und Fernwärme, 1990-2001
WZ93 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Mio. t CO2 Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstelung von Spaltund Brutstoffen Chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von b Steinen und Erden Metallerzeugung und -Bearbeitung Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau
a,b b a

10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

38,0 13,9 0,2 7,4 0,6 0,8 1,0 10,8 1,8 19,9 52,5 3,9 45,2 71,0 4,6 7,3 0,5 3,5 0,6 0,7 4,1 1,9 1,3 0,1 291,6 100,9 179,1 0,9 5,6 13,5 300,0 43,0 634,6

39,0 12,9 0,1 6,3 0,5 0,6 0,8 10,4 1,6 18,9 43,4 3,1 42,3 65,6 4,8 6,9 0,4 3,0 0,5 0,6 3,5 2,2 1,3 0,1 269,0 108,0 168,2 0,9 6,7 12,8 296,6 39,7 605,3

32,8 11,5 0,1 3,0 0,5 0,2 0,7 10,1 1,5 18,2 38,5 2,8 41,1 59,0 3,5 5,2 0,3 1,3 0,5 0,5 3,1 1,4 1,1 0,1 237,1 101,9 166,2 0,7 6,2 11,4 286,4 36,2 559,7

30,6 10,5 0,1 2,4 0,3 0,2 0,7 10,1 1,0 19,1 33,8 2,2 41,6 53,7 2,7 3,7 0,2 1,1 0,3 0,4 2,8 1,2 1,0 0,1 219,6 106,4 156,9 0,9 4,0 12,2 280,5 33,0 533,2

27,8 10,3 0,1 2,1 0,2 0,1 0,8 10,2 1,2 18,9 31,5 2,1 43,4 57,8 2,5 3,1 0,1 1,0 0,3 0,4 2,6 0,9 0,7 0,1 218,1 106,4 157,9 0,9 4,1 13,6 283,0 31,3 532,3

26,2 9,7 0,1 1,9 0,2 0,1 0,8 10,3 0,6 19,3 30,2 2,1 43,0 57,8 2,6 3,0 0,1 1,2 0,2 0,4 2,7 0,7 0,6 0,0 213,9 107,8 154,8 0,8 3,4 14,0 280,9 29,4 524,2

20,6 9,7 0,1 1,8 0,2 0,1 0,8 9,7 0,6 20,0 29,4 2,1 40,2 54,8 2,6 3,0 0,1 1,1 0,3 0,3 2,9 0,7 0,6 0,1 201,7 113,8 155,6 0,7 3,0 16,7 289,9 30,5 522,1

20,4 9,4 0,1 1,7 0,2 0,1 0,8 9,8 0,6 19,4 30,6 2,1 40,6 59,6 2,7 2,7 0,1 0,9 0,2 0,3 2,6 0,6 0,5 0,1 206,3 104,0 149,7 0,8 2,3 17,4 274,2 26,0 506,4

18,1 9,3 0,1 1,6 0,1 0,1 0,8 9,3 0,7 20,4 25,7 1,9 40,4 59,8 2,6 2,4 0,1 1,0 0,2 0,3 2,4 0,5 0,5 0,1 198,4 112,5 146,0 1,1 2,4 18,7 280,7 25,7 504,8

16,8 9,2 0,1 1,4 0,1 0,1 0,9 9,1 1,5 19,4 24,9 1,9 40,3 56,2 2,5 2,2 0,1 0,9 0,2 0,3 2,3 0,5 0,5 0,0 191,3 107,2 145,3 1,3 2,4 19,0 275,1 24,0 490,4

16,4 9,3 0,1 1,3 0,1 0,1 0,8 8,7 0,7 21,1 24,8 1,7 40,2 61,9 2,5 2,1 0,1 0,8 0,2 0,3 2,3 0,4 0,4 0,1 196,3 109,3 155,6 1,4 1,7 16,6 284,6 26,9 507,8

14,7 9,1 0,1 1,3 0,1 0,1 0,8 8,3 0,8 20,3 25,4 1,7 36,4 58,8 2,4 2,1 0,1 0,9 0,2 0,3 2,3 0,4 0,4 0,1 186,9 kA kA kA kA kA kA 27,8 kA

Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, -verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling Bergbau und Industrie gesamt Steinkohle
a a

Braunkohlen Übrige feste Brennstoffe Heizöl Gase Öffentliche Stromversorgung Fernwärme Bergbau, Industrie und öffentliche Stromversorgung
a

Anmerkungen: einschließlich Umgruppierungen zwischen Bergbau, Industrie und öffentlicher Stromversorgung - b einschließlich nicht-energiebedingter CO2-Emissionen

Quellen:

Berechnungen von Öko-Institut und DIW Berlin

Der Emissionsrückgang von Bergbau und Verarbeitendem Gewerbe (inklusive der nicht-energiebedingten CO2-Emissionen) beläuft sich im Zeitraum 1990-2001 auf insgesamt 105 Mio. t CO2 (35 %), während in der hinsichtlich des absoluten Emissionsvolumens weitaus größeren öffentlichen Stromerzeugung von 1990 bis 2000 nur ein Minderungsvolumen von 15 Mio. t CO2 (5 %) realisiert werden konnte.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

•

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3.4

Projektionen für die CO2-Emissionen bis 2010

Auf Basis der Ist-Entwicklung bis 2001 und Projektionen für die jeweiligen Aktivitäten wurden für die Zeithorizonte 2005 und 2010 Projektionen für die CO2-Emissionen erstellt. Die Referenz-Projektion basiert im wesentlichen auf einer Abschätzung der sektoralen Wirtschaftsentwicklung, die die Prognos AG im Jahr 2001 für die Enquete-Kommission „Nachhaltige Energieversorgung unter den Bedingungen der Globalisierung und der Liberalisierung“ des 14. Deutschen Bundestages erstellt hat (Prognos/IER/WI 2002). Für die Bruttowertschöpfung von Bergbau und Verarbeitendem Gewerbe ergibt sich danach für die Periode 2001 bis 2010 ein durchschnittliches Wachstum von etwa 2,2 % jährlich. Dies liegt etwas unter dem durchschnittlichen Wachstum der Bruttowertschöpfung für die genannten Sektoren im Zeitraum 1995 bis 2001 (ca. 2,8 %), ist aber als mittlere Wachstumsrate für die Dekade 2001/2010 angesichts der schwächeren Wirtschaftsentwicklung in den letzten Jahren eine eher ehrgeizige Annahme. In einer Alternativ-Projektion wurden diese Annahmen zur Wirtschaftsentwicklung im industriellen Bereich um ein Drittel nach unten korrigiert. Für Bergbau und Verarbeitendes Gewerbe ergibt sich hier in der Periode 2001 bis 2005 eine mittlere Wachstumsrate von 1,4 % jährlich und von 2001 bis 2010 ein durchschnittlicher Zuwachs der industriellen Bruttowertschöpfung von 1,5 % im Jahr. Insgesamt wird in der Referenzprojektion für den Zeitraum von 2001 bis 2010 eine Ausweitung der industriellen Bruttowertschöpfung um knapp 85 Mrd. € erwartet, wobei die sektorale Differenzierung sowohl weitere Schrumpfungsprozesse (z.B. Bergbau, Mineralölverarbeitung, Textil- und Bekleidungsgewerbe) als auch erhebliche Wachstumsprozesse (fast alle anderen Sektoren) zeigt. Ein ähnliches Muster in der Struktur zeigt die Alternativprojektion, das Zuwachsvolumen liegt hier für den Zeitraum 20012010 aber nur bei etwa 54 Mrd. €. Mit beiden Projektionen kann eine robuste Bandbreite der durch grundlegende sozioökonomische Prozesse bestimmten Entwicklungen für die nächste Dekade abgebildet werden. Der spezifische Energieverbrauch und die CO2-Intensität der Bruttowertschöpfung wurden entsprechend der aktuellen Trends fortgeschrieben, es ergeben sich – auf Grundlage der bisher ergriffenen Maßnahmen – Fortschritte bei Energieeffizienz und spezifischen CO2-Emissionen entsprechend dem Business as usual (BAU). Darüber hinausgehende (Klimaschutz-) Anstrengungen werden hier zunächst nicht berücksichtigt. Aus der für beide Projektionen gleichen Fortschreibung der sektoralen Energieeffizienz und der Kohlenstoffintensität des jeweiligen Energieeinsatzes lassen sich die CO2Emissionen für 2005 und 2010 abschätzen. Tabelle 3-13 zeigt das Ergebnis der beiden Projektionen für die CO2-Emissionen aus dem Endenergieverbrauch von Bergbau und Verarbeitendem Gewerbe. Bis zum Jahr 2010 ergibt sich ein Korridor der zu erwartenden Emissionsniveaus, der von einer Stagnation der 2001 bilanzierten Emissionen (Referenz-Projektion) bis zu einem weiteren Absinken um ca. 11 Mio. t CO2 (AlternativProjektion) reicht.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

In der Referenzprojektion stellt sich für den Endenergieverbrauch von Bergbau und Verarbeitendem Gewerbe mit dem Zeithorizont 2005/2010 insgesamt ein Emissionsniveau von ca. 36 % unter dem Wert von 1990 ein. Die Alternativ-Projektion ergibt eine Minderung von 39 % für 2005 und 41 % für 2010. Tabelle 3-13: Projektionen für die CO2-Emissionen aus dem industriellen Endenergieverbrauch, 2005 und 2010
WZ93 1991 Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Mineralölverarbeitung chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden Metallerzeugung und -Bearbeitung Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling EEV Industrie insgesamt 10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23.20 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 11,8 25,8 1,5 6,9 5,4 1,7 5,7 7,7 10,8 1,8 34,1 16,6 14,4 16,7 27,7 57,1 4,6 26,1 7,0 11,2 42,8 6,7 11,0 0,0 355,0 Bruttowertschöpfung (Ist-Entwicklung und Referenz-Projektion) 1995 9,0 27,1 1,3 5,1 3,2 1,1 6,4 7,4 9,5 1,8 35,1 16,2 15,3 15,2 28,9 48,5 3,6 24,8 6,7 10,4 39,6 5,3 9,9 0,0 331,4 1997 8,2 27,8 1,2 4,8 2,8 1,0 6,3 7,5 9,4 1,8 38,9 16,9 14,5 15,8 29,4 50,7 4,7 26,3 7,3 10,9 43,8 4,7 9,3 0,0 344,0 1999 7,7 28,5 1,3 4,5 2,3 0,9 6,7 7,7 10,4 1,8 40,9 18,1 14,9 15,3 32,0 52,4 6,4 28,6 8,6 12,1 52,5 5,1 9,4 0,0 367,9 2001 7,1 29,0 1,4 4,6 2,1 0,9 6,6 7,9 10,7 1,8 42,0 18,8 14,9 16,5 33,8 55,9 8,3 30,4 11,2 13,8 58,0 5,3 9,3 0,0 390,2 2005 5,1 31,0 1,5 4,3 1,7 0,8 6,3 8,1 10,7 1,7 45,3 20,2 17,4 18,1 38,6 66,0 8,3 33,4 12,1 14,9 65,5 6,0 8,3 0,0 425,3 2010 4,9 32,9 1,5 4,3 1,7 0,9 6,5 8,6 11,3 1,6 50,8 22,2 19,7 20,2 44,1 76,0 9,4 38,1 13,9 17,6 73,4 6,8 8,6 0,0 475,0 Mrd. € (1995) 3,6 8,1 0,1 1,2 0,1 0,1 0,5 6,1 0,7 17,9 16,5 1,6 15,0 54,0 2,4 2,1 0,1 0,9 0,2 0,3 2,2 0,4 0,4 0,1 134,7 2,3 8,0 0,1 1,0 0,1 0,1 0,5 5,8 0,7 17,4 15,2 1,5 16,9 55,9 2,4 2,0 0,0 0,8 0,2 0,2 1,9 0,4 0,3 0,1 133,8 IstStand 2001 ReferenzProjektion 2005 AlternativProjektion 2010 1,9 7,2 0,1 0,8 0,1 0,1 0,4 5,4 0,7 13,4 12,9 1,3 16,6 55,2 2,2 1,8 0,0 0,7 0,2 0,2 1,6 0,3 0,3 0,1 123,6 2010 2005 Mio. t CO2 2,1 7,7 0,1 0,9 0,1 0,1 0,5 5,8 0,8 16,6 13,7 1,4 17,7 59,0 2,3 1,9 0,0 0,8 0,2 0,2 1,7 0,3 0,3 0,1 134,4 2,3 7,8 0,1 1,0 0,1 0,1 0,5 5,6 0,7 14,9 14,7 1,4 16,4 54,4 2,3 1,9 0,0 0,8 0,2 0,2 1,9 0,4 0,3 0,1 128,0

Anmerkung: Ohne Emissionen aus Brennstoffeinsatz zur industriellen Stromerzeugung (Stein-/Braunkohlen, leichtes/schweres Heizöl, Orts-/Kokereigas, Erdgas, Gichtgas) sowie ohne nichtenergetischen Verbrauch

Quellen:

Berechnungen von DIW Berlin und Öko-Institut

Die Projektion der CO2-Emissionen für die industrielle Stromerzeugung erfolgt in Anlehnung an die für den Endenergieverbrauch, wobei eine Reihe sektorspezifischer Besonderheiten (Schrumpfungs- und Wachstumsprozesse, KWK-Potenziale etc.) Berücksichtigung fanden. Hinsichtlich der politischen Rahmenbedingungen, denen zumindest bis zum Jahr 2010 vor allem für die Kraft-Wärme-Kopplung eine erhebliche Bedeutung zukommen wird, wurden keine Veränderung gegenüber dem Stand von Anfang 2003 unterstellt. Insgesamt ergeben sich aus diesen Projektionen nochmals sinkende CO2-Emissionen aus der industriellen Stromerzeugung (Tabelle 3-14), die jedoch vor allem auf die nochmals verringerte Stromproduktion im Bergbau und dem Verarbeitenden Gewerbe zurückzuführen sind. So geht in der Referenz-Projektion die industrielle Stromproduktion von ca. 48 TWh (2001) auf 43 TWh im Jahr 2010 zurück, dies entspricht einem Rückgang von ca. 10 %. In der Alternativ-Projektion verringert sich die Stromerzeugung bis zum Jahr 2010 auf etwa 40 TWh bzw. um 17 %. Damit verringert sich die Dynamik des Schrumpfungsprozesses in der industriellen Stromerzeugung zwar gegenüber der vorangegangenen Dekade erheblich, setzt sich aber dennoch deutlich sichtbar fort.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

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Tabelle 3-14:

Projektionen für die CO2-Emissionen aus den Stromerzeugungsanlagen von Bergbau und Verarbeitendem Gewerbe, 2005 und 2010
WZ93 Nachrichtlich: CO2-Emissionen Endenergieverbrauch Ist-Entwicklung ReferenzAlternativProjektion Projektion 1991 1995 5,1 8,8 0,1 1,8 0,2 0,1 0,7 7,0 0,6 17,3 19,7 1,9 19,7 54,2 2,5 2,9 0,1 1,2 0,2 0,4 2,5 0,7 0,6 0,0 148,2 2001 3,6 8,1 0,1 1,2 0,1 0,1 0,5 6,1 0,7 17,9 16,5 1,6 15,0 54,0 2,4 2,1 0,1 0,9 0,2 0,3 2,2 0,4 0,4 0,1 134,7 2005 2,3 8,0 0,1 1,0 0,1 0,1 0,5 5,8 0,7 17,4 15,2 1,5 16,9 55,9 2,4 2,0 0,0 0,8 0,2 0,2 1,9 0,4 0,3 0,1 133,8 2010 2,1 7,7 0,1 0,9 0,1 0,1 0,5 5,8 0,8 16,6 13,7 1,4 17,7 59,0 2,3 1,9 0,0 0,8 0,2 0,2 1,7 0,3 0,3 0,1 134,4 2005 2010 Mio. t CO2 2,3 7,8 0,1 1,0 0,1 0,1 0,5 5,6 0,7 14,9 14,7 1,4 16,4 54,4 2,3 1,9 0,0 0,8 0,2 0,2 1,9 0,4 0,3 0,1 128,0 1,9 7,2 0,1 0,8 0,1 0,1 0,4 5,4 0,7 13,4 12,9 1,3 16,6 55,2 2,2 1,8 0,0 0,7 0,2 0,2 1,6 0,3 0,3 0,1 123,6 IstStand 2001 11,1 1,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3 2,1 0,1 2,4 6,6 0,1 0,1 3,9 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 27,8 ReferenzProjektion 2005 10,4 0,9 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3 2,1 0,1 2,4 6,3 0,1 0,1 3,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 26,5 2010 9,5 0,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3 2,0 0,1 2,3 5,9 0,1 0,1 3,7 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 24,8 AlternativProjektion 2005 10,1 0,9 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3 2,0 0,1 2,0 6,1 0,1 0,1 3,7 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 25,5 2010 8,9 0,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 1,9 0,1 1,8 5,5 0,1 0,0 3,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 22,9

Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe Bekleidungsgewerbe

a

10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

9,2 12,3 0,1 6,0 0,5 0,6 0,6 7,7 1,6 16,3 31,0 2,4 20,5 61,0 4,5 6,9 0,3 2,9 0,5 0,6 2,9 2,1 1,2 0,1 191,8

Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstelung von Spaltund Brutstoffen Chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden Metallerzeugung und -Bearbeitung Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling Industrielle Stromerzeugung insgesamt
a a

Anmerkung: einschließlich Umgruppierungen in die allgemeine Stromversorgung

Quellen:

Berechnungen von Öko-Institut und DIW Berlin

Die zurückgehende Stromerzeugung in der Industrie hat natürlich entsprechende Auswirkungen auf die CO2-Emissionen aus den Kraftwerken der öffentlichen Stromversorgung. Wie Tabelle 3-15 zeigt, wird in der Referenz-Projektion davon ausgegangen, dass die Stromerzeugung hier nochmals deutlich zunehmen wird. Es wird eine Ausweitung der öffentlichen Stromerzeugung von ca. 4 % bis 2005 bzw. 6 % bis 2010 gegenüber 2000 erwartet. Etwas stärker fällt die Steigerung bei der Stromerzeugung in den fossilen Kraftwerken aus, hier wurde in der Referenz-Projektion gegenüber 2000 eine Steigerung von 5 % (2005) bzw. 10 % (2010) unterstellt. Ursache dafür ist natürlich auch das Auslaufen der Kernenergie, für die – in grober Schätzung – für das Jahr 2010 eine verbleibende Stromproduktion von 140 TWh unterstellt wurde.25 Für die Modernisierung des Kraftwerksparks wurde ein kontinuierlicher Prozess der Kraftwerksmodernisierung entsprechend dem Business as usual unterstellt, der sich in einer stetigen Verbesserung der durchschnittlichen Nutzungsgrade ausdrückt. In der Alternativ-Projektion fällt die Steigerung der gesamten Stromerzeugung mit ungefähr 2,5 % bis zum Jahr 2010 erheblich geringer aus, aber auch hier liegt das Wachs25

Durch die flexible Ausgestaltung der Vereinbarung zum Auslaufen der Kernenergie (Möglichkeit von Reststrommengenübertragung) können sich hier auch um 5 bis 10 TWh geringere Werte ergeben. Bei einer solchen Größenordnung entstehen – je nach unterstellter Ersatzoption – für die Projektionen zusätzlich CO2-Emission von 1,1 (5 TWh in Erdgas-KWK-Anlagen) bis 7,5 Mio. t CO2 (10 TWh in neuen Steinkohlen-Kraftwerken).

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Emissionshandelssystem für Deutschland

tum der fossilen Stromerzeugung um ein bis zwei Prozentpunkte höher. Auch hier wurde ein stetiger Modernisierungsprozess im Kraftwerkspark – wie in der ReferenzProjektion – angenommen. Tabelle 3-15: Projektionen für die CO2-Emissionen aus den Stromerzeugungsanlagen der öffentlichen Elektrizitätsversorgung sowie der Fernwärmeerzeugung, 2005 und 2010
Strom- bzw. Fernwärmeerzeugung (Ist-Entwicklung und Referenz-Projektion) 1990 Steinkohle
a a

IstStand 2010 139,0 140,7 13,4 2,3 50,9 70,0 140,0 556,3 441,5 2000 109,3 155,6 1,4 1,7 16,6 284,6 26,9

ReferenzProjektion 2005 114,1 151,8 1,5 1,4 22,0 290,9 27,6

AlternativProjektion 2010 109,0 138,5 1,5 1,1 26,3 276,3 25,7

1995 129,3 136,1 11,5 5,5 16,0 25,4 154,1 477,9 416,6

1997 125,8 136,0 11,4 4,5 24,1 24,1 170,3 496,2 359,9

1999 TWh 128,4 132,3 9,9 4,3 28,3 31,9 170,0 505,1 339,1

2000 127,2 145,0 11,9 3,3 26,1 39,4 169,6 522,5 390,8

2005 134,9 143,0 12,7 2,7 37,4 56,1 154,8 541,6 420,0

2010 2005 Mio. t CO2 116,4 147,8 1,6 1,2 27,8 294,8 27,4 111,0 147,5 1,5 1,4 21,6 282,9 26,9

Braunkohlen Übrige feste Brennstoffe Heizöl Gase Wasserkraft/Windkraft Kernenergie Öffentliche Stromversorgung Fernwärme (PJ)
a

119,9 155,3 16,5 6,5 15,0 18,8 152,5 484,5 448,4

Anmerkung: einschließlich Umgruppierungen aus der industriellen Stromerzeugung

Quellen:

Berechnungen von DIW Berlin und Öko-Institut

Im Ergebnis führt die Bandbreite der Projektionen zu einer Situation, in der CO2Emissionen der öffentlichen Stromerzeugung im Jahr 2010 entweder um 10 Mio. t CO2 über dem Wert von 2000 (Referenz-Projektion) bzw. etwa 9 Mio. t CO2 unter diesem Vergleichswert (Alternativ-Projektion) liegen. Die Projektion für die nicht-energiebedingten CO2-Emissionen erfolgte auf der Grundlage aktueller Produktionsschätzungen für die entsprechenden Produktlinien. Die Änderungen gegenüber dem Niveau von 2001 bleiben dabei moderat, entsprechend verändern sich die CO2-Emissionen nur graduell. Die Zementherstellung bleibt die dominierende Emissionsquelle für den Quellsektor der Industrieprozesse. Tabelle 3-16: Projektionen für die nicht-energiebedingten CO2-Emissionen aus Industrieprozessen, 2005 und 2010
WZ 93 1990 Ammoniak Soda Glas Zement Kalk Kalziumkarbid Hüttenaluminium Nicht-energiebedingte CO2-Emissionen 24 24 26 26 26 27 27 97% 133% 81% 117% 109% 759% 113% Produktionsindex (Ist-Entwicklung und Referenz-Projektion) 1995 100% 105% 96% 114% 102% 173% 88% 1997 98% 110% 96% 108% 96% 141% 88% 1999 2001=100% 95% 109% 100% 113% 98% 115% 97% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 101% 102% 97% 100% 100% 100% 100% 103% 104% 94% 100% 100% 1,8 0,6 1,5 13,9 5,9 0,0 0,8 24,4 1,8 0,6 1,5 14,1 5,7 0,0 0,8 24,5 2001 2005 2010 IstStand 2000 ReferenzProjektion 2005 Alternativprojektion 2010 1,7 0,5 1,4 13,5 5,2 0,0 0,7 23,1 2010 2005 Mio. t CO2 1,8 0,6 1,5 14,4 5,5 0,0 0,8 24,7 1,7 0,5 1,5 13,7 5,6 0,0 0,8 23,8

Quelle:

Berechnungen des Öko-Instituts

Zusammenfassend ergibt sich für die Gesamtheit der CO2-Emissionen aus den hier betrachteten Sektoren und Quellgruppen für den Zeitraum bis 2010 eine Bandbreite von 472 bis 506 Mio. t CO2 (Tabelle 3-17). Dies entspricht im Vergleich zu 1990 einer Minderung von 20 bzw. 26 Prozent, wobei darauf hinzuweisen bleibt, dass in der Refe-

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renz-Projektion die Emissionen etwa auf dem Niveau von 2000 verharren und nur in der Alternativ-Projektion mit ihrer weniger ambitionierten Wirtschaftsentwicklung ein stetiger Minderungsprozess zu verzeichnen ist. Die Bandbreite von immerhin 34 Mio. t CO2 für das Jahr 2010 ergibt sich mit einem Anteil von über 50 % aus den unterschiedlichen Entwicklungen in der öffentlichen Stromversorgung und nur zum kleineren Teil (ca. 40 %) aus den Unterschieden zwischen der Referenz- und der Alternativ-Projektion im Bergbau und Verarbeitenden Gewerbe. Tabelle 3-17: Gesamte energiebedingte und nicht-energiebedingte CO2-Emissionen von Bergbau, Industrie, Kraftwerken der öffentlichen Stromversorgung und Fernwärme, 1990-2001 und Projektionen für 2005/2010
WZ93 1990 Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstellung von Spaltund Brutstoffen Chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von b Steinen und Erden Metallerzeugung und -Bearbeitung Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau
a,b b a

Ist-Entwicklung 1991 39,0 12,9 0,1 6,3 0,5 0,6 0,8 10,4 1,6 18,9 43,4 3,1 42,3 65,6 4,8 6,9 0,4 3,0 0,5 0,6 3,5 2,2 1,3 0,1 269,0 108,0 168,2 0,9 6,7 12,8 296,6 39,7 605,3 1995 26,2 9,7 0,1 1,9 0,2 0,1 0,8 10,3 0,6 19,3 30,2 2,1 43,0 57,8 2,6 3,0 0,1 1,2 0,2 0,4 2,7 0,7 0,6 0,0 213,9 107,8 154,8 0,8 3,4 14,0 280,9 29,4 524,2 1996 20,6 9,7 0,1 1,8 0,2 0,1 0,8 9,7 0,6 20,0 29,4 2,1 40,2 54,8 2,6 3,0 0,1 1,1 0,3 0,3 2,9 0,7 0,6 0,1 201,7 113,8 155,6 0,7 3,0 16,7 289,9 30,5 522,1 1998 18,1 9,3 0,1 1,6 0,1 0,1 0,8 9,3 0,7 20,4 25,7 1,9 40,4 59,8 2,6 2,4 0,1 1,0 0,2 0,3 2,4 0,5 0,5 0,1 198,4 112,5 146,0 1,1 2,4 18,7 280,7 25,7 504,8
b

ReferenzProjektion 1999 2000 Mio. t CO2 16,8 9,2 0,1 1,4 0,1 0,1 0,9 9,1 1,5 19,4 24,9 1,9 40,3 56,2 2,5 2,2 0,1 0,9 0,2 0,3 2,3 0,5 0,5 0,0 191,3 107,2 145,3 1,3 2,4 19,0 275,1 24,0 490,4 16,4 9,3 0,1 1,3 0,1 0,1 0,8 8,7 0,7 21,1 24,8 1,7 40,2 61,9 2,5 2,1 0,1 0,8 0,2 0,3 2,3 0,4 0,4 0,1 196,3 109,3 155,6 1,4 1,7 16,6 284,6 26,9 507,8 2001 14,7 9,1 0,1 1,3 0,1 0,1 0,8 8,3 0,8 20,3 25,4 1,7 36,4 58,8 2,4 2,1 0,1 0,9 0,2 0,3 2,3 0,4 0,4 0,1 186,9 kA kA kA kA kA 0,0 27,8 kA 2005 12,7 8,9 0,1 1,0 0,1 0,1 0,8 7,9 0,8 19,8 23,8 1,5 38,3 60,6 2,4 2,0 0,0 0,8 0,2 0,2 2,0 0,4 0,3 0,1 184,8 114,1 151,8 1,5 1,4 22,0 290,9 27,6 503,3 2010 11,5 8,5 0,1 0,9 0,1 0,1 0,7 7,8 0,8 18,9 22,0 1,4 39,3 63,5 2,4 2,0 0,1 0,8 0,2 0,2 1,8 0,3 0,3 0,1 183,8 116,4 147,8 1,6 1,2 27,8 294,8 27,4 506,1

AlternativProjektion 2005 12,3 8,7 0,1 1,0 0,1 0,1 0,8 7,7 0,8 16,9 23,1 1,5 37,2 58,8 2,4 2,0 0,0 0,8 0,2 0,2 2,0 0,4 0,3 0,1 177,3 111,0 147,5 1,5 1,4 21,6 282,9 26,9 487,0 2010 10,8 8,0 0,1 0,9 0,1 0,1 0,7 7,3 0,8 15,2 20,6 1,3 36,8 59,4 2,2 1,8 0,0 0,8 0,2 0,2 1,7 0,3 0,3 0,1 169,6 109,0 138,5 1,5 1,1 26,3 276,3 25,7 471,6

10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

38,0 13,9 0,2 7,4 0,6 0,8 1,0 10,8 1,8 19,9 52,5 3,9 45,2 71,0 4,6 7,3 0,5 3,5 0,6 0,7 4,1 1,9 1,3 0,1 291,6 100,9 179,1 0,9 5,6 13,5 300,0 43,0 634,6

Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, -verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling Bergbau und Industrie gesamt Steinkohle
a a

Braunkohlen Übrige feste Brennstoffe Heizöl Gase Öffentliche Stromversorgung Fernwärme Bergbau, Industrie und öffentliche Stromversorgung
a

Anmerkungen: einschließlich Umgruppierungen zwischen Bergbau, Industrie und öffentlicher Stromversorgung - einschließlich nicht-energiebedingter CO2-Emissionen

Quellen:

Berechnungen von DIW Berlin und Öko-Institut

Der Anteil der Stromerzeugung in der öffentlichen Elektrizitätsversorgung verändert sich in den Projektionen gegenüber dem Stand des Jahres 2000 nur unwesentlich und steigt leicht auf Werte um 58 %. Auch die Rolle der öffentlichen Braunkohlenkraftwerke bleibt mit Anteilen von ca. 29 % nahezu unverändert, gefolgt von den öffentlichen Steinkohlenkraftwerken, deren Anteil an den gesamten Emissionen von Bergbau, Ver-

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Emissionshandelssystem für Deutschland

arbeitendem Gewerbe, öffentlicher Stromversorgung und Fernwärmeerzeugung leicht steigt und im Jahr 2010 etwa 23 % erreicht. Unter den Industriesektoren kommt vor allem der Metallerzeugung und –bearbeitung eine herausragende Rolle zu. Mit einem bis 2010 auf 12,5 % der Gesamtemissionen leicht steigenden Anteil liegt diese Branche weit vor den anderen Industriesektoren mit relevanten Emissionsanteilen. Einen Anteil von über 5 % der Gesamtemissionen erreicht hier nur noch der Sektor Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden (konstant bei knapp 8 %), in dem auch der größte Teil der nicht-energiebedingten Emissionen (Zement-, Kalk- und Glasproduktion) anfällt. Mit deutlich kleineren Anteilen an den Gesamtemissionen, aber dennoch noch relevant, sind schließlich die chemische Industrie (Anteil leicht auf unter 4,5 % fallend), Kokereien und Mineralölverarbeitung (auf die Bandbreite von 3,2 bis 3,7 Prozent zurückgehend), Bergbau (deutlich auf 2,3 % sinkend) sowie das Ernährungsgewerbe (relativ konstant bei ca. 1,7 %). Die größten Minderungen für die Periode 1990 bis 2000 sind zweifelsohne vom Bergbau und Verarbeitenden Gewerbe erbracht worden (ca. -33 %); die öffentliche Stromversorgung – aus sehr verschiedenen Gründen – fällt dahinter sehr deutlich zurück (-5 %). Auch für die Periode von 2000 bis 2010 werden in den Projektionen – die zunächst keine verstärkten Klimaschutzanstrengungen unterstellen – im Bereich der öffentlichen Stromerzeugung deutlich geringere Minderungen (bzw. sogar leichte Emissionssteigerungen) erwartet, die hinter denen in Bergbau und Verarbeitendem Gewerbe zurückbleiben.

64

Emissionshandelssystem für Deutschland

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3.5

Erfassungsgrad des EU-Richtlinienvorschlags

Der Richtlinienvorschlag erfasst nicht alle CO2-Emissionen der Sektoren Energiewirtschaft, Bergbau und Verarbeitendes Gewerbe. Insbesondere durch die Begrenzung der in das Emissionshandelssystem einzubeziehenden Feuerungsanlagen auf Anlagen mit einer Feuerungswärmeleistung von über 20 Megawatt fallen eine Reihe von industriellen Feuerungsanlagen nicht mehr unter den Richtlinienentwurf. Allerdings werden durch das technologiebasierte Abgrenzungskriterium wahrscheinlich auch eine Reihe von Anlagen erfasst, die nicht der Energiewirtschaft, dem Bergbau oder dem Verarbeitenden Gewerbe zuzurechnen sind (z.B. große Krankenhäuser). Da anlagenscharfe Daten bisher nicht vorliegen, kann der Erfassungsgrad des Richtlinienentwurfs für die hier vorgelegten Modellrechnungen nur über plausible Schätzverfahren ermittelt werden. Diese Schätzungen erfolgen nach Anlagen- und Betreibergruppen differenziert, wobei vier verschiedene Methoden in Ansatz gebracht wurden. Für den Erfassungsgrad der CO2-Emissionen aus den Kraftwerken der allgemeinen Versorgung wurde eine Schätzung vorgenommen, die auf den amtlichen Daten zur Altersstruktur der Wärmekraftwerke basiert (Tabelle 3-18).26 Die entsprechenden Leistungsangaben wurden über die sich aus der amtlichen Statistik ergebenden brennstoffspezifischen Angaben zur durchschnittlichen Ausnutzungsdauer der Kraftwerke sowie der entsprechenden Brutto-Nutzungsgrade und den jeweiligen CO2-Emissionsfaktoren gewichtet. Wird unterstellt, dass alle Kraftwerke mit einer elektrischen Bruttoleistung von mehr als 10 MW das Kriterium einer Feuerungswärmeleistung größer 20 MW erfüllen, so werden nach dieser Berechnung ca. 99,4 % der gesamten CO2-Emissionen aus den Kraftwerken der allgemeinen Versorgung vom Richtlinienentwurf erfasst. Hinsichtlich der verschiedenen Brennstoffe resultieren jedoch nicht unerhebliche Unterschiede. Während bei den Stein- und Braunkohlenkraftwerken der Anteil der CO2Emissionen aus Anlagen mit einer elektrischen Leistung kleiner 10 MW im Jahr 1993 bei 0,5 bzw. 0,4 Prozent lag, betrug dieser Anteil bei Erdgaskraftwerken im Jahr 1994 ca. 2,4 %. Bis zum Jahr 2000 ging der Anteil der Emissionen aus Anlagen kleiner 10 MW bei Stein- und Braunkohlenkraftwerken auf 0,3 bzw. 0,2 Prozent zurück, stieg aber gleichzeitig – bedingt durch die vergleichsweise starke Ausweitung der dezentralen Erdgasverstromung – bei Erdgaskraftwerken auf ca. 4,9 %. Für die weiteren Berechnungen wurde in Bezug auf die gesamte Stromerzeugung der allgemeinen Versorgung aus fossilen Brennstoffen eine Erfassungsgrad von 99 % unterstellt. Bei dieser Annahme wurden die Unsicherheiten berücksichtigt, die aus der Annahme resultieren, dass sowohl die Ausnutzung als auch die Nutzungsgrade der Kraftwerke mit einer Leistung bis 10 MW der der Kraftwerke mit einer größeren Leistung
26

Grundlage der Berechnungen für die verschiedenen Jahre bildet hier der Statistische Bericht des Referats Elektrizitätswirtschaft, Fernwärme im Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

entsprechen. Ebenfalls in Betracht gezogen wurde bei der Abschätzung des Erfassungsgrades die bis auf weiteres dominierende Rolle der Kohleverstromung. Tabelle 3-18: Altersstruktur der Wärmekraftwerksblöcke nach Leistungsgruppen, Energieträgern und Inbetriebnahmezeitraum, 1993 und 2000

1993 2000 Summe dav.: 1 - 10 MW dav.: 1 - 10 MW Summe Anzahl MW Anzahl MW % Anzahl MW Anzahl MW % d 18 409 5 23 5,6% 8 177 4 18 10,0% Steinkohle Braunkohle 4 248 0 0 0,0% 5 182 2 13 7,0% vor Kernenergie 0 0 0 0 0 0 0 0 a 1955 Erdgas 9 145 3 21 14,5% 9 208 3 21 10,0% Heizöl 1 3 1 3 100,0% 0 0 0 0 Müll und übrige 2 3 2 3 100,0% 2 53 0 0 0,0% d 122 11.148 12 68 0,6% 91 10.458 6 28 0,3% Steinkohle Braunkohle 119 15.191 12 85 0,6% 41 9.389 2 12 0,1% 1955- Kernenergie 4 2.893 0 0 0,0% 3 2.223 0 0 0,0% b 1974 Erdgas 80 6.872 22 88 1,3% 68 7.083 14 62 0,9% Heizöl 56 5.917 1 7 0,1% 40 4.879 1 1 0,0% Müll und übrige 17 154 11 41 26,6% 15 130 10 30 23,0% d 81 15.270 10 46 0,3% 82 17.466 6 32 0,2% Steinkohle Braunkohle 24 7.580 1 9 0,1% 23 6.207 1 1 0,0% 1975- Kernenergie 17 20.821 0 0 0,0% 18 21.340 0 0 0,0% c 1994 Erdgas 137 6.687 66 222 3,3% 154 6.980 85 305 4,4% Heizöl 27 2.764 2 10 0,4% 20 2.044 3 19 0,9% Müll und übrige 77 516 60 176 34,1% 49 1.109 30 132 11,9% d 5 768 0 0 0,0% Steinkohle Braunkohle 12 5.465 2 12 0,2% 0 0 0 0 1995- Kernenergie 2002 Erdgas 176 3.294 129 479 14,5% Heizöl 9 40 8 22 54,4% Müll und übrige 29 1.851 17 40 2,2% d 221 26.827 27 137 0,5% 186 28.869 16 77 0,3% Steinkohle Braunkohle 147 23.019 13 94 0,4% 81 21.243 7 38 0,2% Kernenergie 21 23.714 0 0 0,0% 21 23.563 0 0 0,0% gesamt Erdgas 226 13.704 91 331 2,4% 407 17.565 231 867 4,9% Heizöl 84 8.684 4 20 0,2% 69 6.962 12 41 0,6% Müll und übrige 96 673 73 220 32,7% 95 3.143 57 202 6,4% a b c Anmerkungen: für Angaben zu 1993: vor 1956 - für Angaben zu 1993: 1956-1974 - für Angaben zu 1993: 1975 bis 1993 d einschließlich Steinkohlenmischfeuerungen

Quelle:

Bundesministerium für Wirtschaft

Zur Ermittlung des Erfassungsgrades der CO2-Emissionen aus den Kraftwerken der Stromerzeugung außerhalb der allgemeinen Versorgung (Industriekraftwerke) wurde auf die Angaben aus der amtlichen Statistik zu den Größenklassen der Stromerzeugungsanlagen zurückgegriffen.27 Da auch die Brennstoff-Einsatzdaten nach Größenklassen differenziert vorliegen, konnte der Erfassungsgrad unmittelbar aus der CO2-Berechnung aus diesem Bereich abgeleitet werden. Tabelle 3-19 zeigt den Verlauf der CO2-Emissionen aus Industriekraftwerken nach Größenklassen und die sich daraus ergebenden Emissionsanteile. Auch hier

27

Grundlage der Berechnungen für die verschiedenen Jahre bildet jeweils die Fachserie 4, Reihe 6.4 des Statistischen Bundesamtes.

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wurde wieder davon ausgegangen, dass Stromerzeugungsanlagen mit einer elektrischen Leistung von mehr als 10 MW in jedem Fall eine Feuerungswärmeleistung von mehr als 20 MW aufweisen. Anders als im Bereich der allgemeinen Versorgung, sind bei den Industriekraftwerken leichte Anteilsverschiebungen zu verzeichnen. Während der Emissionsanteil aus Anlagen kleiner 10 MW im Jahr 1990 bei ca. 3,8 % lag, betrug er im Jahr 2001 etwa 4,8 %. Da im Bereich der größeren Anlagen Kohlekraftwerke dominieren und die Verhandlungsmacht bezüglich Erdgaspreisen größer ist, verdeutlicht die Übersicht auch gut den Anstieg der Erdgaspreise ab dem Jahr 2000. Die Stromproduktion und damit der entsprechende Brennstoffeinsatz in den kleinen Anlagen ging hier massiv zurück, so dass der Emissionsanteil um gut einen Prozentpunkt abnahm. Tabelle 3-19:
unter 10 MW 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2,3 2,3 2,1 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 1,9 1,8 1,4 1,3

CO2-Emissionen aus Industriekraftwerken nach Größenklassen der elektrischen Leistung, 1990-2001
10 bis 50 MW 7,0 7,6 6,8 6,6 5,6 5,8 5,8 5,9 5,6 5,4 5,0 4,7 50 bis 150 bis 150 MW 300 MW Mio. t CO2 12,2 11,4 9,2 8,4 7,2 6,9 6,0 6,8 6,4 5,7 4,9 4,7 13,3 11,0 9,4 9,6 9,0 10,5 4,2 5,0 3,6 3,0 3,1 3,2 über 300 MW 27,6 27,9 26,1 24,1 23,5 21,8 21,6 15,9 15,4 14,7 16,1 13,9 Summe unter 10 10 bis 50 bis 150 bis über MW 50 MW 150 MW 300 MW 300 MW % 3,8% 11,1% 19,5% 21,3% 44,2% 3,8% 12,7% 19,0% 18,2% 46,4% 4,0% 12,7% 17,1% 17,5% 48,7% 4,0% 13,0% 16,6% 18,9% 47,4% 4,2% 11,9% 15,3% 18,9% 49,7% 4,2% 12,4% 14,6% 22,4% 46,4% 5,1% 14,7% 15,1% 10,6% 54,6% 5,6% 16,6% 19,1% 13,9% 44,8% 5,8% 16,9% 19,5% 11,0% 46,8% 5,8% 17,8% 18,6% 9,8% 48,0% 4,7% 16,3% 16,1% 10,2% 52,7% 4,8% 16,7% 16,9% 11,5% 50,1%

62,4 60,2 53,6 50,7 47,3 47,0 39,6 35,6 32,9 30,5 30,5 27,8

Quelle:

Statistisches Bundesamt, Berechnungen des Öko-Instituts

Vor diesem Hintergrund wird für die Simulationsrechnungen im Bereich der industriellen Stromerzeugung ein einheitlicher Erfassungsgrad der vom Richtlinienentwurf erfassten CO2-Emissionen von 95 % angesetzt. Für die verbleibenden energiebedingten CO2-Emissionen der Industrie wurde ein aufwändigeres Schätzverfahren notwendig. Grundlage bildet auch hier die amtliche Statistik. Für die entsprechenden Abteilungen der WZ 93 wurde aus Endenergieverbrauch des Produzierenden Gewerbes (vgl. Kapitel 3.3.1) und den entsprechenden Beschäftigtenzahlen der Brennstoffverbrauch je Beschäftigten ermittelt. Der Energieeinsatz in den Wärmekraftwerken der Industrie wurde bei diesem Verfahren nicht berücksichtigt, da die Erfassungsgrade hierfür gesondert ermittelt wurden. Für die Umrechnung des Brennstoffbedarfs in Anlagenleistungen wurde eine weitere Annahme notwendig. Es wurde für die Auslastung der Anlagen in grober Schätzung 4.000 Jahresbenutzungsstunden unterstellt. Ausgehend von der Hypothese, dass der direkt emissionswirksame Energieverbrauch je Beschäftigten innerhalb der verschiedenen Branchen auf einem

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Emissionshandelssystem für Deutschland

vergleichbaren Niveau liegt, konnte auf diese Weise eine grobe Schätzung für die Feuerungswärmeleistung je Beschäftigten ermittelt werden. Tabelle 3-20: Spezifischer Energieverbrauch, Beschäftigte, Betriebsgrößenklassen und Erfassungsgrad im Produzierenden Gewerbe, 1999
Beschäftigtenkennziffern Energie- 100 MW FWL verbrauch ab GWh/Besch. Besch. C D 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 Bergbau und Gewinnung von Steinen und Erden Verarbeitendes Gewerbe Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlags-, Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstellung von Brutstoffen Chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden Metallerzeugung und -bearbeitung Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau Herstellung von Büromaschinen, Datenverarbeitungsgeräten und einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, -verteilung u.ä. Rundfunk-, Fernseh- und Nachrichtentechnik Medizin-, Mess-, Steuer- und Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musikinstrumenten, Sportgeräten usw. Recycling Insgesamt 2,5 0,0 3,2 4,2 0,5 0,1 0,1 0,2 5,4 0,1 143,3 7,2 0,4 4,6 35,4 0,2 0,3 0,2 136,3 7.835,6 107,6 81,5 661,1 4.715,5 2.871,3 2.173,1 63,5 3.802,8 2,4 47,2 928,0 73,4 9,6 1.630,0 1.059,7 1.885,8 Erfasste Beschäftigte nach Betriebsgrößenklassen 1 - 19 0 233 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 233 0 0 0 20 - 99 0 113.297 0 121 0 0 0 0 13.333 0 1.805 29.811 0 27.902 27.991 0 0 0 100 - 999 24.253 1.180.494 330.457 6.604 31.192 0 0 0 101.877 0 15.154 199.379 15.682 145.500 136.714 0 0 0 >1.000 77.242 1.603.511 35.185 5.094 1.000 0 65 1.992 15.181 0 3.768 235.309 59.100 13.313 98.519 34.132 245.565 9.233 Erfasste Beschäftigte absolut 101.495 2.897.535 365.642 11.819 32.192 0 65 1.992 130.391 0 20.727 464.499 74.782 186.715 263.457 34.132 245.565 9.233 % 78,9% 46,1% 65,4% 96,7% 26,2% 0,0% 0,2% 1,7% 88,8% 0,0% 100,0% 96,5% 21,0% 73,9% 99,9% 5,7% 24,9% 23,1%

31 32 33 34 35 36 37

0,3 0,1 0,1 5,5 1,6 0,1 0,0

1.003,8 2.271,6 3.199,9 61,4 206,3 2.330,5 8.532,8

0 0 0 0 0 0 0 233

0 0 0 12.332 0 0 0 113.297

0 0 0 144.971 52.965 0 0 1.204.748

145.092 26.998 0 589.960 77.824 6.181 0 1.680.753

145.092 26.998 0 747.263 130.789 6.181 0 2.999.030

33,5% 16,1% 0,0% 98,2% 88,3% 2,8% 0,0% 46,8%

Quelle:

Statistisches Bundesamt, Berechnungen von Öko-Institut und DIW Berlin

Aus der Berichterstattung des Statistischen Bundesamtes über die Betriebe im Verarbeitenden Gewerbe sowie im Bergbau und in der Gewinnung von Steinen und Erden sind weiterhin Angaben über die Zahl der Beschäftigten nach Betriebsgrößenklassen verfügbar. Auf Grundlage der o.g. Leistungsangaben je Beschäftigten kann eine Betriebsgröße identifiziert werden, bei der die Existenz einer Anlage mit einer Feuerungswärmeleistung größer 20 MW wahrscheinlich wird. Da sich eine solche Wahrscheinlichkeit vor allem in Abhängigkeit von der Beschäftigtenzahl an einem bestimmten Standort ergibt, die amtliche Statistik jedoch nur Betriebsgrößen ausweist, wurde eine weitere Annahme getroffen. Diese unterstellt, dass die CO2-Emissionen eines Betriebes dann komplett von der Emissionshandelsrichtlinie erfasst werden, wenn aus der Beschäftigtenzahl auf einen Wärmebedarf geschlossen werden kann, der einer Feuerungswärmeleistung von 100 MW entspricht. Für jede Abteilung der WZ 93 im Bereich des Produzierenden Gewerbes wurde damit eine Betriebsgröße ermittelt, für die auf dieser Grundlage ange-

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nommen werden kann, dass die gesamten Emissionen von Verbrennungsanlagen verursacht werden, die unter die Emissionshandelsrichtlinie fallen. Innerhalb der vier vom Statistischen Bundesamt verwendeten Betriebsgrößenklassen wurden jeweils eine lineare Interpolation vorgenommen und damit die Zahl der Beschäftigten bestimmt, die – unter den o.g. Annahmen – im Zusammenhang mit Anlagen beschäftigt sind, die unter den Entwurf der Emissionshandelsrichtlinie fallen. Schließlich wurde der Anteil der jeweiligen Beschäftigten an der gesamten Beschäftigtenzahl ermittelt; dieser Anteil kann auch als Erfassungsgrad der CO2-Emissionen der jeweiligen Branche interpretiert werden. Tabelle 3-20 zeigt das Ergebnis dieser Berechnungen für das Jahr 1999. Auch wenn für diesen methodischen Ansatz eine ganze Reihe von Annahmen notwendig sind, zeigt eine Sensitivitätsanalyse, dass die so ermittelten Ergebnisse relativ robust sind. Im Ergebnis führt diese Schätzmethode dazu, dass im Verarbeitenden Gewerbe ca. 46 % der Beschäftigten in einen Zusammenhang mit Anlagen gestellt werden können, die vom Entwurf der Emissionshandelsrichtlinie erfasst werden. Die Bandbreite ist jedoch vergleichsweise groß; sie reicht von sehr geringen Anteilen (Recycling, Bekleidungs-, Leder- und Holzgewerbe etc.) bis zu sehr hohen Erfassungsgraden (Metallindustrie, Papiergewerbe, Nahrungs- und Genussmittelgewerbe, Fahrzeugbau). Von diesem methodischen Ansatz abgewichen wurde nur für die chemische Industrie, da hier aus der Vielzahl der verschiedenen Anlagen – auch abhängig von der Interpretation des Anlagenbegriffs – Unsicherheiten resultieren, die mit der beschriebenen Methode wahrscheinlich nur ungenügend abgebildet werden können. Hier wurde in grober Schätzung ein Erfassungsgrad von 70 % angenommen. Wird schließlich die unterschiedliche Relevanz der einzelnen Branchen hinsichtlich der CO2-Emissionen berücksichtigt, ergibt sich aus der hier verwendeten Methode, dass ca. 90 % der CO2-Emissionen aus dem Endenergieverbrauch von Bergbau, Gewinnung von Steinen und Erden sowie dem Verarbeitendem Gewerbe unter die Emissionshandelsrichtlinie fallen. Die Bandbreite der Erfassungsgrade für die einzelnen Branchen ist jedoch erheblich. In Bezug auf die nicht-energiebedingten CO2-Emissionen wurde keine Differenzierung innerhalb der einzelnen Produktgruppen vorgenommen. Die entsprechenden Emissionen aus der Herstellung von Ammoniak, Soda, Kalziumkarbid und Hüttenaluminium wurden – da vom Richtlinienentwurf nicht erfasst – grundsätzlich nicht in die Analysen einbezogen. Die nicht-energiebedingten CO2-Emissionen aus der Herstellung von Glas, Zement und Kalk wurden hingegen vollständig berücksichtigt. Für die Erzeugung von Fernwärme – jenseits der im Bereich der allgemeinen Stromerzeugung berücksichtigten Emissionen aus dem Bereich der Kraft-Wärme-Kopplung – wurde in grober Schätzung ein Erfassungsgrad von 80 % angenommen. Die so ermittelten Erfassungsgrade wurden für den hier betrachteten Zeitraum von 1990 bis 2010 nicht variiert. Tabelle 3-21 enthält die Zusammenstellung der für die Modelrechnungen verwendeten Erfassungsgrade.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

Tabelle 3-21:

Erfassungsgrade
Erfassungsgrad %

Industrieller Endenergieverbrauch Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstellung von Spalt- und Brutstoffen Chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden Metallerzeugung und -Bearbeitung Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, -verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling Industrielle Stromerzeugung Nicht-energiebedingte Emissionen Herstellung von Ammoniak Herstellung von Soda Herstellung von Glas Herstellung von Zement Herstellung von Kalk Herstellung von Kalziumkarbid Herstellung von Hüttenaluminium Öffentliche Stromerzeugung Fernwärmeerzeugung

79 65 97 26 0 0 2 89 0 100 70 21 74 100 6 25 23 34 16 0 98 88 3 0 95 0 0 100 100 100 0 0 99 80

Quelle:

Berechnungen von DIW Berlin und Öko-Institut

Aus der historischen Emissionsentwicklung für die verschiedenen Quellbereiche (Kapitel 3.3) sowie den beiden Baseline-Varianten (Kapitel 3.4) auf der einen Seite und den Schätzungen für die Erfassungsgrade des EU-Emissionshandelssystems (Tabelle 3-21) lassen sich die vom Emissionshandelssystem erfassten Emissionsvolumina ermitteln. Tabelle 3-22 zeigt die Ergebnisse im Überblick. Insgesamt ist davon auszugehen, dass im Jahr 2000 ca. 472 Mio. t CO2 vom Emissionshandelssystem erfasst werden, die Bandbreite der Projektionen liegt für 2005 zwischen 454 und 469 Mio. t und für 2010 zwischen 440 und 473 Mio. t CO2. Im Vergleich zu 1990 entspricht dies in der Referenz-Projektion etwa einer Stabilisierung auf dem Niveau des Jahres 2000, in der Referenzprojektion einer weiteren Emissionsminderung um ca. 3,3 Prozentpunkte bis 2005 bzw. 5,7 Prozentpunkte bis 2010. Durch die Einbeziehung der Erfassungsgrade erhöht sich der Anteil der öffentlichen Stromversorgung an den gesamten erfassten CO2-Emissionen um ca. 3,5 bis 3,6 Prozentpunkte. Der Anteil von Bergbau und Verarbeitendem Gewerbe verringert sich um 2,7 bis 2,9 Prozentpunkte. Unter den einzelnen Industriebranchen ergibt sich eine signifikante allein für die chemische Industrie. Hier verringert sich der Anteil mit der Berücksichtigung der Erfassungsgrade um 1,1 bis 1,2 Prozentpunkte.
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Tabelle 3-22:

Gesamte energiebedingte und nicht-energiebedingte CO2-Emissionen von Bergbau, Industrie, Kraftwerken der öffentlichen Stromversorgung und Fernwärme unter Berücksichtigung der Erfassungsgrade, 1990-2001 und Projektionen für 2005/2010
WZ93 1990 1991 35,6 8,6 0,1 1,9 0,0 0,0 0,2 9,4 0,0 18,8 31,4 1,1 37,0 64,5 0,5 1,7 0,1 1,1 0,1 0,0 3,5 1,9 0,1 0,0 217,7 293,6 31,8 543,1 1995 24,1 6,6 0,1 0,6 0,0 0,0 0,1 9,3 0,0 19,2 21,5 0,6 37,9 56,9 0,2 0,8 0,0 0,4 0,0 0,0 2,6 0,6 0,0 0,0 181,8 278,1 23,5 483,4 Ist-Entwicklung 1996 18,8 6,6 0,1 0,6 0,0 0,0 0,2 8,8 0,0 19,9 20,7 0,5 35,4 53,9 0,2 0,8 0,0 0,4 0,0 0,0 2,8 0,6 0,0 0,0 170,4 287,0 24,4 481,8 1998 16,6 6,4 0,1 0,5 0,0 0,0 0,3 8,4 0,1 20,3 18,0 0,5 35,8 58,8 0,2 0,6 0,0 0,3 0,0 0,0 2,4 0,4 0,0 0,0 169,8 277,9 20,6 468,4
b

ReferenzProjektion 1999 2000 Mio. t CO2 15,5 6,3 0,1 0,4 0,0 0,0 0,3 8,2 0,1 19,3 17,2 0,5 35,8 55,2 0,2 0,6 0,0 0,3 0,0 0,0 2,3 0,4 0,0 0,0 162,5 272,3 19,2 454,0 15,0 6,4 0,1 0,4 0,0 0,0 0,3 7,9 0,1 21,0 17,3 0,4 35,7 60,8 0,2 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 2,2 0,4 0,0 0,0 169,0 281,8 21,5 472,3 2001 13,4 6,2 0,1 0,4 0,0 0,0 0,3 7,5 0,1 20,2 17,8 0,4 32,4 57,7 0,2 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 2,3 0,4 0,0 0,0 160,2 kA 22,3 kA 2005 11,7 6,1 0,1 0,3 0,0 0,0 0,3 7,1 0,1 19,6 16,6 0,4 33,9 59,5 0,2 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 2,0 0,3 0,0 0,0 159,0 288,0 22,1 469,1 2010 10,6 5,8 0,1 0,3 0,0 0,0 0,3 7,1 0,1 18,8 15,2 0,3 34,6 62,4 0,1 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 1,8 0,3 0,0 0,0 158,7 291,9 21,9 472,5

AlternativProjektion 2005 11,4 5,9 0,1 0,3 0,0 0,0 0,3 6,9 0,1 16,8 16,1 0,4 32,9 57,8 0,1 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 1,9 0,3 0,0 0,0 152,3 280,0 21,5 453,8 2010 9,9 5,5 0,1 0,3 0,0 0,0 0,2 6,6 0,1 15,1 14,2 0,3 32,4 58,4 0,1 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 1,6 0,3 0,0 0,0 146,1 273,6 20,5 440,2

Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe Bekleidungsgewerbe

a

10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

34,6 9,3 0,1 2,2 0,0 0,1 0,3 9,7 0,0 19,8 38,1 1,5 39,6 69,4 0,6 1,8 0,2 1,3 0,1 0,0 4,0 1,7 0,0 0,0 234,6 297,0 34,4 566,0

Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstellung von Spaltund Brutstoffen Chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von b Steinen und Erden Metallerzeugung und -Bearbeitung Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau
a,b b

Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, -verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling

Bergbau und Industrie gesamta,b Öffentliche Stromversorgunga Fernwärme Bergbau, Industrie und öffentliche Stromversorgung
a

Anmerkungen: einschließlich Umgruppierungen zwischen Bergbau, Industrie und öffentlicher Stromversorgung - einschließlich nicht-energiebedingter CO2-Emissionen

Quelle:

Berechnungen von DIW Berlin und Öko-Institut

71

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Emissionshandelssystem für Deutschland

3.6 3.6.1

Varianten für die Allokation von Emissionsrechten für Deutschland im Jahr 2010 Vorbemerkungen

Die Untersuchungen zu den verschiedenen Optionen der Emissionsrechtezuteilung werden im Rahmen einer einheitlichen Vorgabe für die Emissionsminderung vollzogen, die die Gesamtheit der vom Emissionshandel erfassten Anlagen zu erbringen hat. Die Grundlage dafür bildet die am 25. Juni 2001 von den Verbänden der Wirtschaft sowie der Bundesregierung paraphierte „Vereinbarung zwischen der Regierung der Bundesrepublik Deutschland und der deutschen Wirtschaft zur Minderung der CO2-Emissionen und der Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung in Ergänzung zur Klimavereinbarung vom 9.11.2000“: „Unter Bezugnahme und aufbauend auf dieser Vereinbarung besteht zwischen der Regierung der Bundesrepublik Deutschland und der unterzeichnenden Wirtschaft/Energiewirtschaft Einvernehmen, daß im Rahmen des nationalen Klimaschutzprogramms der Bundesregierung vom 18. Oktober 2000 (5. Bericht der interministeriellen Arbeitsgruppe „CO2-Reduktion“) durch die Energiewirtschaft eine Emissionsreduktion von insgesamt bis zu 45 Mio. t CO2/Jahr bis zum Jahr 2010 erreicht wird. Dieser Beitrag soll durch Erhalt, Modernisierung und Zubau von Anlagen der KraftWärme-Kopplung (KWK) (einschließlich kleiner Blockheizkraftwerke (BHKW) und der Markteinführung von Brennstoffzellen) mit einem Minderungsziel (Basis 1998) von insgesamt möglichst 23 Mio. t CO2/Jahr, jedenfalls nicht unter 20 Mio. t CO2/Jahr in 2010 erreicht werden. Des weiteren soll eine CO2-Minderung bis zu 25 Mio. t/Jahr in 2010 über andere Maßnahmen erfolgen, die in den die Selbstverpflichtung der Wirtschaft konkretisierenden Einzelerklärungen der Energiewirtschaftsverbände näher ausgeführt werden... Die Unterzeichner unterstützen den Erhalt, die Modernisierung und den Zubau von Anlagen der KWK unter Berücksichtigung des anliegenden Maßnahmenpakets (Anlagen: KWK/ Nah- und Fernwärme/ BHKW und Brennstoffzellen sowie Förderung von BHKW-Anlagen bis zu 2 MWel und Brennstoffzellen) und damit das Ziel, einen Minderungsbeitrag in einer Größenordnung von 10 Mio. t CO2/Jahr bis 2005 (Zwischenziel) bzw. insgesamt möglichst 23 Mio. t CO2/Jahr, jedenfalls nicht unter 20 Mio. t CO2/Jahr bis 2010 zu erreichen. Die Bundesregierung und die unterzeichnende Energiewirtschaft gehen ferner davon aus, daß sonstige CO2-Minderungsmaßnahmen (Anlage: Sonstige CO2Minderungsmaßnahmen) die Emissionsvolumina im Jahre 2005 um 10 Mio. t CO2/Jahr und bis zum Jahr 2010 um bis zu 25 Mio. t CO2/Jahr senken. Bei diesen CO2Minderungen sind die infolge der Kernenergie-Verständigung möglichen CO2Emissionserhöhungen nicht berücksichtigt (siehe 5. Bericht der interministeriellen Arbeitsgruppe „CO2-Reduktion“).“ Insgesamt beinhaltet diese Vereinbarung damit ein Minderungsvolumen von 20 Mio. t CO2 bis 2005 sowie mindestens 45 Mio. t CO2 bis zum Jahr 2010, das hinsichtlich der Zuordnung auf die verschiedenen Bereiche der Wirtschaft eine gewisse Flexibilität beinhaltet. Andere Treibhausgase werden von dieser Vereinbarung nicht erfasst.
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3.6.2

Allokationsvarianten auf Grundlage ausgewählter Basisjahre

Eine erste Gruppe von Allokationsverfahren beruht auf den Emissionen eines Basisjahres oder einer Basisperiode. Die Emissionsrechte errechnen sich aus den jeweiligen Basisemissionen und einem einheitlichen Erfüllungsfaktor28 für alle Sektoren und Quellgruppen. Grundlage bildet jeweils die Minderung der CO2-Emissionen von 45 Mio. t CO2 gegenüber 1998. In diesem Zusammenhang wurden verschiedene Varianten für Basisjahre und Basisperioden untersucht. • Als erste Variante wurde das Jahr 1990 – als frühestmögliches Basisjahr für das EU-Emissionshandelssystem – modelliert. Mit der Wahl dieses Basisjahres sind einige Vorteile, aber auch eine ganze Reihe von Nachteilen verbunden. Der wesentliche Vorteil für dieses Basisjahr besteht darin, dass alle Emissionsminderungen seit dem Basisjahr des Kioto-Protokolls Berücksichtigung finden würden. Dies ist insofern nicht zu unterschätzen, da Modernisierungsinvestitionen in langlebige Anlagen vor allem eine starke regionale Disparität zeigen. Während der Kapitalstock in den neuen Bundesländern relativ weitgehend erneuert wurde, stehen die entsprechenden Erneuerungsinvestitionen in den alten Bundesländern oft noch bevor. Die wesentlichen Nachteile bestehen zunächst darin, dass erstens Wachstums- und Strukturwandelprozesse in der Periode 1990 bis 2005 nicht berücksichtigt würden. Dazu gehören sowohl die in Kapitel 3.3.2 beschriebenen Emissionsverschiebungen zwischen den Branchen als auch die Benachteiligung von Neuinvestitionen, die nicht auf Emissionsrechte von Anlagen zurückgreifen können, die 1990 existierenden, danach aber stillgelegt wurden . Gerade der Zusammenhang von ersatzlosen Stilllegungen einerseits und kompletten Neuinvestitionen andererseits könnte zu erheblichen Verzerrungen zuungunsten neuer Investoren führen. Zweitens führt ein frühes Basisjahr zu erheblichen praktischen Problemen. Daten aus weit zurück liegenden Betriebsjahren müssten ermittelt und verifiziert werden. Bei einem anlagenbezogenen Emissionshandelssystem, wie mit der EU-Richtlinie vorgesehen, müssten darüber hinaus komplizierte Fragen der Zuordnung zwischen aktuell existierenden und in der Vergangenheit stillgelegten Anlagen gelöst werden. Die Allokationsvariante mit dem Basisjahr 1990 kann auch als Näherung für eine umfassende Berücksichtigung von Early action (unter Einbeziehung aller Schrumpfungs- und Strukturwandelprozesse) betrachtet werden. Um die Effekte der Strukturbrüche im Jahr 1990 abzumildern wurde in einer zweiten Variante der Basiszeitraum 1990 bis 1992 zu Grunde gelegt. Die Vor- und Nachteile entsprechen weitgehend denen für das Basisjahr 1990. In einer dritten Variante wurde das Jahr 2000 als – auf Grundlage der für diese Untersuchung vorliegenden Daten – spätestmögliche Basisjahr untersucht. Mit einem solchen Basisjahr würden viele der praktischen Probleme gelöst, Wachstums- und
Der Erfüllungsfaktor ist definiert als der Quotient aus der Menge der (kostenlos) zugeteilten Emissionsrechte und den Emissionen des Basisjahrs bzw. der Basisperiode.

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Strukturwandelprozesse in den 15 Jahren seit 1990 würden voll berücksichtigt. Als wesentlicher Nachteil eines solchen Systems ergibt sich die ausbleibende Berücksichtigung von Emissionsminderungen, die seit 1990 erfolgt sind. Eine besondere Problematik ergibt sich aus dieser Situation jedoch vor allem nur dann, wenn die in diesem Zeitraum ergriffenen Maßnahmen bei unterschiedlichen Akteuren einen sehr unterschiedlichen Umfang erreicht haben. Für Unternehmen, die ihren Kapitalstock komplett erneuert haben, könnten sich aus der kostenlosen Vergabe der Emissionsrechte gravierende Wettbewerbsnachteile gegenüber Unternehmen ergeben, die die entsprechenden Maßnahmen vor dem Start des Emissionshandelssystems nicht durchgeführt haben und nach der Umsetzung von Maßnahmen in der Emissionshandelsperiode zusätzliche Erträge aus der Vermarktung nicht benötigter Zertifikate erzielen können. Gerade in der spezifischen Situation Deutschlands (alte Bundesländer/neue Bundesländer) ergibt sich hier eine besondere Brisanz. • Als vierte Variante wurde ein Modell untersucht, in dem das Basisjahr innerhalb des Zeitraums von 1990 bis 2000 frei wählbar ist. Mit einem solchen Modell könnten die o.g. Verzerrungen weitgehend abgebaut werden, wenn auch erhebliche Probleme hinsichtlich der Praktikabilität bestehen bleiben. Allokationsvarianten auf Grundlage ausgewählter Basisjahre, 2010
WZ93 Ist-Entwicklung Projektion Referenz Alternativ Allokation der Emissionsrechte -25% ggü. 1990 = -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 Basisjahr Basisperiode Basisjahr Freie Wahl 1990 1990-1992 2000 1990-2000 2010 Mio. t CO2 Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstellung von Spaltund Brutstoffen Chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von b Steinen und Erden Metallerzeugung und -Bearbeitung Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau
a,b b a

Tabelle 3-23:

1990 10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 34,6 9,3 0,1 2,2 0,0 0,1 0,3 9,7 0,0 19,8 38,1 1,5 39,6 69,4 0,6 1,8 0,2 1,3 0,1 0,0 4,0 1,7 0,0 0,0 234,6 297,0 34,4 566,0

2000 15,0 6,4 0,1 0,4 0,0 0,0 0,3 7,9 0,1 21,0 17,3 0,4 35,7 60,8 0,2 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 2,2 0,4 0,0 0,0 169,0 281,8 21,5 472,3

2010 10,6 5,8 0,1 0,3 0,0 0,0 0,3 7,1 0,1 18,8 15,2 0,3 34,6 62,4 0,1 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 1,8 0,3 0,0 0,0 158,7 291,9 21,9 472,5 9,9 5,5 0,1 0,3 0,0 0,0 0,2 6,6 0,1 15,1 14,2 0,3 32,4 58,4 0,1 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 1,6 0,3 0,0 0,0 146,1 273,6 20,5 440,2
b

25,8 7,0 0,1 1,6 0,0 0,0 0,2 7,3 0,0 14,8 28,5 1,2 29,6 51,9 0,4 1,4 0,2 1,0 0,1 0,0 3,0 1,3 0,0 0,0 175,5 222,1 25,7 423,4

26,2 6,7 0,1 1,3 0,0 0,0 0,2 7,4 0,0 14,8 25,4 0,9 29,6 50,2 0,4 1,3 0,1 0,7 0,1 0,0 2,7 1,3 0,1 0,0 169,4 229,1 24,9 423,4

13,4 5,7 0,1 0,4 0,0 0,0 0,2 7,1 0,1 18,8 15,5 0,4 32,0 54,5 0,1 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 2,0 0,3 0,0 0,0 151,5 252,6 19,3 423,4

25,6 6,9 0,1 1,6 0,0 0,0 0,2 7,4 0,1 15,3 27,3 1,1 28,7 50,3 0,4 1,3 0,2 1,0 0,1 0,0 2,9 1,4 0,1 0,0 172,1 226,7 24,6 423,4

Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, -verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling Bergbau und Industrie gesamta,b Öffentliche Stromversorgunga Fernwärme Bergbau, Industrie und öffentliche Stromversorgung
a

Anmerkungen: einschließlich Umgruppierungen zwischen Bergbau, Industrie und öffentlicher Stromversorgung - einschließlich nicht-energiebedingter CO2-Emissionen Hervorgehobene Daten: Für 2010 werden mehr Emissionsrechte vergeben als in der Referenz-Projektion (fett) bzw. in der Alternativ-Projektion (kursiv ) benötigt.

Quelle:

Berechnungen des Öko-Instituts

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Tabelle 3-23 zeigt das Ergebnis der verschiedenen Varianten für die Emissionsrechteallokation im Jahr 2010 (als Mittelwert der Periode 2008-2012). Hierbei sei darauf hingewiesen, dass die Allokation der Emissionsrechte unter Berücksichtigung der Erfassungsgrade (Kapitel 3.5) erfolgt; zu Grunde liegt also die Emissionsentwicklungen gemäß Tabelle 3-22. Für die Variante auf Basis des Jahres 1990 ergibt sich aus dem Minderungsziel von 45 Mio. t CO2 (Basis 1998) ein Erfüllungsfaktor von 74,8 %. Die Gesamtheit aller Anlagen müsste also im Durchschnitt der Jahre 2008-2012 die für das Jahr 1990 festgestellten Emissionen um 25,2 % reduzieren. Im Bereich von Bergbau und Verarbeitendem Gewerbe insgesamt würde diese Allokationsvariante – sowohl in Bezug auf die Emissionen des Jahres 2001 als auch hinsichtlich der für 2010 erwarteten Emissionsniveaus – eine deutliche Überausstattung mit Zertifikaten zur Folge haben. Dies gilt auch für die Mehrzahl der Branchen, besonders signifikant für den Bergbau, dem mehr als das Zweifache der 2010 notwendigen Zertifikate kostenlos zugewiesen würden. Eine ähnliche Situation ergibt sich für die chemische Industrie. Auf der anderen Seite müssten vor allem die Branchen Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden, die Metallerzeugung und –bearbeitung (d.h. vor allem die Stahlindustrie) sowie (in geringerem Maße) die Kokereien und die Mineralölverarbeitung zusätzliche Anstrengungen zur Emissionsminderung bzw. zum Erwerb von Zertifikaten unternehmen. Während die Industrie insgesamt mit 16 bis 30 Mio. Zertifikaten29 überausgestattet würde, ergibt sich für die allgemeine Stromversorgung eine Unterausstattung von ca. 50 bis 70 Mio. Zertifikaten. Angesichts der erhebliche Emissionsverschiebungen in diesen Sektor (vgl. Kapitel 3.3.2) ergeben sich hier Verzerrungen in erheblichem Maße. Für den Bereich der Fernwärme, die ebenfalls den Unternehmen dieser Branche (zumindest in ihrer Gesamtheit) zugeordnet werden kann, ergibt sich eine Überausstattung, die allerdings mit 4 bis 5 Mio. Zertifikaten ein deutlich geringeres Volumen erreicht. Wird unterstellt, dass die Menge an Zertifikaten, die kostenlos zugeteilt wurde, aber im Lichte der für 2010 erwarteten Emissionsniveaus nicht benötigt werden, zum Verkauf gelangen bzw. Gegenstand anderweitiger Transfers (ggf. in Pools) werden, so ergibt sich ein Mindestvolumen solcher Transfers in der Größenordnung von 40 Mio. Zertfikaten (im Fall der Referenz-Baseline) bis 44 Mio. Zertifikaten (im Fall der AlternativBaseline). Voraussetzung dieser Abschätzung ist jedoch, dass es zum Banking von Emissionsrechten in die nächste Periode nicht in signifikanter Größenordnung kommt. Nur unwesentlich davon unterscheidet sich die zweite Variante mit der Basisperiode 1990-1992. Der Erfüllungsfaktor beträgt hier 78,5 %, dass Muster der Ausstattung ändert sich hier nur graduell. Das Mindesttransfervolumen beläuft sich hier auf 35 bis 39 Mio. Zertifikate.

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Es wird davon ausgegangen, dass die Zertifikate auf jeweils eine Tonne CO2-Äquivalent ausgestellt werden.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

Ein deutlich anderes Bild ergibt sich bei der Variante mit dem Basisjahr 2000. Als Erfüllungsfaktor errechnet sich hier der Wert von 89,6 %. Bei weitgehender „Sozialisierung“ der bis 2000 erbrachten Emissionsminderungen müssten so alle Anlagen eine weitere Emissionsminderung von 10,4 % erbringen. Für den Gesamtbereich Bergbau und Verarbeitendes Gewerbe resultiert hier eine Ausstattung, die in der Bandbreite der für 2010 erwarteten Emissionen liegt. Eine klare Überausstattung ergibt sich hier nur noch für neun Branchen, wobei auch hier der Bergbau die wichtigste Rolle spielt. Für fünf Sektoren bewegt sich die Ausstattung in der Bandbreite der für 2010 erwarteten Entwicklung, die wichtigsten Branchen repräsentieren hier die Kokereien und die Mineralölverarbeitung. Jeweils ca. 3 Mio. Zertifikate mehr als bei der ersten Variante, jedoch noch deutlich weniger als benötigt, ergeben sich für die Sektoren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden sowie die Metallerzeugung und –bearbeitung. Hier müssten weiterhin erheblich zusätzliche Emissionsminderungen bzw. Zertifikatskäufe erfolgen. Für die allgemeine Stromversorgung resultiert aus dem veränderten Basisjahr ein Unterschied von ca. 30 Mio. Zertifikaten. Für den Horizont 2010 ergibt sich jedoch auch hier die Notwendigkeit weiterer Maßnahmen bzw. des Erwerbs zusätzlicher Zertifikate in der Größenordnung von 20 bis 40 Mio. Zertifikaten. Vor dem Hintergrund deutlich geringerer Überausstattungen für viele Branchen des Bergbaus und des Verarbeitenden Gewerbes nimmt auch das Mindesttransfervolumen ab. Es ergibt sich hier eine Größenordnung von 3,5 bis 10 Mio. Zertifikaten. Interessante Ergebnisse erbringt die vierte Variante mit einem wahlfreien Basisjahr. Zwar eröffnet sich hier für alle Anlagen die Wahl des Jahres mit den höchsten Emissionen, hieraus resultiert jedoch ein deutlich höherer Erfüllungsfaktor von 71,5 %. Das Verteilungsmuster für die (kostenlose) Zuweisung der Zertifikate entspricht weitgehend dem der ersten Variante (Basisjahr 1990), es ergeben sich nur geringfügige Veränderungen. Auch hier profitieren insbesondere die Sektoren Bergbau und Verarbeitendes Gewerbe, wobei sich eine komplizierte Situation vor allem für die Branchen Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden, die Metallerzeugung und -bearbeitung sowie – mit Abstrichen – die Kokereien und die Mineralölverarbeitung ergibt. Als überausstattungsbedingtes Mindest-Transfervolumen errechnet sich hier eine Bandbreite von 38 bis 42 Mio. Zertifikaten. Jenseits aller Fragen der Praktikabilität zeigt sich ein klares Muster. Vor dem Hintergrund der sehr unterschiedlichen Emissionsentwicklungen in der Periode nach 1990 resultieren aus der Wahl des Basisjahres bzw. der Basisperiode massive Verteilungseffekte. Ein frühes Basisjahr führt zu einer sehr starken Disparität der (kostenlosen) Zuweisung von Emissionsrechten, ein späteres Basisjahr dämpft die Bandbreite der Verteilung etwas. Mit Blick auf die Sektoren mit besonders hohen Emissionsvolumina ändern sich die grundsätzlichen Konstellationen – mit Ausnahme der Kokereien und der Mineralölverarbeitung – jedoch nicht. Insbesondere die öffentliche Stromversorgung müsste

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in den gezeigten Varianten erhebliche Anstrengungen zur Emissionsminderung bzw. zum Erwerb zusätzlicher Zertifikate unternehmen. 3.6.3 Allokationsvarianten auf Grundlage differenzierter Branchenziele

Die dieser Studie als allgemeiner Zielrahmen zu Grunde liegende Emissionsminderung von 45 Mio. t CO2 ergibt sich aus der am 25. Juni 2001 paraphierten „Vereinbarung zwischen der Regierung der Bundesrepublik Deutschland und der deutschen Wirtschaft zur Minderung der CO2-Emissionen und der Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung in Ergänzung zur Klimavereinbarung vom 9.11.2000“. Diese Erklärung erfasst eine Vielzahl von Maßnahmen, ist jedoch keineswegs widerspruchsfrei zur eng verbundenen „Vereinbarung der Regierung der Bundesrepublik Deutschland und der Deutschen Wirtschaft zur globalen Klimavorsorge“ vom 9. November 2000. Insbesondere gilt dies für die Differenzierung der Minderungsziele zwischen den verschiedenen Branchen. Für die hier angestellten Analysen wurde daher ein vereinfachter Modellansatz verfolgt. Die Differenzierung der Minderungszusagen erfolgt nur zwischen den Sektoren Bergbau und Verarbeitendes Gewerbe einerseits sowie der öffentlichen Stromversorgung und der Fernwärmeerzeugung andererseits. Alle Varianten repräsentieren vor allem den Typus möglicher Verhandlungslösungen, bei denen sich die Verteilung zwischen den Branchen innerhalb festgeschriebener Rahmenvorgaben nach bestimmten Verteilungsmustern ergeben. Diese Verteilungsmuster sind auch zwischen den beiden Hauptgruppen der Vereinbarung (allgemeine Stromversorgung einerseits und die anderen Industriesektoren andererseits) aus den Dokumenten der Selbstverpflichtungen keineswegs eindeutig abzuleiten, auch der Anteil der Emissionsminderung durch die öffentliche Stromversorgung im Rahmen der KWK-Vereinbarung lässt sehr breite Interpretationsspielräume offen. In einer ersten Variante wird – auf Basis der Emissionen des Jahres 1998 – der öffentlichen Stromversorgung und der Fernwärmewirtschaft ein Minderungsziel von ca. 22 Mio. t CO2 zugeordnet. Mit Bezug auf die Emissionen des Jahres 1998 folgt hieraus ein Erfüllungsfaktor von 92,6 %. Für den Bergbau und das Verarbeitende Gewerbe ergibt sich eine Minderung von 23 Mio. t CO2, die entspricht einem Erfüllungsfaktor von 86,5 % Als zweite Variante wurde der öffentlichen Stromversorgung nur eine Emissionsminderung von 14 Mio. t CO2 sowie der Fernwärmeerzeugung eine Emissionsminderung von 1 Mio. t CO2 zugewiesen. Für die verbleibenden Sektoren Bergbau und Verarbeitendes Gewerbe resultiert daraus eine gesamte zusätzliche Emissionsminderung von 30 Mio. t CO2. Diese Emissionsvorgaben wurden auf Grundlage der Emissionsstrukturen von 1990 den einzelnen Sektoren zugeordnet. Damit sollen vor allem die seit 1990 erbrachten Emissionsminderungen spezifisch honoriert werden. Für den Bergbau resultiert daraus ein Erfüllungsfaktor (bezogen auf die Emissionsniveaus von 1990) von 51,8 %, für die verschiedenen Branchen des Verarbeitenden Gewerbes bewegen sich die Erfüllungsfaktoren von 49,5 % (Bekleidungsgewerbe) bis

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70,7 % (Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden). Für weitere besonders emissionsrelevante Branchen errechnen sich Erfüllungsfaktoren von 58,5 % (Kokereien und Mineralölverarbeitung), 56,9 % (chemische Industrie) und 59,6 % (Metallerzeugung und –bearbeitung) Für die allgemeine Stromversorgung beträgt der Erfüllungsfaktor in dieser Variante 88,9 % und für die Fernwärmeerzeugung 56,8 %. In einer dritten Variante wurden die Emissionsminderungsziele für Bergbau und Verarbeitendes Gewerbe einerseits und die öffentliche Stromversorgung sowie die Fernwärmeerzeugung andererseits von der zweiten Variante übernommen. Die Erfüllungsfaktoren wurden in dieser Variante jedoch auf die Emissionen des Jahres 1998 bezogen, so dass sich hier zwei verschiedene Möglichkeiten ergeben: ein Erfüllungsfaktor von 82,3 % für alle Anlagen von Bergbau und Verarbeitendem Gewerbe sowie ein Erfüllungsfaktor von 95 % für die öffentliche Stromversorgung und die Fernwärmeerzeugung. Hier wird den seit 1990 erzielten Emissionsminderungen als Verteilungskriterium nur eine untergeordnete Rolle zugemessen. Tabelle 3-24 zeigt die Ergebnisse dieser drei Varianten für die (kostenlose) Emissionsrechteallokation im Vergleich zur einheitlichen Allokationsvariante auf Basis der Emissionen von 2000 (vgl. Kapitel 3.6.2). Bedingt durch die besondere Einordnung der öffentlichen Stromversorgung ergeben sich für diesen Bereich um 5 bis 10 Mio. Zertifikate höhere Emissionsrechtezuweisungen, während diese für die Sektoren Bergbau und Verarbeitendes Gewerbe entsprechend niedriger ausfallen. Mit Ausnahme von nur drei Sektoren resultiert in der ersten Variante für die Gesamtheit von Bergbau und Verarbeitendem Gewerbe eine Ausstattung, die über oder innerhalb der Bandbreite der für 2010 erwarteten Emissionsniveaus liegt. Eine geringere Ausstattung ergibt sich hier vor allem für die – jedoch besonders emissionsrelevanten – Sektoren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden sowie die Metallerzeugung und –bearbeitung, die in dieser Variante noch besondere Anstrengungen unternehmen müssten. Für die öffentliche Stromversorgung ergibt sich zwar eine erheblich bessere Ausstattung, auch diese liegt jedoch noch deutlich unter den im Business as usual erwarteten Emissionsniveaus im Jahr 2010. Auch für die Fernwärmeerzeugung resultiert hier eine deutliche Minderausstattung. Auf Grundlage der kostenlosen Zuteilung von Emissionsrechten lässt sich das Volumen der überausstattungsbedingten Transfers hier auf mindestens 5 bis 10 Mio. Zertifikate beziffern. In der zweiten Variante dieser Gruppe von Allokationsverfahren wird die öffentliche Stromversorgung nochmals um ca. 6,5 Mio. Zertifikate besser gestellt. Auch bei Bezug auf die Emissionsstruktur des Jahres 1990 ergibt sich für die Mehrheit der Industriesektoren (darunter auch der Bergbau und die chemische Industrie) noch eine Überausstattung mit Emissionszertifikaten. Für eine Reihe besonders emissionsrelevanter Branchen

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(Papiergewerbe, Kokereien und Mineralölverarbeitung, Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden sowie die Metallerzeugung und –bearbeitung) würden jedoch im Lichte der für 2010 erwarteten Emissionsniveaus vergleichsweise niedrige Zuweisungen von Emissionsrechten erfolgen. Da die – im Vergleich zu den für 2010 erwarteten Emissionsniveaus – abgeschätzte Überausstattung mit Zertifikaten in dieser Variante erhöht wird, ergibt sich das allein aus dieser Überausstattung resultierende Mindestvolumen für Transfers auf 18 bis 20 Mio. Zertifikate. Tabelle 3-24: Allokationsvarianten auf Grundlage der Selbstverpflichtungserklärungen, 2010
WZ93 Ist-Entwicklung Projektion Referenz Alternativ Allokation der Emissionsrechte -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE Gleiche Öffentliche Stromerzeugung & Fernwärme Minderung -22 Mio. t CO2 -15 Mio. t CO2 Basisjahr 2000 Basisjahr 1998 Basisjahr 1990 Basisjahr 1998 2010 Mio. t CO2 13,4 5,7 0,1 0,4 0,0 0,0 0,2 7,1 0,1 18,8 15,5 0,4 32,0 54,5 0,1 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 2,0 0,3 0,0 0,0 151,5 252,6 19,3 423,4
b

1990 Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstellung von Spaltund Brutstoffen Chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von b Steinen und Erden Metallerzeugung und -Bearbeitung Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau
a,b b a

2000 15,0 6,4 0,1 0,4 0,0 0,0 0,3 7,9 0,1 21,0 17,3 0,4 35,7 60,8 0,2 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 2,2 0,4 0,0 0,0 169,0 281,8 21,5 472,3

2010 10,6 5,8 0,1 0,3 0,0 0,0 0,3 7,1 0,1 18,8 15,2 0,3 34,6 62,4 0,1 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 1,8 0,3 0,0 0,0 158,7 291,9 21,9 472,5 9,9 5,5 0,1 0,3 0,0 0,0 0,2 6,6 0,1 15,1 14,2 0,3 32,4 58,4 0,1 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 1,6 0,3 0,0 0,0 146,1 273,6 20,5 440,2

10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

34,6 9,3 0,1 2,2 0,0 0,1 0,3 9,7 0,0 19,8 38,1 1,5 39,6 69,4 0,6 1,8 0,2 1,3 0,1 0,0 4,0 1,7 0,0 0,0 234,6 297,0 34,4 566,0

14,3 5,5 0,1 0,4 0,0 0,0 0,3 7,3 0,1 17,5 15,5 0,5 30,9 50,8 0,1 0,6 0,0 0,3 0,0 0,0 2,1 0,4 0,0 0,0 146,8 257,4 19,1 423,4

17,9 5,5 0,1 1,3 0,0 0,0 0,1 5,6 0,0 11,6 21,7 0,8 28,0 41,4 0,3 1,1 0,1 0,8 0,1 0,0 2,3 1,0 0,0 0,0 139,8 264,0 19,6 423,4

13,7 5,2 0,1 0,4 0,0 0,0 0,3 7,0 0,1 16,7 14,8 0,4 29,5 48,4 0,1 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 2,0 0,4 0,0 0,0 139,8 264,0 19,6 423,4

Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, -verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling Bergbau und Industrie gesamta,b Öffentliche Stromversorgunga Fernwärme Bergbau, Industrie und öffentliche Stromversorgung
a

Anmerkungen: einschließlich Umgruppierungen zwischen Bergbau, Industrie und öffentlicher Stromversorgung - einschließlich nicht-energiebedingter CO2-Emissionen Hervorgehobene Daten: Für 2010 werden mehr Emissionsrechte vergeben als in der Referenz-Projektion (fett) bzw. in der Alternativ-Projektion (kursiv ) benötigt.

Quelle:

Berechnungen des Öko-Instituts

Die Situation hinsichtlich Über- bzw. Unterausstattung würde sich in der dritten Variante etwas entschärfen, die Emissionsrechtezuweisungen innerhalb der Sektoren Bergbau und Verarbeitendes Gewerbe verschieben sich hier stark in Richtung der ersten Variante. Auf dieser Grundlage errechnet sich ein Volumen von 3,5 bis 7 Mio. Zertifikate für allein überausstattungsbedingt anfallende Transfers, soweit das Banking von Zertifikaten keine signifikante Rolle spielt.

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Zusammenfassend zeigt sich, dass die Nutzung der verschiedenen Selbstverpflichtungserklärungen für die Ableitung absoluter Emissionsrechtezuweisungen jenseits der generellen Zieldefinition (z.B. 45 Mio. t CO2-Minderung) einen breiten Gestaltungsspielraum lässt, aus dem verschiedene Verhandlungslösungen resultieren können. Diese Situation kann vor allem auf den in einigen Teilen grundlegend anderen Ansatz (teilweise Verpflichtung auf spezifische Ziele, Einbeziehung anderer Treibhausgase und Sektoren), der nur teilweise gegebenen Konsistenz zwischen den beiden Vereinbarungen vom 9. November 2000 und dem 25. Juni 2001 sowie auf den großen Interpretationsspielraums bezüglich der sektoralen Zuordnung der Emissionsminderungsbeiträge zurückgeführt werden. Mit unterschiedlichen Begründungen können solche Verhandlungslösungen zu sehr verschiedenen Verteilungseffekten führen, wobei die Gefahr besteht, dass die Transparenz bei der Lösung des Verteilungsproblems in erheblichem Maße leidet. Sehr deutlich wird aus den verschiedenen Varianten, dass sich die Verteilungsproblematik in den bisher betrachteten Varianten vor allem im Spannungsfeld von drei Gruppierungen der emissionsseitig besonders relevanten Branchen ergibt: • Für die Sektoren Bergbau und chemische Industrie wird sich mit sehr hoher Wahrscheinlichkeit eine (kostenlose) Zuweisung von Emissionsrechten ergeben, deren Volumen über dem jeweiligen Bedarf der Sektoren im Jahr 2010 liegen wird. Die öffentliche Stromversorgung, die Fernwärmeerzeugung, der Sektor Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden sowie die Metallerzeugung und –bearbeitung werden Emissionsrechtezuteilungen erhalten, die unter dem für das Jahr 2010 vorausgeschätzten Bedarf liegen werden. Ein uneinheitliches Bild ergibt sich in Bezug auf das Papiergewerbe sowie die Kokereien und die Mineralölverarbeitung. Hier hängt das Verhältnis zwischen Emissionsrechtezuweisung und Bedarf für das Jahr 2010 stark vom konkreten Allokationsmodell ab.

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Die konkret analysierten Modelle können auch hier die Spannbreite der Zuteilungsunterschiede verändern, prinzipiell bleibt sie jedoch erhalten. Sofern derartige Verhandlungsmodelle (mit letztlich eingeschränkter Transparenz) nur zu graduellen Unterschieden in Bezug auf Allokationsmodelle mit einem einheitlichem Erfüllungsfaktor führen, so sollten diese im Sinne einer verbesserten Transparenz vorgezogen werden. 3.6.4 Allokationsvarianten unter Berücksichtigung spezifischer Aspekte

Für eine ganze Reihe von Besonderheiten spezifischer Sektoren werden in der Diskussion um die Zuteilung der Emissionsrechte Sonderregelungen reklamiert. In dieser Gruppe der Allokationsvarianten werden zwei Spezialfälle modelliert, die besondere Rolle der nicht-energiebedingten CO2-Emissionen sowie die Frage des Kernenergieausstiegs. Nicht-energiebedingte CO2-Emissionen entstehen bei chemischen Reaktionen, die nicht der Verbrennung zuzuordnen sind. Von der Richtlinie erfasst sind die hier differenziert betrachteten Prozesse der Glas-, Zement- und Kalkherstellung. Nicht betrachtet werden
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im weiteren die bisher nicht von der Richtlinie erfassten Quellgruppen für nichtenergiebedingte CO2-Emissionen (Hüttenaluminium etc.) und die CO2-Emissionen aus Hochöfen, für die teilweise der Charakter prozessbedingter Emissionen reklamiert wird.30 Obwohl v.a. bei der Zement- und Glasproduktion in der Vergangenheit auch erhebliche Minderungen bei den nicht-energiebedingten CO2-Emissionen erzielt worden sind (Verringerung des - emissionswirksamen – Klinkeranteils im Zement, Erhöhung des Altglaseinsatzes etc.), sind die Emissionsminderungspotenziale hier in besonderer Weise begrenzt. In einer ersten Variante wurde daher unterstellt, dass die nicht-energiebedingten CO2Emissionen nicht mit einer Minderungsverpflichtung belegt werden. Die Ausstattung mit Emissionszertifikaten für das Jahr 2010 erfolgt damit „nach Bedarf“. Da die Dynamik der Emissionen aus diesem Bereich eher gering ist, könnte bei der ex anteAllokation der Emissionsrechte auf die Ist-Emissionen abgestellt werden. Im hier vorliegenden Modell wurde die Ausstattung entsprechend den Projektionsdaten für 2010 vorgenommen.31 Die o.g. Quellgruppen nicht-energiebedingter CO2-Emissionen würden in der Allokationsvariante mit dem Basisjahr 2000 und einem allgemeinen Erfüllungsfaktor (vgl. Kapitel 3.6.2) für das Jahr 2010 mit Emissionsrechten von insgesamt 20,6 Mio. Zertifikaten ausgestattet; bei der Variante auf Basis der Emissionen von 1998 und nach dem Modell der Selbstverpflichtungserklärungen differenzierten Erfüllungsfaktoren würden insgesamt 19,4 Mio. Emissionsrechte zugeteilt. Für die hier untersuchte Variante der bedarfsorientierten Vollausstattung würde sich die Zuweisung um 1 bis 2 Mio. Zertifikate, insgesamt also auf 21,5 Mio. Zertifikate erhöhen, also einen letztlich vergleichsweise geringen Betrag.32 Wird diese Zusatzausstattung auf alle anderen Branchen umgelegt, so ergeben sich kaum noch messbare Differenzen. Die Emissionsrechteausstattung des größten Quellsektors, der allgemeinen Stromversorgung würde sich danach von 257,4 Mio. Zertifikaten auf 256,1 Mio. Zertifikate verringern. Letztlich ist hier der Zu-

30

Gemäß den – internationalen – Abgrenzungen für die nicht-energiebedingten CO2-Emissionen wird der Kokseinsatz in Hochöfen den verbrennungsbedingten Emissionen zugerechnet, auch wenn ein Teil des enthaltenen Kohlenstoffs für die Roheisen- und Stahlherstellung benötigt wird. In den hier vorgenommenen Modellrechnungen konnten eine Separierung des Hochofenprozesses auch vor dem Hintergrund der Tatsache nicht erfolgen, dass bezüglich der Emissionszuordnung (Hochofenprozess, Gichtgasverbrennung) noch eine Reihe von Abgrenzungsfragen gelöst werden müssen. In dieser Studie wird grundsätzlich das Konzept der Freisetzung in die Atmosphäre verfolgt, d.h. die Gichtgasabführung ohne sektorübergreifende Nutzung wird der Metallherstellung und –bearbeitung zugeordnet, die externe Gichtgasnutzung z.B. in Kraftwerken dem jeweiligen Sektor (z.B. der Stromerzeugung). Auch ein solches Modell könnte prinzipiell umgesetzt werden, wäre allerdings verfahrensseitig etwas komplizierter. Die Ausstattung würde hier auf Grundlage von prognostizierten Daten erfolgen, die notwendige Korrektur bei Überausstattung könnte dann (ex post) bei der Emissionsrechtezuteilung für die jeweils nächste Periode vorgenommen werden. Der Großteil dieses zusätzlichen Bedarfs (0,4 bis 1,0 Mio. Zertifikate) entfällt auf die Zementklinkerproduktion. Nur geringe Volumina ergeben sich für die Glasherstellung (0,2 bis 0,3 Mio. Zertifikate) und die Kalkproduktion (0,3 bis 0,8 Mio. Zertifikate).

31

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satzbedarf so gering, dass sich auch unter Praktikabilitätsgesichtspunkten die Frage stellen lässt, ob der dafür notwendige Aufwand letztlich gerechtfertig ist. Eine zweite Problemstellung ergibt sich hinsichtlich des vorgezogenen Auslaufens der Kernenergie, das sich aus den politischen Setzungen der Kernenergie-Vereinbarung vom 14. Juni 2000 bzw. des entsprechend novellierten Atomgesetzes ergibt. Hier bestehen verschiedene Varianten für die (mögliche, wenn auch nicht notwendige) prozedurale Berücksichtigung bei der Emissionsrechtezuteilung. Diese sollen an dieser Stelle nicht näher diskutiert werden, laufen jedoch alle auf die zusätzliche (kostenlose) Zuweisung von Emissionsrechten an die allgemeine Stromversorgung hinaus. Für weitere Allokationsvarianten in dieser Gruppe der Spezialprobleme wurden die zusätzlichen Emissionsrechte über eine verminderte Stromproduktion in Kernkraftwerken in Höhe von 27 TWh ermittelt.33 Bewertet wurde diese Minderproduktion exemplarisch mit den CO2-Emissionen eines neuen Erdgas-Kraftwerkes, daraus resultieren etwa 9,3 Mio. zusätzliche Emissionsrechte. In der zweiten Allokationsvariante unter Berücksichtigung spezifischer Aspekte wurde die Menge der zusätzlichen Emissionsrechte für das vorgezogene Auslaufen der Kernenergienutzung bei der Zuteilung für alle Branchen – also auch der allgemeinen Stromversorgung – insofern berücksichtigt, das die Zuweisungen auf Grundlage des Verteilungsmusters bei einem Basisjahr 1990 durchgängig proportional gemindert wurden. Dieses Umlageverfahren wurde in der dritten Variante entsprechend der Zuteilung auf der Grundlage der Emissionen des Basisjahres 2000 und eines einheitlichen Erfüllungsfaktors umgesetzt. Die vierte Variante entspricht dem gleichen methodischen Ansatz, in diesem Fall aber auf Grundlage einer Zuweisung mit einem ebenfalls einheitlichen Erfüllungsfaktor, der auf die Emissionen eines wahlfreien Basisjahres aus der Periode 1990-2000 angewendet wird. Tabelle 3-25 zeigt die Ergebnisse der Emissionsrechtezuteilungen, die sich aus den beschriebenen Allokationsvarianten ergeben. Für die Variante 1 resultiert die besondere Berücksichtigung der nicht-energiebedingten CO2-Emissionen für die Branchen des Bergbaus und des Verarbeitenden Gewerbes in einem Erfüllungsfaktor von 86,0 % (auf Basis der Emissionen des Jahres 1998). Gegenüber dem entsprechenden Vergleichsfall entspricht dies einer Veränderung des Erfüllungsfaktors um 0,5 Prozentpunkte. Für den Sektor Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden verändert sich der durchschnittliche Erfüllungsfaktor durch die verringerte Minderungsanforderung von 86,5 auf 92 Prozent. Für die allgemeine

33

Die Differenz ergibt sich aus einer Stromproduktion Kernkraftwerken von ca. 140 TWh im Jahr 2010 gegenüber dem Mittelwert der Kernenergie-Stromproduktion der Jahre 1996-2000. Hierbei sei jedoch auch auf die Unsicherheiten bei der Ermittlung der für das Jahr 2010 angenommenen Stromproduktion aus Kernkraftwerken hingewiesen (vgl. Kap. 3.4).

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Stromversorgung sowie die Fernwärmeerzeugung ergibt sich entsprechend eine Veränderung des Erfüllungsfaktors von 92,6 auf 92,2 Prozent. Aus den kostenlos zugeteilten Zertifikaten und dem für 2010 erwarteten Emissionsniveaus wird bei dieser Allokationsvariante (ohne Banking) ein Mindest-Transfervolumen von 5 bis 10 Mio. Zertifikaten erwartet. Die Berücksichtigung des vorgezogenen Kernenergie-Auslaufens führt in der Variante 2 für alle Branchen zu einem um 1,6 Prozentpunkte veränderten Erfüllungsfaktor. Auf Basis der Emissionen des Jahres 1990 resultiert damit ein Erfüllungsfaktor von 73,2 %. Für die allgemeine Stromversorgung ergibt sich eine gegenüber dem Vergleichsfall (Ausstattung auf Basis der Emissionen von 1990 mit einheitlichem Erfüllungsfaktor) um netto 4,4 Mio. Zertifikate erhöhte Ausstattung mit Emissionsrechten. Die Zahl der für die anderen Bereiche von Bergbau und Industrie (kostenlos) zugewiesenen Emissionsrechte verändert sich entsprechend. Das – überausstattungsbedingte – Mindestvolumen für die Transfers ergibt sich in dieser Variante mit 38 bis 42 Mio. Zertifikaten. Tabelle 3-25: Allokationsvarianten für spezifische Sonderregelungen, 2010
WZ93 Ist-Entwicklung Projektion Referenz Alternativ Allokation der Emissionsrechte -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE IndustrieKernenergieKernenergieKernenergieProzesse nach Ausstattung Ausstattung Austattung Bedarf Basisjahr 1998 Basisjahr 1990 Basisjahr 2000 1990 Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstellung von Spaltund Brutstoffen Chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von b Steinen und Erden Metallerzeugung und -Bearbeitung Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau
a,b b a

Freie Wahl 1990-2000

2000 15,0 6,4 0,1 0,4 0,0 0,0 0,3 7,9 0,1 21,0 17,3 0,4 35,7 60,8 0,2 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 2,2 0,4 0,0 0,0 169,0 281,8 21,5 472,3

2010 Mio. t CO2 10,6 5,8 0,1 0,3 0,0 0,0 0,3 7,1 0,1 18,8 15,2 0,3 34,6 62,4 0,1 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 1,8 0,3 0,0 0,0 158,7 291,9 21,9 472,5 9,9 5,5 0,1 0,3 0,0 0,0 0,2 6,6 0,1 15,1 14,2 0,3 32,4 58,4 0,1 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 1,6 0,3 0,0 0,0 146,1 273,6 20,5 440,2
b

2010 14,3 5,5 0,1 0,4 0,0 0,0 0,3 7,3 0,1 17,4 15,4 0,5 32,9 50,6 0,1 0,6 0,0 0,3 0,0 0,0 2,0 0,4 0,0 0,0 148,2 256,1 19,0 423,4 25,3 6,8 0,1 1,6 0,0 0,0 0,2 7,1 0,0 14,5 27,9 1,1 29,0 50,8 0,4 1,3 0,2 1,0 0,1 0,0 2,9 1,2 0,0 0,0 171,6 226,5 25,2 423,4 13,1 5,6 0,1 0,3 0,0 0,0 0,2 6,9 0,1 18,4 15,2 0,4 31,3 53,3 0,1 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 1,9 0,3 0,0 0,0 148,1 256,3 18,9 423,4 25,1 6,7 0,1 1,5 0,0 0,0 0,2 7,3 0,1 15,0 26,7 1,1 28,0 49,2 0,4 1,3 0,2 0,9 0,1 0,0 2,8 1,4 0,1 0,0 168,3 231,0 24,1 423,4

10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

34,6 9,3 0,1 2,2 0,0 0,1 0,3 9,7 0,0 19,8 38,1 1,5 39,6 69,4 0,6 1,8 0,2 1,3 0,1 0,0 4,0 1,7 0,0 0,0 234,6 297,0 34,4 566,0

Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, -verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling Bergbau und Industrie gesamta,b Öffentliche Stromversorgunga Fernwärme Bergbau, Industrie und öffentliche Stromversorgung
a

Anmerkungen: einschließlich Umgruppierungen zwischen Bergbau, Industrie und öffentlicher Stromversorgung - einschließlich nicht-energiebedingter CO2-Emissionen Hervorgehobene Daten: Für 2010 werden mehr Emissionsrechte vergeben als in der Referenz-Projektion (fett) bzw. in der Alternativ-Projektion (kursiv ) benötigt.

Quelle:

Berechnungen des Öko-Instituts

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In der Variante 3 ergibt sich für alle Branchen ein um 1,9 Prozentpunkte veränderter Erfüllungsfaktor (87,7 % auf Basis der Emissionen des Jahres 2000). Für die allgemeine Stromversorgung beträgt der Nettoeffekt einer ausstiegsbedingten Mehrausstattung gegenüber dem entsprechenden Vergleichsfall (Ausstattung auf Basis der Emissionen von 2000 mit einheitlichem Erfüllungsfaktor) etwa 3,7 Mio. Zertifikate. Für alle anderen Branchen ergeben sich nur unmaßgebliche Änderungen. Wie in der Basisvariante bleibt hier das überausstattungsbedingte Mindestvolumen für Transfers mit 3 bis 8 Mio. Zertifikaten vergleichsweise gering. Für die Variante 4 ergibt sich durchgängig ein um 1,6 Prozentpunkte veränderter Erfüllungsfaktor von 70 %. Für die allgemeine Stromversorgung beträgt der Nettoeffekt einer ausstiegsbedingten Mehrausstattung gegenüber dem entsprechenden Vergleichsfall (Ausstattung auf Basis der Emissionen eines wahlfreien Basisjahrs aus der Periode 1990-2000 mit einheitlichem Erfüllungsfaktor) etwa 4,3 Mio. Zertifikate. Die Veränderungen für alle anderen Branchen entsprechen etwa der der Variante 2 und bleiben damit gering. Das Mindesttransfervolumen auf Grundlage kostenlos zugeteilter, aber angesichts der für 2010 erwarteten Emissionsniveaus nicht benötigter Zertifikate beläuft sich für diese Variante auf mindestens 35 bis 40 Mio. Zertifikate. Insgesamt führen die beschriebenen Spezialfälle nur zu vergleichsweise geringen Verschiebungen gegenüber den zugehörigen Vergleichsfällen. Veränderte allgemeine Ansätze für die Allokationsverfahren (Basisjahr etc.) können so leicht zu erheblich größeren Umverteilungseffekten führen als die Effekte durch die genannten spezifischen Problemfelder. 3.6.5 Allokationsvarianten auf Basis kostenorientierter Kenngrößen

Neben den Allokationsverfahren auf Basis historischer Emissionen oder auf Verhandlungen abstellender Methoden bilden wirtschaftliche Kriterien eine weitere mögliche Grundlage für die Zuteilungsverfahren. Hierbei bildet das aus der Diskussion um Steuergerechtigkeit entstammende Prinzip des „gleichen relativen Opfers“ eine sinnvolle Grundlage. Danach sollen von den Kosten der Emissionsminderung alle Akteure (im hier vorliegenden Fall: Branchen) ein gleiches relatives Opfer erbringen. Die erste Frage stellt sich hinsichtlich der Bezugsgröße für diese relative Belastung. Schon bei oberflächlicher Analyse ergibt sich, dass die Wertschöpfung keine geeignete Grundlage bildet, da das Verhältnis der Anteile der Emissionen (aus denen letztlich die Kosten der Emissionsminderung resultieren) und z.B. der Bruttowertschöpfung zwischen den einzelnen Branchen stark differiert. So repräsentierten beispielsweise die Kraftfahrzeugindustrie und der Maschinenbau im Jahr 2001 jeweils etwa 15 Prozent der gesamten Bruttowertschöpfung von Bergbau und Verarbeitendem Gewerbe, aber nur 1,2 bzw. 1,1 Prozent der gesamten CO2-Emissionen dieses Bereichs. Eine deutlich bessere Grundlage bieten hier die Faktorkosten für Energie der entsprechenden Branchen, liegen diese

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in den Branchen mit hohen CO2-Emissionen im Regelfall deutlich höher als in anderen Branchen. Für die verschiedenen Branchen wurden die Energie-Faktorkosten geschätzt und daraus über verschiedene Verfahren Zuteilungsverfahren abgeleitet. Bereits hier muss darauf hingewiesen werden, dass derartige Verfahren für die Zuteilung auf Branchenebene zu sinnvollen Ergebnissen führen können. Auf der Anlagenebene, auf die der EURichtlinienentwurf abhebt ist die konsistente Verbindung zwischen Faktorkosten und Emissionen nur noch schwer und mit erheblichem Aufwand möglich. Tabelle 3-26: Allokationsvarianten auf Basis kostenorientierter Kenngrößen, 2010
WZ93 Ist-Entwicklung Projektion Referenz Alternativ Allokation der Emissionsrechte -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE Gleiche Gleiche Erhöhung Energie-Faktorkosten Minderung 2000 2010 2010 (Zertifikate) (Zertifikate) (Maßnahmen + Zertifikate) Basisjahr 2000 2010 Mio. t CO2 Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstellung von Spaltund Brutstoffen Chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von b Steinen und Erden Metallerzeugung und -Bearbeitung Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau
a,b b a

1990 10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 34,6 9,3 0,1 2,2 0,0 0,1 0,3 9,7 0,0 19,8 38,1 1,5 39,6 69,4 0,6 1,8 0,2 1,3 0,1 0,0 4,0 1,7 0,0 0,0 234,6 297,0 34,4 566,0

2000 15,0 6,4 0,1 0,4 0,0 0,0 0,3 7,9 0,1 21,0 17,3 0,4 35,7 60,8 0,2 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 2,2 0,4 0,0 0,0 169,0 281,8 21,5 472,3

2010 10,6 5,8 0,1 0,3 0,0 0,0 0,3 7,1 0,1 18,8 15,2 0,3 34,6 62,4 0,1 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 1,8 0,3 0,0 0,0 158,7 291,9 21,9 472,5 9,9 5,5 0,1 0,3 0,0 0,0 0,2 6,6 0,1 15,1 14,2 0,3 32,4 58,4 0,1 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 1,6 0,3 0,0 0,0 146,1 273,6 20,5 440,2
b

13,4 5,7 0,1 0,4 0,0 0,0 0,2 7,1 0,1 18,8 15,5 0,4 32,0 54,5 0,1 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 2,0 0,3 0,0 0,0 151,5 252,6 19,3 423,4

13,4 5,7 0,1 0,4 0,0 0,0 0,2 7,1 0,1 18,8 15,5 0,4 32,0 54,5 0,1 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 2,0 0,3 0,0 0,0 151,5 253,1 18,8 423,4

9,6 5,1 0,1 0,2 0,0 0,0 0,2 6,2 0,1 17,0 13,2 0,3 30,2 55,4 0,1 0,4 0,0 0,2 0,0 0,0 1,5 0,3 0,0 0,0 140,3 263,6 19,5 423,4

9,6 4,7 0,1 0,2 0,0 0,0 0,2 5,3 0,1 17,0 13,9 0,3 29,7 55,6 0,1 0,4 0,0 0,2 0,0 0,0 1,4 0,2 0,0 0,0 139,0 264,7 19,6 423,4

Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, -verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling Bergbau und Industrie gesamta,b Öffentliche Stromversorgunga Fernwärme Bergbau, Industrie und öffentliche Stromversorgung
a

Anmerkungen: einschließlich Umgruppierungen zwischen Bergbau, Industrie und öffentlicher Stromversorgung - einschließlich nicht-energiebedingter CO2-Emissionen Hervorgehobene Daten: Für 2010 werden mehr Emissionsrechte vergeben als in der Referenz-Projektion (fett) bzw. in der Alternativ-Projektion (kursiv ) benötigt.

Quelle:

Berechnungen des Öko-Instituts

In der ersten Variante wurden die Kosten für die jeweilige Emissionsminderung auf Grundlage konstanter Minderungskosten und den Faktorkosten für Energie im Jahr 2000 ermittelt. Hieraus resultiert notwendigerweise eine Zuteilung der Emissionsrechte, die weitgehend der Allokationsvariante entspricht, die auf den Basisemissionen des Jahres 2000 und einem allgemeinen Erfüllungsfaktor aufbaut.

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Entsprechend errechnet sich – zunächst ohne Berücksichtigung der Banking-Option – ein Mindesttransfervolumen von ca. 4 bis 10 Mio. Zertifikaten, dass sich aus der Überausstattung im Vergleich zu den für 2010 erwarteten Emissionsniveaus ergibt. Im Gegensatz dazu basiert die zweite Variante auf einer prospektiven Schätzung der Faktorkosten für Energie, wobei der Anteil der Faktorkosten für Energie über den Zeitraum 2000 bis 2010 konstant gehalten wurde, also im wesentlichen Wachstumsprozesse Berücksichtigung finden. Die Kosten der Emissionsminderung wurden auch bei diesem Ansatz wieder konstant gesetzt. Dies entspricht einer Situation, in der die Differenz zwischen den gemessenen Emissionen im Jahr 2010 und den (kostenlos) zugeteilten Emissionsrechten ausschließlich über den Zertifikatszukauf kompensiert wird. Hier ergibt sich für alle Branchen eine deutlich geringere Spreizung zwischen kostenloser Emissionsrechtezuteilung und dem jeweiligen Zertifikatsbedarf. Mit Ausnahme der Kokereien und der Mineralölverarbeitung geraten damit alle Branchen in eine Situation, dass die Menge der zugeteilten Emissionsrechte für das Jahr 2010 unter dem entsprechenden Bedarf für dieses Jahr liegt. „Gewinner“ dieses Allokationsverfahrens ist vor allem die allgemeine Stromversorgung, für die die Energie-Faktorkosten relativ hoch liegen. Deutlich schlechter gestellt sind bei diesem Verfahren zwei Branchen, die aufgrund ihrer zukünftig erwarteten Emissionstrends sonst regelmäßig deutlich mehr Zertifikate zugewiesen bekommen als im Jahr 2010 benötigt, der Bergbau und die chemische Industrie. Auch diese beiden Branchen müssten hier zusätzliche Anstrengungen zur Emissionsminderung bzw. zum Erwerb von Zertifikaten unternehmen. Durch den weitgehende Ausschluss der Überausstattung mit Zertifikaten (im Vergleich zu den für 2010 erwarteten Emissionen) ergeben sich hieraus nur sehr geringe Transfervolumina in der Größenordnung von unter 2 Mio. Zertifikaten. In einer dritten Variante wurde das Verfahren noch insofern verfeinert, dass die Kosten der Emissionsminderung nicht nur zu konstanten Preisen, sondern entsprechend der für dieses Projekt erarbeiteten Vermeidungskostenlinien (Kapitel 3.7) bewertet wurden.34 Auch bei dieser Variante wurden wieder prospektive Schätzungen für die EnergieFaktorkosten zu Grunde gelegt. Die Ergebnisse der dritten Variante unterscheiden sich jedoch nur für ausgesprochen wenige Sektoren von denen der zweiten Variante, so dass sich eine neue Qualität dieser Allokationsvariante kaum ergibt. Auch hier resultieren – überausstattungsbedingt – nur sehr geringe Transfervolumina in der o.g. Größenordnung. Zusammenfassend ergibt sich mit den kostenorientierten Allokationsvarianten eine deutliche Verringerung der Spannbreite zwischen „Überausstattung“ und „Unterausstattung“, wovon vor allem die allgemeine Stromversorgung profitiert. Eine neue Qualität wird dabei jedoch nur erreicht, wenn der Allokation prospektive Schätzungen der Faktorkosten, also Planungsgrößen zugrunde gelegt werden. Angesichts der damit verbundenen Unsicherheiten könnte sich die Notwendigkeit einer ex post-Korrektur ergeben,
34

Unterstellt wurde dabei die Variante „Pragmatic approach“ (Variante 4) für die Vermeidungskostenlinien von Bergbau, Verarbeitendem Gewerbe, allgemeiner Stromversorgung und Fernwärme.

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was über die ex ante-Zuteilung der Emissionsrechte für die jeweils nächste Periode zwar grundsätzlich möglich ist, jedoch auch wieder mit zusätzlichen Regelungsnotwendigkeiten verbunden ist. Gravierende Unterschiede zwischen einer sektorspezifischen Bewertung des Grenzkostenverlaufs und einer einheitlichen Bewertung der Minderungskosten ergeben sich schließlich nur in Einzelfällen, so dass der dafür notwendige Aufwand (Erstellung allgemein akzeptierter Vermeidungskostenlinien für die verschiedenen Branchen) nur schwierig zu rechtfertigen erscheint. 3.6.6 Spezifische Allokationsvarianten für die öffentliche Stromversorgung

Eine der intensiv diskutierten Allokationsvarianten basiert auf sogenannten Benchmarks, d.h. Emissions-Vergleichsgrößen für ausreichend homogene Technologiegruppen. Wenn die Zuweisung der Emissionsrechte sich an solchen Vergleichsgrößen orientiert, so können Probleme frühzeitiger Aktivitäten (Early action) zumindest prinzipiell ausreichend Berücksichtigung finden. Anlagen mit geringeren (spezifischen) Emissionen erhalten eine Überausstattung mit Emissionsrechten, Anlagen mit sehr hohen Emissionen müssten zusätzliche Anstrengungen (Emissionsminderung, Zukauf von Zertifikaten) unternehmen. Hinreichend differenzierte Benchmarking-Verfahren können letztlich nur auf der Anlagenebene operationalisiert werden, sind doch die für ein Benchmarking-Verfahren notwendigen Gruppen homogener Technologien nur auf (deutlich) differenzierterer Ebene als der hier verwendeten Branchenstruktur definierbar. Daher soll der Mechanismus der Benchmarking-Verfahren hier nur exemplarisch für den Bereich der öffentlichen Stromversorgung analysiert werden. Die Bruttostromerzeugung bildet hier ein ausreichend homogenes Produkt, auf dessen Grundlage Benchmarks definiert werden können. Nach den hier genutzten Daten lagen die spezifischen Emissionen der fossilen Kraftwerke im Jahr 2000 bei knapp 900 g CO2/kWh (Bruttoerzeugung) und werden vor allem durch die Stein- und Braunkohlenkraftwerke geprägt, die im Jahr 2000 87 % der gesamten Bruttostromerzeugung in fossil gefeuerten Kraftwerken repräsentieren (Abbildung 3-3). Bis zum Jahr 2010 werden sich nach den gezeigten Projektionen die spezifischen Emissionen durch Kraftwerkserneuerungen um ca. 55 g CO2/kWh verringern. Die höchsten spezifischen Emissionen ergeben sich für Braunkohlenkraftwerke (1.062 g CO2/kWh, bis 2010 zurückgehend auf 1.020 g CO2/kWh), gefolgt von Steinkohlenkraftwerken (851 bzw. 829 g CO2/kWh) sowie mit Erdgas und anderen Gasen befeuerten Kraftwerken (629 bzw. 540 g CO2/kWh).35 Andere Brennstoffe spielen hier nur eine untergeordnete Rolle und werden nicht weiter betrachtet.

35

Die vergleichsweise hohen spezifischen Emissionen für Gaskraftwerke resultieren aus nicht vernachlässigbaren Anteil von anderen Gasen mit vergleichsweise hohen spezifischen Emissionen (v.a. Gichtgas) sowie dem vergleichsweise schlechten Nutzungsgrad der bis 1990 errichteten Anlagen. Die hohe Effizienz moderner Erdgaskraftwerke zeigt sich an den überproportional verbesserten spezifischen CO2-Emissionen für die Periode 2000-2010.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

In einer ersten Variante werden die Benchmarks auf Grundlage historischer Emissionen und differenziert nach fossilen Kraftwerkstypen (Steinkohle, Braunkohle, Gas etc.) ermittelt (brennstoffdifferenzierte Benchmarks). Die Ausstattung erfolgt auf Grundlage der spezifischen Emissionen des Jahres 2000 für den jeweiligen Kraftwerkstyp, die um 8,6 % reduziert werden. Somit ergibt sich insgesamt die gleiche Menge an Zertifikaten wie im hier gewählten Vergleichsfall (Allokation nach Selbstverpflichtungserklärung mit einer Minderungsverpflichtung für die öffentliche Stromversorgung und die Fernwärmeversorgung von 22 Mio. t CO2 gegenüber 1998). Abbildung 3-3: Spezifische Emissionen in den Kraftwerken der öffentlichen Elektrizitätsversorgung, 2000 und 2010

1.200 g CO2/kWh 2000 2010

1.000

800

600

400

200

0 Braunkohle Steinkohle Gas Summe Fossile

Quellen:

Statistik der Kohlenwirtschaft, AG Energiebilanzen, Berechnungen von DIW Berlin und Öko-Institut

In der zweiten Variante wird dieses Verfahren mit den durchschnittlichen spezifischen Emissionen für die Gesamtheit aller fossilen Kraftwerke der öffentlichen Versorgung kombiniert, um die Effekte des Bezugs auf einen einheitlichen Benchmark zu untersuchen. Die Zuweisung der Emissionsrechte erfolgt hier nach dem Prinzip, dass die in Ansatz gebrachten spezifischen Emissionen für die verschiedenen Kraftwerkstypen um 7,9 % reduziert werden, aber auch mindestens um 7,9 % unter den durchschnittlichen spezifischen Emissionen aller fossilen Kraftwerke liegen müssen. Da nur die Emissionen für Braunkohlenkraftwerke über dem Mittelwert aller fossilen Stromerzeugungsanlagen der öffentlichen Versorgung liegen, werden für Braunkohlenkraftwerke Minderungsvorgaben von 22,1 % in Ansatz gebracht. Im Ergebnis wird die gleiche Menge an Emissionsrechten zugewiesen wie in den Vergleichsvarianten.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

•

•

Die dritte Variante betrifft ein gänzlich anderes Benchmarking-Verfahren. Statt auf historische Durchschnittswerte wird hier auf das Konzept der best verfügbaren Technik (BAT – Best available technology) abgestellt. Die Emissionsrechteverteilung orientiert sich hier an einem Braunkohlenkraftwerk mit einem Nutzungsgrad von 42 %, einem Steinkohlenkraftwerk mit 45 % und einem Gaskraftwerk mit 55 %. Auch hier ergibt sich nach entsprechende Umrechungsverfahren die identische Gesamtmenge an Zertifikaten für die öffentliche Stromversorgung. Für die verschiedenen Kraftwerkstypen ergeben sich jedoch unterschiedliche Minderungen. Für Braunkohlenkraftwerke ergibt sich – auf Basis der spezifischen Emissionen von 2000 – ein Abschlag von 11,3 %, für Steinkohlenkraftwerke von 12,6 % sowie für Gaskraftwerke von 41,7 %. Tabelle 3-27 zeigt die Verteilungseffekte der drei Varianten von Allokationsverfahren dieser Gruppe im Vergleich zur entsprechenden Variante aus der Gruppe der an der Selbstverpflichtungserklärung orientierten Allokationsverfahren. Tabelle 3-27: Spezifische Allokationsvarianten für die öffentliche Stromversorgung, 2010
WZ93 Ist-Entwicklung Projektion Referenz Alternativ Allokation der Emissionsrechte -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE Öff. Strom- & Benchmark-Ausstattung FW-Erzeugung brennstoffgesamt/brenn- BAT-orientiert -22 Mio. t differenziert stoffdifferenzier Basisjahr 1998 1990 Bergbau und Industrie gesamta,b Steinkohle
a a

2000 169,0 108,2 154,0 1,4 1,7 16,4 0,0 281,8 21,5 472,3

2010 Mio. t CO2 158,7 115,2 146,4 1,6 1,2 27,5 0,0 291,9 21,9 472,5 146,1 107,9 137,1 1,5 1,1 26,0 0,0 273,6 20,5 440,2
b

Basisjahr 2000 2010 146,8 100,7 127,2 1,3 1,0 27,2 0,0 257,4 19,1 423,4 146,8 108,9 116,5 1,4 1,1 29,5 0,0 257,4 19,1 423,4 146,8 103,4 132,6 1,6 1,2 18,7 0,0 257,4 19,1 423,4

234,6 99,9 177,3 0,8 5,6 13,4 0,0 297,0 34,4 566,0

146,8 101,7 129,1 1,4 1,0 24,3 0,0 257,4 19,1 423,4

Braunkohlen Übrige feste Brennstoffe Heizöl Gase Kernenergie Öffentliche Stromversorgunga Fernwärme Bergbau, Industrie und öffentliche Stromversorgung
a

Anmerkungen: einschließlich Umgruppierungen zwischen Bergbau, Industrie und öffentlicher Stromversorgung - einschließlich nicht-energiebedingter CO2-Emissionen Hervorgehobene Daten: Für 2010 werden mehr Emissionsrechte vergeben als in der Referenz-Projektion (fett) bzw. in der Alternativ-Projektion (kursiv ) benötigt.

Quelle:

Berechnungen des Öko-Instituts

Die Auswirkungen der unterschiedlichen Benchmarking-Verfahren für die verschiedenen Kraftwerkstypen fallen sehr unterschiedlich aus. Für Steinkohlenkraftwerke ergibt sich eine Bandbreite von ca. 8 Mio. Zertifikaten, für Braunkohle eine von etwa 16 Mio. Zertifikaten und für die Gesamtheit aller Gaskraftwerke eine Bandbreite von ca. 9 Mio. Zertifikaten. Angesichts der besonderen Ausgangsposition bei den Gaskraftwerken (geringer Gesamtanteil, in der Ausgangsposition noch erheblicher Einfluss alter ineffizienter Kraftwerke) ergibt sich für Gaskraftwerke eine besonders günstige Position bei BenchmarkVarianten auf Basis historischer Emissionen, während die Orientierung auf BAT (für die Gesamtheit aller Anlagen) zu einer erheblichen Minderausstattung führt. Der eigentliche Verteilungseffekt vollzieht sich in den hier untersuchten Varianten zwischen der Stromerzeugung aus Braun- und Steinkohle. Bei einer Variation der BenchmarkVarianten führt die resultierende Minderausstattung bei der einen Kohleverstromungs-

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Emissionshandelssystem für Deutschland

technologie zu einer jeweils ähnlich großen Mehrausstattung bei der anderen Kraftwerksgruppe. Schließlich wird deutlich, dass die Orientierung an BAT vor allem der Braunkohlenverstromung zu Gute kommt, ist doch hier der Anteil der entsprechend modernen Kraftwerken durch die Kraftwerksmodernisierung in den neuen Bundesländern besonders hoch. 3.6.7 Allokation mit Teilauktionierung

In der Diskussion um die Emissionshandelsrichtlinie sind vor allem seitens des Europäischen Parlaments immer wieder Vorschläge für eine Teilauktionierung der Emissionsrechte vorgeschlagen worden. Auktionierungsverfahren bieten in der Tat eine ganze Reihe von Vorteilen in Bezug auf die Transparenz und Einfachheit des Systems, werden doch eine ganze Reihe von Regelungstatbeständen (Early action, Behandlung von Stilllegungen und Neuinvestitionen etc.) nicht mehr notwendig. Regelungsbedürftig ist indes die Rückverteilung des jeweiligen Auktionsaufkommens, woraus auch ein erheblicher Teil der Akzeptanzprobleme resultiert. Mit einer Auktionierung eines kleinen Teils der Emissionsrechte werden die o.g. Sonderregelungen jedoch bestenfalls teilweise überflüssig, so dass sich ein besonderer Sinn solcher Teilauktionierungen nur dann ergibt, wenn sie als langfristiger Einstieg in die Auktionierung als grundlegendes Modell der Allokation verstanden werden. Eine solche Entwicklung ist mit hoher Wahrscheinlichkeit für den Zeitraum bis 2012 nicht zu erwarten, wird aber im Kontext der Allokationspläne auch vor dem Hintergrund praktischer Erwägungen – u.a. auch mit Blick auf die Marktfunktionalität – immer wieder eine Rolle spielen. Um die Effekte eines solchen Modells zu analysieren, wurde eine Teilauktionierung von 15 % der insgesamt verfügbaren Emissionsrechte im Modell abgebildet, in dem sie dem Staat zugewiesen werden (dies entspricht dem ursprünglichen Vorschlag des Europäischen Parlaments). In einer ersten Variante erfolgt die Zuweisung der Emissionsrechte auf Grundlage der Emissionen im Jahr 1990 und eines branchenübergreifenden, einheitlichen Erfüllungsfaktors, der um den Auktionierungsanteil von 63,5 Mio. Zertifikaten korrigiert wurde. Es ergibt sich ein Erfüllungsfaktor von 63,6 % gegenüber 74,8 % in der Basisvariante (vgl. Kapitel 3.6.2). Als zweite Variante wurde das entsprechende Verfahren für das Basisjahr 2000 angewendet. Hier ergibt sich ein Erfüllungsfaktor von 76,2 % im Vergleich zu 89,6 % in der Vergleichsvariante (vgl. Kapitel 3.6.2). Die Verteilungseffekte der Teilauktionierung (Tabelle 3-28) zeigen, dass die Grundmuster der entsprechenden Basisvarianten durch die Auktionierung verstärkt werden. In der ersten Variante verbleiben für die meisten Bereiche des Bergbaus und Verarbeitenden Gewerbes – teilweise erhebliche – Überausstattung im Vergleich zu den für 2010

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•

erwarteten Emissionsniveaus. Insbesondere für das Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden sowie die Metallerzeugung und –bearbeitung und die öffentliche Stromversorgung, aber auch für die Kokereien und die Mineralölverarbeitung ergeben sich bei Teilauktionierungen in Verbindung mit (kostenloser) Zuweisung von Emissionsrechten auf Basis der Emissionen von 1990 erhebliche Minderausstattungen. Erhebliche Überausstattungen verbleiben hier vor allem für den Bergbau und die chemische Industrie. Aus der Überausstattung der einschlägigen Branchen sowie dem Auktionsvolumen können in dieser Variante – ohne Berücksichtigung von Banking-Optionen – Zertifikatstransfers von mindestens 89 Mio. Zertifikaten erwartet werden. Tabelle 3-28: Allokationsvarianten mit Teilauktionierung, 2010
WZ93 Ist-Entwicklung Projektion Referenz Alternativ Allokation der Emissionsrechte -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE Auktionierung 15% Gleiche Minderung Basisjahr 2000 Basisjahr 1990 Basisjahr 2000 2010 Mio. t CO2 13,4 5,7 0,1 0,4 0,0 0,0 0,2 7,1 0,1 18,8 15,5 0,4 32,0 54,5 0,1 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 2,0 0,3 0,0 0,0 151,5 252,6 19,3 423,4 22,0 5,9 0,1 1,4 0,0 0,0 0,2 6,2 0,0 12,6 24,2 1,0 25,2 44,1 0,4 1,1 0,1 0,8 0,1 0,0 2,6 1,1 0,0 0,0 149,2 188,8 21,9 359,8 63,5
b

1990 Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstellung von Spaltund Brutstoffen Chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erdenb Metallerzeugung und -Bearbeitung Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau
a,b b a

2000 15,0 6,4 0,1 0,4 0,0 0,0 0,3 7,9 0,1 21,0 17,3 0,4 35,7 60,8 0,2 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 2,2 0,4 0,0 0,0 169,0 281,8 21,5 472,3

2010 10,6 5,8 0,1 0,3 0,0 0,0 0,3 7,1 0,1 18,8 15,2 0,3 34,6 62,4 0,1 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 1,8 0,3 0,0 0,0 158,7 291,9 21,9 472,5 9,9 5,5 0,1 0,3 0,0 0,0 0,2 6,6 0,1 15,1 14,2 0,3 32,4 58,4 0,1 0,5 0,0 0,3 0,0 0,0 1,6 0,3 0,0 0,0 146,1 273,6 20,5 440,2

10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

34,6 9,3 0,1 2,2 0,0 0,1 0,3 9,7 0,0 19,8 38,1 1,5 39,6 69,4 0,6 1,8 0,2 1,3 0,1 0,0 4,0 1,7 0,0 0,0 234,6 297,0 34,4 566,0

11,4 4,9 0,1 0,3 0,0 0,0 0,2 6,0 0,1 16,0 13,2 0,3 27,2 46,4 0,1 0,4 0,0 0,2 0,0 0,0 1,7 0,3 0,0 0,0 128,7 214,7 16,4 359,8 63,5

Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, -verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling Bergbau und Industrie gesamta,b Öffentliche Stromversorgung Fernwärme Bergbau, Industrie und öffentliche Stromversorgung Staat (Auktionierung)
a a

Anmerkungen: einschließlich Umgruppierungen zwischen Bergbau, Industrie und öffentlicher Stromversorgung - einschließlich nicht-energiebedingter CO2-Emissionen Hervorgehobene Daten: Für 2010 werden mehr Emissionsrechte vergeben als in der Referenz-Projektion (fett) bzw. in der Alternativ-Projektion (kursiv ) benötigt.

Quelle:

Berechnungen des Öko-Instituts

In der zweiten Variante verringert sich die Bandbreite etwas, so dass fast alle betrachteten Branchen eine kostenlose Zuteilung von Zertifikaten erhalten, die unter dem für 2010 erwarteten Bedarf liegen. Mit einer Überausstattung könnten hier nur noch der Bergbau sowie – in Abhängigkeit von der betrachteten Variante für die Emissionsentwicklung – die Kokereien und die Mineralölverarbeitung rechnen. Für alle anderen

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•

•

Emissionshandelssystem für Deutschland

Branchen, vor allem auch die öffentliche Stromversorgung ergibt sich in erheblichem Umfang die Notwendigkeit zusätzlicher Aktivitäten. Das Transfervolumen – wiederum unter der Voraussetzung vernachlässigbarer BankingMengen – beläuft sich hier auf mindesten 64 Mio. Zertifikate.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

•

•

3.7 3.7.1

Vermeidungskosten Einführung

In der Stromwirtschaft und in der Industrie sind eine Vielzahl von Optionen zur CO2-Minderung verfügbar. Dies betrifft z.B. Maßnahmen, mit denen die Effizienz der Stromerzeugung gesteigert wird, energieverbrauchende Prozesse optimiert oder kohlenstoffreiche durch kohlenstoffarme Brennstoffe ersetzt werden. Diese Maßnahmen wurden aus verschiedenen Gründen bisher nicht umgesetzt. Ein Teil der Maßnahmen ist mit zusätzlichen Kosten verbunden und wird aufgrund fehlender zusätzlicher Anreize nicht umgesetzt. An manchen Stellen fehlten für emissionsmindernde Maßahmen die finanziellen Mittel oder der Investitionsbedarf für CO2-Minderung konkurrierte mit attraktiveren Investitionen. In der Sectoral objectives-Studie für die EU-Kommission (ECOFYS 2001) konnte bereits gezeigt werden, dass mit CO2-Minderungsoptionen im Kostenrahmen von <20 €/t CO2 das Kioto-Minderungsziel der EU von -8 % gegenüber 1990 erreicht werden kann. Hierauf aufbauend wurde von ECOFYS die GENESIS-Datenbank entwickelt. Diese verfolgt einen technologieorientierten Bottom up-Ansatz. Darin sind technische Maßnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz und zur CO2-Minderung für die Bereiche Stromwirtschaft, Industrie, Haushalte und Verkehr länderspezifisch in der Europäischen Union zusammengestellt. Es sind jeweils Minderungspotenziale, zugehörige Kosten der Maßnahmen sowie die bisherigen und für die Zukunft geschätzten Implementierungsgrade erfasst. Im Rahmen dieser Untersuchung wurden die relevanten Informationen der GENESIS-Datenbank für Deutschland überarbeitet und aktualisiert. Im Abschnitt 3.7.2 wird eine Übersicht über die verfügbaren Vermeidungsoptionen gegeben. Anschließend wird erläutert, wie sich die Kosten der Vermeidungsoptionen in Abhängigkeit von den Rahmenbedingungen verändern. Da nicht gesichert ist, dass alle Hemmnisse zur Umsetzung der verfügbaren Optionen durch den Emissionshandel tatsächlich abgebaut werden, werden im Modell verschiedene Umsetzungsvarianten der Minderungsoptionen erläutert. Es wird zwischen vier verschiedenen Varianten für die Umsetzungstiefe der CO2Minderungsmassnahmen unterschieden: „Perfect policy“, „No regret uncertainty“, „Baseline uncertainty“ und „Pragmatic approach“ (vgl. Kapitel 3.7.4). Mit dieser Bandbreite von Ansätzen sollen die Unsicherheiten widergespiegelt werden, in welchem Umfang Maßnahmen mit negativen Kosten verfügbar sind und wie viele davon im Rahmen des EU-Emissionshandels umgesetzt werden.

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•

•

Emissionshandelssystem für Deutschland

3.7.2

Die CO2-Vermeidungskostenkurve in der Variante „Perfect policy“

Basierend auf der GENESIS-Datenbank verbleiben im Vergleich zum Basisszenario für 2010 CO2-Minderungsoptionen für die deutsche Stromwirtschaft und Industrie in Höhe von insgesamt 94 Mio. t CO2 in einem weiten Kostenbereich. Die Aufteilung der zugehörigen Minderungsoptionen auf einzelne Sektoren ist in Tabelle 3-29 aufgeführt.
Tabelle 3-29: Verfügbare Potenziale zur CO2-Minderung der Stromwirtschaft und der Industrie in Deutschland für das Jahr 2010
Sektor Stromwirtschaft (incl. Fernwärme) Eisen- und Stahlerzeugung Zellstoff- und Papierindustrie Zementindustrie Raffinerien Übrige Industriesektoren CO2-Minderungspotential Mio. t CO2 58 11 5 10 2 8

Quelle:

Berechnungen von ECOFYS, basierend auf der GENESIS Datenbank

Wichtige Maßnahmen innerhalb der Stromwirtschaft sind: • • • • • • • • Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung Repowering von Kraftwerken36 Zusätzlicher Ausbau der Windkraft (onshore und offshore) Verstärkter Ausbau von Erdgas-GuD-Kraftwerken Biomassezufeuerung in Steinkohle- und Braunkohlekraftwerken Ausbau der Wasserkraft Verstärkter Einsatz existierender Erdgas-Kraftwerke im Mittellastbereich Ersatz von Kohle durch kohlenstoffärmere Brennstoffe in Mischfeuerungen

Für die Industriesektoren Eisen und Stahl, Papier, Zement und Raffinieren wurden spezifische sektorbezogene Maßnahmen im Detail ermittelt. Im Bereich Eisen und Stahl sind dies z.B. Einsatz pulverisierter Kohle, Ausbau der Wärmerückgewinnung und Kraft-Wärme-Kopplung, Kokstrockenkühlung. In der Papierindustrie umfasst dies z.B. den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung, Verbesserungen bei Papiertrocknungsverfahren und im Refiningprozess. In der Zementindustrie ist beispielsweise die weitere Reduzierung des Klinkeranteils im Zement berücksichtigt, für Raffinerien werden z.B. Verbesserungen im Destillationsprozess u.a. Maßnahmen einbezogen. Für die übrigen Industriesektoren wurden folgende Maßnahmen aufgenommen: • Wärmerückgewinnung

36

Repowering von Kraftwerken bedeutet den zusätzlichen Einbau einer Gasturbine und die Erneuerung des Abhitzekessels.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

•

•

• • • • • •

Energiemanagementsysteme Verbesserte Isolierung Effizientere Brenner Good Housekeeping Brennstoffwechsel von Kohle und Öl zu Erdgas Kraft-Wärme-Kopplung

Die Kosten der verfügbaren Minderungspotenziale variieren erheblich. Im folgenden ist die zugehörige Vermeidungskostenkurve für die Grenzkosten der einzelnen Maßnahmen kumuliert dargestellt. Hier wurden die einzelnen Maßnahmen noch weiter differenziert nach dem günstigen, dem mittleren sowie dem teuren Anteil. Abbildung 3-4: Vermeidungskostenkurve der CO2-Minderungsmassnahmen der Stromwirtschaft und der Industrie in Deutschland für das Jahr 2010

300 €/t CO2 200

100

0

-100

-200 Mio. t CO2 -300 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Quelle:

Berechnungen von ECOFYS, basierend auf der GENESIS Datenbank

Dabei können die verfügbaren Minderungspotenziale nach den in Tabelle 3-30 gezeigten Kostenbereichen gruppiert werden.

95

•

•

Emissionshandelssystem für Deutschland

Tabelle 3-30:

CO2-Minderungspotenziale für die deutsche Stromwirtschaft und Industrie in 2010, aufgeteilt nach Kostengruppen
Minderungspotential Mio. t CO2 23 16 16 15 19 5

Kostenbereich €/t CO2 < -10 -10 bis 0 0 bis +10 +10 bis +20 +20 bis +50 > +50

Quelle:

Berechnungen von ECOFYS basierend auf ECOFYS (2001) und der GENESIS Datenbank

Insgesamt stehen damit zu Kosten von unter 10 €/t CO2 Maßnahmen von über 50 Mio. t CO2 zur Verfügung. Die für die deutsche Stromwirtschaft resultierende Vermeidungskostenkurve ist in Abbildung 3-5 dargestellt. Abbildung 3-5:
70 €/t CO2 60 50 40 30 20 10 0 -10 -20 Mio. t CO2 -30 0 10 20 30 40 50 60 70

CO2-Vermeidungskostenkurve für die Stromerzeugung

Quelle:

Berechnungen von ECOFYS

Insgesamt sind Maßnahmen für eine CO2-Minderung von über 60 Mio. t CO2 im Kostenbereich bis 70 €/t CO2 verfügbar. Zu Kosten von unter 10 €/t CO2 sind dies ca. 35 Mio. t CO2. Abbildung 3-6 zeigt die entsprechende Vermeidungskostenkurve der Eisen- und Stahlindustrie.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

•

•

Abbildung 3-6:
500 €/t CO2 400

CO2-Vermeidungskostenkurve für die Eisen- und Stahlindustrie

300

200

100

0

-100 Mio. t CO2 -200 0 2 4 6 8 10 12

Quelle:

Berechnungen von ECOFYS, basierend auf der GENESIS Datenbank

In der Eisen- und Stahlindustrie sind Minderungsmaßnahmen von insgesamt über 10 Mio. t CO2 verfügbar. Ein Grossteil davon liegt im Kostenbereich bis 10 €/t CO2. 3.7.3 Der Einfluss der Brennstoffpreise und Zinssätze auf die Vermeidungskosten

Die Höhe der Vermeidungskosten hängt wesentlich von den zugrunde liegenden Rahmenbedingungen ab. Hierzu zählen die Brennstoffpreise, die für das Jahr 2010 geschätzt wurden, sowie der Zinssatz. Um die Sensitivität der Kosten gegenüber diesen Faktoren zu bestimmen, wurden diese über einen weiten Bereich variiert. Als Brennstoffpreise frei Grenze für 2010 wurden für die Basisvariante sowie für die Niedrig- und Hochpreisvariante die in der folgenden Tabelle genannten Annahmen getroffen. Darüber hinaus wurden durchschnittliche Transportkosten von 0,85 €/GJ für Erdgas, 0,30 €/GJ für Erdöl und 0,25 €/GJ für Steinkohle berücksichtigt.

97

•

•

Emissionshandelssystem für Deutschland

Tabelle 3-31:

Geschätzte Brennstoffpreise frei Grenze im Jahre 2010
Basisvariante Variante: niedrige Brennstoffpreise €/GJ 3,00 2,50 1,30 1,50 Variante: hohe Brennstoffpreise 4,50 3,50 1,70 1,90

Erdöl Erdgas Steinkohle Braunkohle

3,56 2,84 1,43 1,69

Quelle:

Basisvariante: Enquete-Kommission Energie (2002); andere Varianten: eigene Schätzungen

Die Auswirkungen auf den Verlauf der Vermeidungskostenkurve dieser drei Brennstoffvarianten ist in Abbildung 3-7 dargestellt. Abbildung 3-7: CO2-Vermeidungskostenkurve für die deutsche Stromwirtschaft und Industrie im Jahre 2010, in Abhängigkeit von den Brennstoffpreisen37

400 €/t CO2 Variante: niedrige Brennstoffpreise 300 Basisvariante (Enquete) Variante: hohe Brennstoffpreise

200

100

0

-100 Mio. t CO2 -200 0 20 40 60 80 100

Quelle:

Berechnungen von ECOFYS

Damit zeigt sich, dass der Verlauf der Vermeidungskostenkurve für die hier variierten Brennstoffpreise sich nicht wesentlich ändert. Ein weiterer wesentlicher Einflussfaktor auf die CO2-Vermeidungskosten ist der zugrunde liegende Zinssatz. Aus der volkswirtschaftlichen Perspektive sind hier wenige Prozentpunkte (3 bis 5 Prozent) anzusetzen, im Rahmen von betriebswirtschaftlichen
37

Die Darstellung basiert auf den Durchschnittskosten der einzelnen Maßnahmen. Die Streuung in günstige, mittlere und teure Anteile wie in Abbildung 3-4 ist hier nicht berücksichtigt.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

•

•

Investitionsentscheidungen müssen aber Verzinsungserwartungen von 8 bis über 20 Prozent berücksichtigt werden. Für diese Betrachtungen wurde als (betriebswirtschaftliche) Basisvariante ein realer Zinssatz von 8 % angenommen. In der Niedrigzinsvariante wurde mit einem Zinssatz von 4 % und als Hochzinsvariante mit 25 % gerechnet. Die folgende Abbildung zeigt den Einfluss des zugrunde liegenden Zinssatzes auf den Verlauf der Vermeidungskostenkurve.38 Abbildung 3-8: CO2-Vermeidungskostenkurve für die deutsche Stromwirtschaft und Industrie im Jahre 2010 und der Einfluss des Zinssatzes: Gesamtübersicht

500 €/t CO2 400 4% 8% 25%

300

200

100

0

-100

Mio. t CO2
-200
0 20 40 60 80 100

Quelle:

Berechnungen von ECOFYS

Hier zeigt sich, dass eine Vielzahl von Maßnahmen mit negativen Kosten bzw. mit Kosten von unterhalb von 20 €/t CO2 in deutlich teurere Bereiche verschoben werden. Zur Veranschaulichung wird der Kostenbereich von –100 bis +100 €/t CO2 in Abbildung 3-9 im Detail dargestellt.39

38

Die Darstellung basiert auf den Durchschnittskosten der einzelnen Maßnahmen. Die Streuung in günstige, mittlere und teure Anteile wie in Abbildung 3-4 ist hier nicht berücksichtigt. Die Darstellung basiert auf den Durchschnittskosten der einzelnen Maßnahmen. Die Streuung in günstige, mittlere und teure Anteile wie in Abbildung 3-4 ist hier nicht berücksichtigt.

39

99

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•

Emissionshandelssystem für Deutschland

Abbildung 3-9:

CO2-Vermeidungskostenkurve für die deutsche Stromwirtschaft und Industrie im Jahre 2010 und der Einfluss des Zinssatzes, Kostenbereich von –100 bis +100 €/t CO2

100 €/t CO2 80 4% 60 40 20 0 -20 -40 -60 -80 Mio. t CO2 -100 0 20 40 60 80 100 8% 25%

Quelle:

eigene Berechnungen von ECOFYS

Hier ist zu erkennen, dass ein Grossteil der Maßnahmen, die bei einem Zinssatz von 8 % im Kostenbereich von 0 bis 20 €/t CO2 liegen, für einen Zinssatz von 25 % in den Kostenbereich von 20 bis 80 €/t CO2 verschoben wird. Im Bereich von 0 bis 20 Mio. t CO2 kumulierter Emissionen sind aber auch Maßnahmen erkennbar, die bei einem höheren Zinssatz günstiger werden.40 3.7.4 Varianten der Umsetzung von Maßnahmen

Die bisher dargestellten CO2-Vermeidungsmassnahmen berücksichtigen die insgesamt verfügbaren Minderungsoptionen. Es kann allerdings nicht angenommen werden, dass das EU-Emissionshandelssystem alle Hemmnisse zur Umsetzung dieser Maßnahmen abbaut. Auch ist nicht sicher, dass ein Teil der Maßnahmen mit negativen Kosten nicht bereits im Referenzszenario enthalten ist. Daher wird für die folgenden Betrachtungen zwischen den folgenden vier Varianten unterschieden: • „Perfect policy“ (Variante 1): das Potenzial der Vermeidungsoptionen wird vollständig berücksichtigt; die Vermeidungskosten bleiben unverändert;

40

In diesen Fällen liegen die Investitionskosten für die kohlenstoffärmeren Ersatztechnologien unter denen der kohlenstoffreichen Technologien. Die Investitionskosten bzw. deren Anteil an den Gesamtkosten sind besonders sensibel gegenüber Änderungen des Zinssatzes.

100

Emissionshandelssystem für Deutschland

•

•

•

„No regret uncertainty“ (Variante 2): das Gesamtpotenzial aller Vermeidungsoptionen bleibt unverändert; für Maßnahmen mit negativen Vermeidungskosten werden die Kosten auf 0 €/t CO2 gesetzt, Maßnahmen mit Vermeidungskosten größer Null bleiben unverändert; „Baseline uncertainty“ (Variante 3): es werden nur die Maßnahmen mit Vermeidungskosten größer Null berücksichtigt; Maßnahmen mit negativen Kosten bleiben unberücksichtigt, da diese in der Baseline berücksichtigt sein könnten; „Pragmatic approach“ (Variante 4): Von den Maßnahmen mit negativen Vermeidungskosten werden nur 20 % der Gesamtpotenziale berücksichtigt und die Kosten auf 0 €/t CO2 gesetzt; Maßnahmen mit Vermeidungskosten größer Null werden vollständig und mit unveränderten Kosten berücksichtigt.

•

•

Für die Variante Perfect policy wird angenommen, dass durch das europäische Emissionshandelssystem alle Maßnahmen einschließlich der No regret-Maßnahmen umgesetzt werden. Die Variante No regret uncertainty basiert auf der Annahme, dass eine Unsicherheit besteht, ob die als No Regret-Maßnahmen tatsächlich zu negativen Kosten und nicht stattdessen zu Kosten von 0 €/t CO2 verfügbar sind. Die Variante Baseline uncertainty impliziert, dass No regret-Maßnahmen bereits in der Baseline enthalten sein könnten. Die Variante Pragmatic approach stellt eine pragmatische Kombination dieser Varianten dar und berücksichtigt nur einen Teil der No regret-Maßnahmen zu Kosten von 0 €/t CO2. Tabelle 3-32 gibt eine Zusammenfassung wie die Potenziale und die zugehörigen Kosten der Maßnahmen für die vier Varianten einbezogen werden. Tabelle 3-32: Übersicht über die Berücksichtigung von Vermeidungsmaßnahmen für die vier Varianten
Maßnahmen mit negativen Kosten Potentiale % Perfect Policy No-Regret Uncertainty Baseline Uncertainty Pragmatic Approach 100 100 In der Baseline enthalten 20 Kosten €/t CO2 Unverändert (negativ) 0 In der Baseline enthalten 0 Maßnahmen mit positiven Kosten Potentiale % 100 100 100 100 Kosten €/t CO2 Unverändert Unverändert Unverändert Unverändert

Quelle:

eigene Zusammenstellung

Die Vermeidungskostenkurven für die vier Varianten sind in Abbildung 3-10 zusammengestellt. Für die hier untersuchten Maßnahmen ergeben sich Minderungspotenziale von insgesamt über 90 Mio. t CO2 für Variante 1 und 2,55 Mio. t CO2 für Variante 3 sowie 63 Mio. t CO2 für Variante 4 in einem Kostenbereich bis 300 €/t CO2.

101

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Emissionshandelssystem für Deutschland

Abbildung 3-10: Vermeidungskostenkurven der Grenzkosten von Minderungsmaßnahmen für die vier Umsetzungsvarianten
300
€/t CO2

VMK1 - Perfect Policy VMK2 - No-regret Uncertainty
200

VMK3 - Baseline Uncertainty VMK4 - Pragmatic Approach

100

0

-100

-200

Mio. t CO2
-300 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Quelle:

eigene Darstellung

Beim Vergleich mit Ergebnissen von Prognos (2001) sind grundsätzlich ähnliche Verläufe der Vermeidungskostenkurve wie in Variante 3 bzw. 4 festzustellen. Signifikante Unterschiede bestehen in der Bewertung von umfangreichen No regret-Maßnahmen mit negativen Vermeidungskosten, die für die Variante 1 „Perfect policy“ verfügbar sind und die bei Prognos (2001) nicht in Ansatz gebracht wurden. Als Maßnahmen im Bereich von ≤0 €/t CO2, ≤10 €/t CO2 und ≤20 €/t CO2 sind damit für die einzelnen Varianten wie in Tabelle 3-33 gezeigt verfügbar. Tabelle 3-33: Für einzelne Kostenbereiche verfügbare CO2-Minderungsmaßnahmen der deutschen Stromwirtschaft und Industrie für das Jahr 2010, abhängig von der zugrunde liegenden Variante der Vermeidungskostenkurve
≤ 0 € / t CO2 39 39 0 8 ≤ 10 € / t CO2 55 55 16 24 ≤ 20 € / t CO2 70 70 32 39

Kostenbereich Perfect Policy No-Regret Uncertainty Baseline Uncertainty Pragmatic Approach

Quelle:

Zusammenstellung von ECOFYS

In der folgenden Diskussion der Ergebnisse steht die Auswertung von Variante 4 („Pragmatic approach“) im Mittelpunkt der Analysen.

102

Emissionshandelssystem für Deutschland

•

•

3.7.5

Zusammenfassung der Vermeidungsoptionen

Insgesamt zeigt sich, dass im Jahre 2010 voraussichtlich noch CO2-Minderungsoptionen im Umfang von ca. 90 Mio. t CO2 verfügbar sein werden. Von diesen sind über 50 Mio. t CO2 Maßnahmen zu Kosten von unter 10 € / t CO2. Die Stromwirtschaft verfügt insgesamt über Minderungspotenziale von ca. 60 Mio. t CO2. Die Variation des Zinssatzes sorgt bei extrem hohen Zinssätzen von 25 % i.d.R. für eine wesentliche Verteuerung der Optionen, während die Variation der Brennstoffpreise nur einen vergleichsweise geringen Einfluss auf die Minderungskosten haben. Um der Unsicherheit gerecht zu werden, in welchem Umfang der Emissionshandel als Teil eines PolicyMixes die zusätzliche Umsetzung verfügbarer Optionen anstößt, wurden vier Varianten bzgl. der tatsächlichen Umsetzung der Maßnahmen und deren Berücksichtigung in der Baseline erläutert. Im Mittelpunkt der weiteren Untersuchungen steht dabei die Variante „Pragmatic approach“, in der CO2-Minderungspotenziale von insgesamt 39. Mio. t CO2 zu spezifischen Vermeidungskosten von unter 20 €/t CO2 verfügbar sind.

103

•

•

Emissionshandelssystem für Deutschland

3.8

Zertifikatspreisniveaus

Für die Abschätzung der wirtschaftlichen Auswirkungen des Emissionshandels auf die einzelnen Sektoren der Wirtschaft müssen einerseits die konkreten Vermeidungsoptionen sowie die damit verbundenen Kosten und andererseits das erwartete Preisniveau für Emissionszertifikate bzw. Emissionsgutschriften bekannt sein bzw. abgeschätzt werden. Die Bestimmung des erwarteten Preisniveaus für die Emissionszertifikate ist jedoch mit erheblichen Unsicherheiten behaftet. Dies zeigt z. B. die Erfahrung mit der Prognose des Preisniveaus von Emissionsrechten vor der Einführung des Emissionshandels mit SO2Zertifikaten in den USA. Damals waren die Zertifikatspreise auf der Grundlage erwarteter Vermeidungskosten um ein vielfaches höher abgeschätzt worden, als sie dann nach Einführung des Systems tatsächlich waren (Enquete-Kommission Energie 2002, S. 451, Ziffer 1737). Es zeigte sich, dass kostengünstige Vermeidungspotenziale in erheblichem Umfang erschlossen werden konnten, die bei den ex ante-Abschätzungen unberücksichtigt geblieben waren (Einsatz schwefelarmer Kohle etc.). Für die Abschätzung des Preisniveaus für Emissionsrechte im Rahmen des Europäischen Emissionshandelssystem sind die Ausgangsbedingungen etwas günstiger, da bereits erste Erfahrungen mit derartigen Systemen in Dänemark und Großbritannien existieren. Da die dort etablierten Emissionshandelssysteme jedoch große Unterschiede zum geplanten europäischen Emissionshandelssystem aufweisen, sind die Erfahrungen letztlich auch nur bedingt übertragbar. Somit verbleibt in jedem Fall eine nicht zu unterschätzenden Unsicherheit über das sich zukünftig einstellenden Preisniveau für Emissionsrechte im Rahmen des europäischen Emissionshandelssystems. Insofern ist es ratsam bei der Abschätzung der wirtschaftlichen Auswirkungen des Emissionshandels nicht von einem Preisniveau auszugehen sondern eine Spanne von Preisniveaus zu unterstellen. Für die Bestimmung dieser Spanne kann grundsätzlich auf folgende Informationsquellen zurückgegriffen werden: • Abschätzungen des Preisniveaus als Ergebnis von makroökonomischen Modellsimulationen: hierbei ist jedoch zu berücksichtigen, dass viele der vorliegenden Analysen den internationalen Emissionshandel im Rahmen des Kioto-Protokolls und nicht konkret das europäische Emissionshandelssystem analysieren. Die Ergebnisse dieser Simulationen können somit nur bedingt auf den europäischen Emissionshandel übertragen werden. Darüber hinaus beziehen sich viele der Analysen auf die Zeit vor dem Rückzug der USA aus dem Kioto-Protokoll. Da jedoch nun die zukünftige Nachfrage nach Emissionsrechten im Rahmen des internationalen Emissionshandels durch den Rückzug der USA deutlich niedriger ausfallen dürfte, ist davon auszugehen, dass die Preisniveaus im internationalen Emissionshandel eher niedriger ausfallen; Beobachtungen von Preisen für Emissionsrechte in den bereits implementierten Emissionshandelssystemen in Dänemark und Großbritannien; freiwillig durchgeführte Transaktionen von Emissionsrechten oder Emissionsgutschriften; Programme zur frühzeitigen Umsetzung von Kioto-Mechanismen; hier sind insbesondere die Erfahrungen im Rahmen des niederländischen ERUPT- bzw. CERUPT104

• • •

Emissionshandelssystem für Deutschland

•

•

Programms sowie im Rahmen des sogenannten Prototype Carbon Fund (PCF) der Weltbank von Bedeutung; • aktuelle Umfragen unter Projektentwicklern, Händlern und Brokern über die erwarteten Marktpreise für Emissionsrechte und Emissionsgutschriften.

Im Folgenden soll nun zunächst eine Übersicht über die prognostizierten Preisniveaus gegeben werden, die aus den verschiedenen Informationsquellen resultieren. Aufbauend darauf soll dann eine Bandbreite der Preisniveaus abgeleitet werden, die bei den weiteren Analysen im Rahmen dieser Studie zugrunde gelegt werden kann. Unmittelbar nach Unterzeichnung des Kioto-Protokolls wurden viele globale Modellanalysen durchgeführt, in denen die Preise für Emissionsrechte im Rahmen eines internationalen Emissionshandels ermittelt wurden. Diese Studien sind zwar untereinander nicht direkt vergleichbar, da sie jeweils recht unterschiedliche Modelle nutzen und sehr verschiedene Annahmen zugrunde legen. Gemeinsam ist diesen Ansätzen jedoch, dass sie meist drei Szenarien untersuchen: als Referenz oder Benchmark wird ein Szenario ohne internationalen Emissionshandel simuliert. Dem werden in der Regel ein Szenario mit einem auf Annex I-Länder beschränkten und ein Szenario mit unbeschränkten internationalen Emissionshandel gegenüber gestellt. Die Ergebnisse einiger dieser Analysen sind in Tabelle 3-34 dargestellt. Tabelle 3-34: Emissionsrechtepreis im Falle eines vollständigen globalen Emissionshandels (ohne Berücksichtigung des Bonn Agreements und des Marrakech Accords)
2010 $'98/t CO2-Äquivalent 1,00 4,00 5,00 6,00 7,00 7,00 8,00 8,00 10,00 12,00 13,00 22,00

Modell Rose ECN RICE-98 POLES G-Cubed GREEN CERT (EPPA) GEM-E3 MS-MRT AIM GRAPE MERGE

Quelle:

Springer (2001)

Die dabei ermittelten Zertifikatspreise für das Jahr 2010 (als Repräsentation der ersten Verpflichtungsperiode von 2008 bis 2012) im Falle eines unbeschränkten internationalen Emissionshandels reichen von 1 bis 22 US$ pro t CO2-Äquivalent. Interessant ist, dass allein in acht von zwölf Modellanalysen Preise für Emissionsrechte ermittelt wurden, die bei 8 US$ pro t CO2-Äquivalent oder noch weit darunter liegen. Unberücksichtigt ist bei diesen Analysen jedoch noch die Tatsache, dass die USA inzwischen erklärt haben, das Kioto-Protokoll nicht zu ratifizieren. Auch nicht erfasst sind

105

•

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Emissionshandelssystem für Deutschland

die Auswirkungen der Beschlüsse des sog. Bonn Agreements und des Marrakech Accords, in denen insbesondere die Berücksichtigung von Treibhausgassenken geändert wurde. Durch diese Beschlüsse werden Angebot und Nachfrage nach Emissionsrechten im internationalen Emissionshandel beeinflusst, was wiederum Auswirkungen auf das Zertifikatspreisniveau haben wird. Neuere Modellanalysen haben diese Entwicklungen des Verhandlungsprozesses integriert und die Prognosen für die Emissionsrechtspreise im Jahr 2010 aktualisiert. Ausgangspunkt dieser Analysen ist die Situation vor diesen grundlegenden Änderungen, also ein Szenario mit unbeschränktem internationalen Emissionshandel und unter Einbeziehung der USA. Dem werden in der Regel zwei Szenarien gegenübergestellt, in denen sowohl der „Ausstieg“ der USA wie auch die Allokation der Senken aufgrund der Beschlüsse des Bonn Agreements und des Marrakech Accords berücksichtigt sind. In einem Fall wird jedoch unterstellt, dass es keine Beschränkungen für den internationalen Handel gibt, während im anderen Fall angenommen wird, dass der Handel mit überschüssigen Emissionsrechten insbesondere Russlands und der Ukraine, die oft auch als Hot air bezeichnet werden, eingeschränkt wird. Dies könnte entweder durch Beschlüsse im Rahmen der UNFCCC-Verhandlungen oder eine Kartellbildung der Anbieterländer dieser Rechte erfolgen, da sie durch eine solche Strategie ihren Ertrag aus dem Verkauf der Emissionsrechte erhöhen können. Die Ergebnisse der aktuelleren Modellsimulationen sind in Tabelle 3-35 dargestellt. Tabelle 3-35: Emissionsrechtepreis im Jahr 2010 im Falle eines globalen Emissionshandels unter Berücksichtigung des Bonn Agreements und des Marrakech Accords sowie der Nichtteilnahme der USA
Mit USA Ohne USA, mit Senken und Handelsbeschränkungen $2001/t CO2-Äquivalent 0,00 5,00 1,00 0,00 1,00 24,00 5,00 1,00 7,00 16,00 9,00 45,00 35,00 26,00 23,00 21,00 Ohne USA, mit Senken

POLES-ASPEN CICERO CERT (ABARE-GTEM) ZEW MERGE CERT (EPPA) Durchschnitt Median

15,00 15,00 17,00 19,00 37,00 44,00 24,00 18,00

Quelle:

Natsource LCC/GCSI (2002, S. 9)

Die Preisprojektionen für Emissionsrechte im Jahr 2010 reichen für den unbeschränkten oder beschränkten Fall mit oder ohne die USA sowie unter Berücksichtigung der Senken von 0 bis 45 US$ pro t CO2-Äquivalent, wobei allerdings die Mittelwerte im unbeschränkten Fall bei 5 und im Fall mit Handelsbeschränkungen bei 23 US$ pro t CO2Äquivalent liegen. Im unbeschränkten Fall geht die Nachfrage nach Emissionsrechten durch den Wegfall der USA als Nachfrager deutlich zurück. Andererseits steigt das An-

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Emissionshandelssystem für Deutschland

•

•

gebot an Emissionsrechten durch die erweiterte Berücksichtigung von Senken. Der geringere durchschnittliche Gleichgewichtspreis von 5 US$ pro t CO2-Äquivalent ist deshalb nicht weiter überraschend. Neben den Modellanalysen können auch die ersten Erfahrungen des Emissionshandels in Großbritannien für die Abschätzung zukünftiger Preisniveaus für Emissionsrechte im europäischen Emissionshandelssystem herangezogen werden. Abbildung 3-11 zeigt den Verlauf des Gleichgewichtspreises für Emissionsrechte der Jahrgänge 2002 und 2003 im britischen Emissionshandelssystem. Abbildung 3-11: Entwicklung der Preise für Emissionsrechte im britischen Emissionshandelssystem, 2002 und 2003
14 £/t CO2-Äqu. 12 2002 2003

10

8

6

4

2

0 0,00 DM 1,00 DM 2,00 DM 3,00 DM 4,00 DM 5,0012.09. 6,00 12.10. DM DM 7,00 DM 8,00 DM 9,00 DM 10,00 DM 11,00 DM 15.05. 14.06. 14.07. 13.08. 11.11. 11.12. 10.01. 09.02.

Quelle:

Europe Weekly February 21 2003

Nach Start des Systems stieg der Preis zunächst mehr oder weniger kontinuierlich an, brach dann aber im November 2002 drastisch ein und bewegt sich seitdem auf einem Niveau von etwa 4 ₤ pro t CO2-Äquivalent. Der Durchschnittspreis für den Jahrgang 2002 lag damit im vergangenen Jahr bei umgerechnet etwa 12,80 US$ pro t CO2Äquivalent (Tabelle 3-36). Im Jahr 2003 liegen die Preise für Emissionsrechte des Jahrgangs 2003 inzwischen um einiges unter den Preisen des Vorjahres. Sie schwanken zwischen 4,50 und 9,60 US$ pro t CO2-Äquivalent.

107

•

•

Emissionshandelssystem für Deutschland

Tabelle 3-36:
Typ

Preise für Emissionsrechte nach Typ und Jahrgang, März 2002
Jahrgang Einheit niedrig Preis hoch 2,50 3,00 5,00 7,99 6,00 5,00 7,00 4,50 4,50 12,80 9,60

Verifizierte Emissionsreduktionen (VER) Annex I VERs Annex I VERs (JI) Annex I VERs (CDM) Dutch ERUs Verpflichtungsinstrumente CERs ERUs AAUs EU Emissionsrechrte Dänische Emissionsrechte Britische Emissionsrechte Britische Emissionsrechte 2000-2012 2008-2012 2008-2012 2005-2012 2001-2002 2002 2003 US$/t CO2-Äqu. €/t CO2-Äqu. US$/t CO2-Äqu. €/t CO2-Äqu. US$/t CO2-Äqu. US$/t CO2-Äqu. US$/t CO2-Äqu. 2,00 4,00 7,00 4,50 0,40 12,80 4,50 1991-2007 2008-2012 2000-2008 2008-2012 US$/t CO2-Äqu. US$/t CO2-Äqu. US$/t CO2-Äqu. US$/t CO2-Äqu. 0,60 1,65 1,10 4,40

Quelle:

Natsource LCC/GCSI (2002, S. 22), Wieler (2003)

Neben den britischen Preisen für Emissionsrechte sind in Tabelle 3-36 auch die Preise des dänischen Emissionshandelssystems und Preise für verifizierte Emissionsreduktionen sowie für die Verpflichtungsinstrumente des Kioto-Protokolls dargestellt, soweit es hier schon zu entsprechenden Transaktionen kam. Die Spanne der Preise ist relativ niedrig und reicht – abgesehen von den britischen Emissionsrechten des Jahres 2002 – von 40 US Cent bis knapp unter 10 US$ pro t CO2-Äquivalent. Last but not least sollten auch die Erwartungen zukünftiger Marktteilnehmern (Projektentwickler, Trader, Broker etc.) bei der Bestimmung des für die weiteren Berechnungen zu unterstellenden Preisniveaus für Emissionsrechte nicht unberücksichtigt bleiben. Die Ergebnisse zweier Erhebungen solcher Erwartungen unter zukünftigen Markakteuren sind in Tabelle 3-37 dargestellt. Tabelle 3-37: Preiserwartungen für Emissionsrechte im Europäischen Emissionshandelssystem
12/2003 01/2003 04/2003 04/2005 01/2003 04/2003 04/2008 01/2003 04/2003

Preiserwartung für Befragungszeitpunkt

€/t CO2-Äquivalent Niedrig Mittelwert Median Hoch 2,00 4,30 4,00 7,50 2,50 5,50 5,90 10,00 1,50 6,80 4,80 26,50 1,50 5,00 10,00 40,00 2,00 9,10 8,00 30,00 2,00 7,00 10,60 45,00

Quelle:

Europe Weekly 24 January 2003, Carbon Market Europe 25 April 2003

Die Spanne der erwarteten Zertifikatspreise reicht von 1,50 Euro bis 45,00 Euro pro t CO2-Äquivalent, wobei die Mittelwerte – je nach Jahrgang des Emissionsrechts – zwischen rund 4,50 und 9,50 Euro schwanken. Auffallend ist zudem, dass die Preiserwar-

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Emissionshandelssystem für Deutschland

•

•

tungen für Emissionsrechte späterer Jahrgänge eher etwas höher ausfallen als die für aktuelle Jahrgänge. Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass eine große Vielfalt von Preisprognosen und Preiserwartungen existiert, die nicht zu einem verlässlichen Wert verdichtet werden können. Für die weiteren Berechnungen soll daher eine Preisspanne für die Emissionsrechte und Emissionsgutschriften unterstellt werden. Insbesondere die ersten konkreten Handelserfahrungen mit Emissionsrechten und Emissionsgutschriften sowie die Erwartungen über das zukünftige Zertifikatspreisniveau lassen einen Emissionsrechtepreis von 10 Euro oder weniger pro t CO2-Äquivalent als wahrscheinlich erscheinen. Für die weiteren Berechnungen sollen deshalb zunächst Zertifikatspreise von 5, 10 und 15 Euro pro t CO2-Äquivalent unterstellt werden. Im Sinne einer konservativen und vorsichtigen Vorgehensweise sollen allerdings auch Sensitivitätsrechnungen mit einem Zertifikatspreis von 30 Euro pro t CO2-Äquivalent durchgeführt werden. Die bei den weiteren Berechnungen zugrunde gelegte Preispanne für Emissionsrechte des Jahrgangs 2010 reicht damit von 5 bis 30 Euro pro t CO2-Äquivalent, wobei als Standardvariante ein Wert von 10 €/t CO2-Äquivalent gewählt wird.

109

•

•

Emissionshandelssystem für Deutschland

3.9 3.9.1

Berechnungsergebnisse Gesamtbilanz

Aus der modellseitigen Verknüpfung von Baseline-Entwicklungen, Vermeidungskostenkurven, Zertfikatspreisen und Allokationsvarianten lassen sich für jede der entsprechenden Kombinationen die Kosteneffekte ermitteln. Angesichts der Vielzahl von Kombinationen orientieren sich die nachfolgenden Beschreibungen zunächst an denjenigen Varianten für Zertfikatspreisniveaus und Vermeidungskostenansätze, die nach heutiger Einschätzung den realen Verhältnissen am nächsten kommen könnten bzw. für die Bewertung des Instruments Emissionshandel angemessen erscheinen: • • als Standard-Variante für das Niveau der Zertfikatspreise wird von 10 €/t CO2 ausgegangen, als Standard-Variante für die sektoral differenzierten Vermeidungskosten die Variante „Pragmatic approach“ (Vermeidungskosten-Variante 4).

Die Sensitivität in Bezug auf die Baseline-Varianten wird jeweils gesondert diskutiert. Auf die anderen Varianten für Zertfikatspreisniveaus bzw. Vermeidungskostenansätze wird nur dann verwiesen, wenn diese zu deutlich anderen Ergebnisstrukturen führen, also andere Schlussfolgerungen gezogen werden müssten. Die Berechnungsergebnisse für alle Kombinationen der verschiedenen Parametervarianten im Detail sind im Anhang zusammengestellt. Als Ergebnisse der verschiedenen Modellrechnungen werden Kosten ermittelt. Dabei sind von besonderem Interesse die Gesamtkosten sowie das Saldo der Zu- und Verkäufe von Zertifikaten; die Kosten der jeweils umgesetzten Minderungsmaßnahmen ergeben sich dann als Differenz dieser beiden Kostengrößen. Es bleibt jedoch darauf hinzuweisen, dass diese Ergebnisse zunächst nur Rückschlüsse auf den Einfluss verschiedener Allokationsverfahren auf die Kostenverteilung zwischen den betrachteten Sektoren zulässt. Zur Kosteneinordnung des Instruments Emissionshandel ist ein Vergleich zu einer Situation notwendig, in der die gleichen CO2Minderungen (zumindest in der Summe) über alternative Instrumente erzielt werden können. Die besondere Effizienz des Instruments Emissionshandel (also die damit verursachten Kosteneinsparungen) ergibt sich aus der theoretischen Perspektive zweier Mechanismen: • Über die Bepreisung der CO2-Emissionen wird grundsätzlich ein dezentraler Suchprozess des Marktes induziert, der zur effizienten Allokation der Ressourcen führt. Durch den hohen Informationsgehalt relativer Preise ist als Ergebnis dieses Prozesses ein Ergebnis zu erwarten, dass denen anderer Ressourcenallokationen (durch staatliche Vorgaben oder anderweitige Vereinbarungen) überlegen sein sollte. Die Öffnung des Instruments über den nationalstaatlichen Rahmen hinaus erlaubt eine weiträumigere Optimierung, die zur Reduzierung der Zertifikatspreise und damit der Gesamtkosten führen kann, sofern jenseits der Grenzen des National-

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Emissionshandelssystem für Deutschland

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staats kostengünstige Vermeidungsoptionen (in signifikantem Umfang) umgesetzt werden können. Diese Erweiterung des Lösungsraums erstreckt sich für das EUEmissionshandelssystem zunächst auf die Europäische Union (ab Mitte 2004 mit 25 Mitgliedsstaaten). Über die Einbeziehung der projektbasierten Instrumente des Kioto-Protokolls können sich jedoch noch weitere Optimierungsmöglichkeiten ergeben. Mittels grober Schätzungen können mit dem für diese Studie erarbeiteten Modell die Effekte dieser beiden Mechanismen im Vergleich zu anderen instrumentellen Ansätzen zumindest grob abgeschätzt werden. Die entsprechenden Kostenunterschiede sind und bleiben natürlich in erheblichem Maße von den Annahmen über das grundsätzliche Design, aber auch die Wirkungsmechanismen und –effizienz alternativer Instrumente abhängig, können aber zumindest eine grobe Orientierung über die Größenordnungen geben. Die Effekte der nationalstaatlichen Optimierungen wurden über den Vergleich mit einem Modell starrer Minderungsverpflichtungen für die verschiedenen Sektoren ermittelt, dass sich an der Allokationsvariante auf Basis der Emissionen des Jahres 2000 und einem einheitlichen Erfüllungsfaktor (vgl. Kapitel 3.6.2) orientiert. Danach müssen alle Sektoren Minderungsmaßnahmen im eigenen Sektor ergreifen, bis das jeweilige Minderungsziel erreicht wird. Da eine Reihe von Sektoren in diesem konkreten Modell ihre Minderungsziele bereits im Referenzfall erreichen, wurden die Minderungsverpflichtungen für die anderen Sektoren proportional so weit reduziert, bis das gesamte Minderungsziel erreicht wird. Dieses Verfahren wurde für die Vermeidungskostenansätze „Pragmatic approach“ (Vermeidungskosten-Variante 4) und „Baseline uncertainty“ (Vermeidungskostenvariante 3) umgesetzt und führt in der Gesamtsumme zu folgenden Ergebnissen: • Die gesamten Kosten betragen für den Vermeidungskostenansatz „Pragmatic approach“ sowie die (höhere) Baseline-Variante „Referenz“ ca. 755 Mio. €. Für die (niedrigere) Baseline-Variante „Alternativ“ resultiert hier ein Wert von etwa 120 Mio. €. Für den Vermeidungskostenansatz „Baseline uncertainty“ und die BaselineVariante „Referenz“ ergeben sich Gesamtkosten von etwa 835 Mio. €. Im Fall der Baseline-Variante „Alternativ“ belaufen sich die Kosten auf etwa 230 Mio. €.

•

Die Kosten fallen ganz überwiegend in den Branchen Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden, Metallerzeugung und –bearbeitung sowie der öffentlichen Strom- und Fernwärmeversorgung an, wobei der öffentlichen Elektrizitätsversorgung – angesichts des Anteils an den Gesamtemissionen – eine besondere Rolle zukommt (ca. 70 % der Gesamtkosten). Bei den entsprechenden Modellanalysen wurden bei einem Zertfikatspreis von 10 €/t CO2 folgende Gesamtkosten ermittelt: • Für den Vermeidungskostenansatz „Pragmatic approach“ sowie die (höhere) Baseline-Variante „Referenz“ errechnen sich Gesamtkosten von ca. 210 Mio. €, in der

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•

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Emissionshandelssystem für Deutschland

niedrigeren Baseline-Variante „Alternativ“ ergeben sich Gesamtkosten von -110 Mio. €, es können also aus dem Zertifikatsverkauf im Europäischen Raum Erlöse erzielt werden, die insgesamt über den eigenen Vermeidungskosten liegen. • Im Fall der Vermeidungskostenvariante „Baseline uncertainty“ im Zusammenhang mit der Referenz-Baseline betragen die Gesamtkosten 294 Mio. €. Für die BaselineVariante „Alternativ“ ergeben sich Gesamtkosten von -27 Mio. €.

Im höchsten Fall (gleicher Vermeidungskostenansatz für die Emissionsminderung ohne und mit Emissionshandel) errechnet sich damit ein Kostenvorteil für den Emissionshandel von ca. 545 Mio. € in der Baseline-Variante „Referenz“ bzw. 230 Mio. € in der Baseline-Variante „Alternativ“. Bei anderen Zertifikatspreisen verschieben sich diese Differenzen entsprechend, bewegen sich jedoch überwiegend in der Größenordnung von mehreren Hundert Millionen Euro (vgl. dazu auch Tabelle 3-38) Selbst wenn konzediert wird, dass mit alternativen Instrumenten möglicherweise einige Emissionsminderungspotenziale umgesetzt werden könnten, die wegen vielfältiger Hemmnisse (Information, Marktmacht etc.) über reine Preissignale nicht erschlossen werden können (dies kann modellhaft durch einen Vergleich des Vermeidungskostenansatzes „Baseline uncertainty“ für den Emissionshandel und des Vermeidungskostenansatzes „Pragmatic approach“ für das alternative Instrument abgebildet werden), ergeben sich Kostenvorteile für das Emissionshandelssystem. Diese betragen ca. 460 Mio. € im Fall der Baseline-Variante „Referenz“ bzw. ca. 150 Mio. € für die Baseline-Variante „Alternativ“. Diese Abschätzungen ergeben naturgemäß nur grobe Anhaltswerte, da die Ausgestaltung alternativer Instrumente sehr vielfältig sein kann (und im Rahmen der hier vorliegenden Studie nicht behandelt werden konnte und sollte). In Ergänzung zu der theoretisch ableitbaren Vorteilhaftigkeit des Instruments Emissionshandel zeigen sie jedoch auch, dass die Größenordnung der wirtschaftlichen Vorteile mit einer Bandbreite von 150 bis 545 Mio. € ein signifikantes Ausmaß erreichen kann. Tabelle 3-38: Gesamtkosten im Emissionshandelshandelssystem für verschiedene Varianten Zertfikatspreisniveaus, Vermeidungskostenansätze und Baseline-Varianten, 2010
1 "Perfect Policy" Baseline Referenz Vermeidungskostenansatz 2 3 "No-Regret "Baseline Uncertainty" Uncertainty" 4 "Pragmatic Approach" 2010 Mio. € Zertfikatspreis 5 €/t CO2 Zertfikatspreis 10 €/t CO2 Zertfikatspreis 15 €/t CO2 Zertfikatspreis 30 €/t CO2 nachrichtlich: Gesamtkosten alternativer Instrumente -958 -1.027 -1.115 -1.671 -55 -124 -212 -771 154 294 415 471 835 112 210 289 221 755 -1.117 -1.346 -1.594 -2.626 -215 -443 -691 -1.726 -6 -27 -67 -489 230 -48 -111 -192 -738 120 1 "Perfect Policy" Baseline Alternativ Vermeidungskostenansatz 2 3 "No-Regret "Baseline Uncertainty" Uncertainty" 4 "Pragmatic Approach"

Quelle:

eigene Berechnungen

Die Tabelle 3-38 zeigt die Gesamtkosten zur Erreichung des definierten Minderungsziels unter Maßgabe des Emissionshandelssystems für die verschiedenen Rahmenparameter. Die Bandbreite der Kosten verdeutlicht nochmals die erheblichen Minderungspo112

Emissionshandelssystem für Deutschland

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tenziale, die in den Vermeidungskosten-Varianten „Perfect policy“ und „Baseline uncertainty“ angenommen worden sind, die aber allein mit zusätzlichen Preissignalen nicht bzw. nur teilweise zu erschließen sein dürften. Des weiteren wird deutlich, welche Auswirkungen unterschiedliche Baseline-Entwicklungen haben, die natürlich zu unterschiedlichen Volumina der zusätzlichen Emissionsminderung führen. Für die Baseline-Variante „Referenz“ (aus der noch erhebliche Zusatzanstrengungen bei der Emissionsminderung resultieren) sowie für die – hinsichtlich des Untersuchungsstands dieser Studie – als relevant angesehenen Vermeidungskosten-Ansätze „Pragmatic approach“ und „Baseline uncertainty“ resultieren bei steigenden Zertifikatspreisniveaus in der Bandbreite von 5 bis 15 €/t CO2 steigende Gesamtkosten. Bei 30 €/t CO2 gehen die Kosten insgesamt jedoch wieder zurück. Tabelle 3-39: Zu- und Verkaufsaldo für Deutschland bei verschiedenen Varianten für Zertfikatspreisniveaus, Vermeidungskostenansätze und BaselineVarianten, 2010
1 "Perfect Policy" Baseline Referenz Vermeidungskostenansatz 2 3 "No-Regret "Baseline Uncertainty" Uncertainty" 4 "Pragmatic Approach" 2010 Mio. € Zertfikatspreis 5 €/t CO2 Zertfikatspreis 10 €/t CO2 Zertfikatspreis 15 €/t CO2 Zertfikatspreis 30 €/t CO2 -59 -160 -267 -1.205 -59 -160 -267 -1.205 150 257 359 33 108 173 233 -216 -1.117 -1.346 -1.594 -2.626 -215 -443 -691 -1.726 -6 -27 -67 -489 -48 -111 -192 -738 1 "Perfect Policy" Baseline Alternativ Vermeidungskostenansatz 2 3 "No-Regret "Baseline Uncertainty" Uncertainty" 4 "Pragmatic Approach"

Quelle:

eigene Berechnungen

Die Erklärung dafür bieten die in Tabelle 3-39 zusammenstellten Daten zu den nationalen Zu- und Verkaufsaldos. Bei einem (sehr hohen) Zertifikatspreis von 30 €/t CO2 werden hier in Deutschland so viele Emissionsminderungsmaßnahmen wirtschaftlich attraktiv, dass das zum Nachweis der Zielerfüllung für die nationale Zielsetzung notwendige Zertifikatsvolumen überschritten wird und Deutschland netto zum Zertfikatsexporteur wird. Im Gesamtsaldo führt dies bei einem Zertifikatspreisniveau zwischen 15 und 30 €/t CO2 zu einer Umkehr der Kostentrends. Dieser Zusammenhang verdeutlich sich auch bei den Vermeidungskostenansätzen 3 („Baseline uncertainty“) und 4 („Pragmatic approach“) für die „Alternativ-Baseline“. Da hier die Zusatzanstrengungen deutlich geringer ausfallen (müssen), ergibt sich für Deutschland im Saldo eine Netto-Verkaufsposition bereits bei Zertfikatspreisniveaus von 5 €/t CO2. Die quantitativen Analysen verdeutlichen so die theoretische Erkenntnis, dass die Position Deutschlands im EU-Emissionshandelsmarkt durch die Situation bei den eigenen Vermeidungskostenverläufen sowie durch das Marktergebnis bei den Zertfikatspreisen ergibt. Das Niveau der Zertifikatspreise wird neben der Situation auf (großen) deutschen Markt maßgeblich durch andere große Staaten (darunter eine Reihe von emissionsseitig bedeutsamen Beitrittsstaaten) sowie ggf. durch den Zufluss von Zertifikaten aus den projektbasierten Mechanismen des Kioto-Protokolls geprägt.

113

•

•

Emissionshandelssystem für Deutschland

Die Gesamtkosten für die Gesamtheit der Branchen und Anlagen in Deutschland sowie das Saldo aus dem grenzüberschreitenden Zu- und Verkauf von Zertifikaten sind unabhängig von den Ausgestaltungsvarianten für die Zuteilung der (kostenlosen) Emissionsrechte. Für die Situation der einzelnen Branchen erwachsen jedoch aus den unterschiedlichen Allokationsvarianten sehr unterschiedliche Folgen. 3.9.2 Allokationsvarianten auf Grundlage ausgewählter Basisjahre

Die sektorale Verteilung der Kosten und Erträge von vergleichsweise einfachen Allokationsvarianten zeigt Tabelle 3-40 im Überblick. Es handelt sich dabei um die Gesamtkosten der verschiedenen Branchen für Varianten mit verschiedenen Basisjahren oder -perioden. Grundlage bildet dabei die der Realität wahrscheinlich am besten entsprechende Standardvariante (Vermeidungskosten nach „Pragmatic Approach“-Ansatz für einen Zertifikatspreis von 10 €/t CO2). Tabelle 3-40: Gesamtkosten der Allokationsvarianten für verschiedene Basisjahre bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“), 2010
WZ93 Baseline Referenz -25% ggü. 1990 = -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 Gleiche Minderung Basisjahr 1990 Basisperiode 1990-1992 Basisjahr 2000 Freie Wahl 1990-2000 Baseline Alternativ -25% ggü. 1990 = -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 Gleiche Minderung Basisjahr 1990 Basisperiode 1990-1992 Basisjahr 2000 Freie Wahl 1990-2000

2010 Mio. € Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe
a

10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

-153,3 -19,0 -0,3 -14,2 -0,1 -0,5 0,4 -14,7 0,5 35,2 -135,3 -8,7 22,6 74,5 -3,1 -9,3 -1,5 -7,6 -0,5 0,0 -14,7 -10,3 -0,1 0,0 -260,0 508,3 -38,1

-157,0 -16,4 -0,3 -11,0 -0,1 -0,2 1,0 -16,0 0,6 34,8 -104,1 -6,0 23,4 92,0 -2,3 -8,4 -1,0 -5,1 -0,5 0,0 -12,0 -10,2 -0,4 0,0 -199,1 438,6 -29,4

-29,1 -6,4 -0,1 -1,3 0,0 0,0 0,3 -12,5 -0,1 -4,7 -5,3 -1,1 -1,0 48,4 -0,1 -0,6 0,0 -0,3 -0,1 0,0 -4,5 -1,1 0,0 0,0 -19,7 203,6 26,2

-151,0 -18,1 -0,4 -13,5 -0,1 -0,4 0,1 -16,3 0,0 29,8 -122,9 -8,2 32,3 90,5 -3,0 -9,2 -1,4 -7,2 -0,5 0,0 -13,7 -11,7 -0,7 0,0 -225,7 462,8 -26,9

-160,0 -22,7 -0,4 -14,4 -0,1 -0,5 0,2 -19,2 0,4 -1,8 -144,9 -8,9 0,5 34,7 -3,1 -9,6 -1,5 -7,8 -0,5 0,0 -15,9 -10,5 -0,1 0,0 -386,1 327,7 -52,1

-163,8 -20,1 -0,3 -11,2 -0,1 -0,2 0,8 -20,5 0,6 -2,3 -113,8 -6,2 1,4 52,3 -2,4 -8,7 -1,0 -5,3 -0,5 0,0 -13,1 -10,4 -0,4 0,0 -325,2 258,0 -43,3

-35,8 -10,1 -0,2 -1,5 0,0 0,0 0,1 -17,0 -0,1 -41,7 -15,0 -1,3 -23,1 8,6 -0,2 -0,9 0,0 -0,5 -0,1 0,0 -5,6 -1,3 0,0 0,0 -145,8 22,9 12,2

-157,8 -21,8 -0,4 -13,6 -0,1 -0,4 0,0 -20,8 0,0 -7,3 -132,6 -8,4 10,2 50,7 -3,1 -9,6 -1,4 -7,4 -0,6 0,0 -14,8 -11,9 -0,8 0,0 -351,8 282,1 -40,9 -110,6

Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstellung von Spaltund Brutstoffen Chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erdenb Metallerzeugung und -Bearbeitunga,b Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, -verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling Bergbau und Industrie gesamta,b Öffentliche Stromversorgunga Fernwärme
b

Bergbau, Industrie, Fernwärme und 210,1 210,1 210,1 210,1 -110,6 -110,6 -110,6 öffentliche Stromversorgung 755 120 nachrichtlich: Gesamtkosten alternativer Instrumente a b Anmerkungen: einschließlich Umgruppierungen zwischen Bergbau, Industrie und öffentlicher Stromversorgung - einschließlich nicht-energiebedingter CO2-Emissionen

Quelle:

eigene Berechnungen

114

Emissionshandelssystem für Deutschland

•

•

Es zeigt sich zunächst, dass sich das grundsätzliche Muster von Kosten und Erträgen bei sehr unterschiedlichen Basisjahren bzw. –perioden nur unwesentlich verändert, die jeweiligen Volumina jedoch erheblich differieren: • • hohe Zusatzerträge ergeben sich vor allem für den Bergbau, die chemische Industrie, aber auch das Ernährungsgewerbe, das Papiergewerbe sowie den Fahrzeugbau; vergleichsweise hohe Zusatzkosten errechnen sich für die öffentliche Stromversorgung sowie die Metallerzeugung und –bearbeitung (d.h. vor allem die Eisen- und Stahlindustrie) ein etwas uneinheitlicheres Bild ergibt sich für die Kokereien und Raffinerien sowie den Sektor Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden. Frühe Basisjahre führen hier zu Zusatzkosten, späte Basisjahre zu Zusatzerträgen; für die (öffentliche) Fernwärmeerzeugung gilt dieses Muster entsprechend umgekehrt.

•

•

Auch wird deutlich, dass sich die Größenordnung von Zusatzkosten und –erträgen jeweils erheblich (teilweise um mehr als den Faktor 2) verändert, wenn zu späteren Basisjahren übergegangen wird. Besonders drastisch fällt dabei der Rückgang der Zusatzerlöse für den Bergbau und die chemische Industrie im Vergleich der Basisjahre 1990 und 2000 ins Gewicht. Dieses grundsätzliche Muster bleibt auch erhalten, wenn andere Zertifikatspreise oder Vermeidungskostenansätze unterstellt werden, allerdings können sich dann auch die Größenordnungen von Zusatzkosten bzw. Zusatzerlöse erheblich verschieben (vgl. dazu die detaillierten Ergebnisse im Anhang). Das Saldo von Zu- und Verkäufen bei Zertifikaten (Tabelle 3-39) verdeutlicht zunächst die (triviale) Tatsache, dass sich die Zusatzerlöse vollständig aus dem Verkauf nicht benötigter Zertifikate ergeben. Bei denjenigen Branchen, für die der Zukauf von Zertifikate wirtschaftlich attraktiv wird, zeigt ein Vergleich der Gesamtkosten und des Zu- und Verkaufsaldos, dass letztlich nur ein geringer Teil der gesamten Kosten aus eigenen Vermeidungsmaßnahmen resultiert und der Nachweis der Emissionsminderungen überwiegend über den Zukauf von Zertifikaten erfolgt: • Für die Industriesektoren mit erheblichen Zukaufvolumina (Kokereien und Mineralölverarbeitung, Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden, Metallerzeugung und –bearbeitung) fallen die Zusatzkosten nahezu vollständig für den Erwerb von Zertifikaten an. Im Bereich der öffentlichen Stromerzeugung ist zwar der Anteil eigener Maßnahmen größer, die Gesamtkosten errechnen sich jedoch auch hier – je nach Allokationsvariante – zu 83 bis 93 Prozent aus Kosten für den Zukauf von Emissionszertifikaten.

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Für den Fall höherer Zertifikatspreise oder günstigerer Vermeidungsoptionen verschieben sich die Kostenstrukturen für die Netto-Käufer etwas zugunsten eigener Vermeidungsmaßnahmen.

115

•

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Emissionshandelssystem für Deutschland

Hinsichtlich der Auswahl des Basisjahrs für Allokationsvarianten mit über alle Sektoren konstanten Erfüllungsfaktoren zeigen sich sehr deutliche Verteilungseffekte, die Gesamtkosten aller erfassten Sektoren bleiben notwendigerweise gleich. Ein frühes Basisjahr (hiermit kann auch das Modell späterer Basisjahre bei gleichzeitiger und weitgehender Einbeziehung von Early Action abgebildet werden) erhöht die Zusatzerlöse derjenigen Branchen, für die aufgrund der Baseline-Entwicklung eine Verkäuferposition angelegt ist und erhöht die Kosten derjenigen Branchen, die der Käuferseite zuzurechnen sind. Späte Basisjahre führen zur Reduzierung der jeweiligen Größenordnungen, führen aber nur bei wenigen Sektoren zum Wechsel von der Käufer- in die Verkäuferposition (so z.B. den Kokereien und der Mineralölverarbeitung). Dieser Prozess verstärkt sich jedoch für den Fall, dass die Baseline-Entwicklung sich eher am unteren Rand der untersuchten Bandbreite einstellt. Tabelle 3-41: Zukaufsaldo der Allokationsvarianten für verschiedene Basisjahre bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“), 2010
WZ93 Baseline Referenz -25% ggü. 1990 = -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 Gleiche Minderung Basisjahr 1990 Basisperiode 1990-1992 Basisjahr 2000 Freie Wahl 1990-2000 Baseline Alternativ -25% ggü. 1990 = -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 Gleiche Minderung Basisjahr 1990 Basisperiode 1990-1992 Basisjahr 2000 Freie Wahl 1990-2000

2010 Mio. € Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe
a

10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

-153,3 -19,2 -0,3 -14,2 -0,1 -0,5 0,4 -14,8 0,5 35,2 -135,4 -8,7 22,3 72,3 -3,1 -9,3 -1,5 -7,6 -0,5 0,0 -14,8 -10,3 -0,1 0,0 -263,1 474,5 -38,1

-157,0 -16,6 -0,3 -11,0 -0,1 -0,2 1,0 -16,1 0,6 34,8 -104,2 -6,0 23,2 89,8 -2,3 -8,4 -1,0 -5,1 -0,5 0,0 -12,0 -10,2 -0,4 0,0 -202,2 404,9 -29,4

-29,1 -6,6 -0,1 -1,3 0,0 0,0 0,3 -12,6 -0,1 -4,7 -5,5 -1,1 -1,3 46,1 -0,1 -0,6 0,0 -0,3 -0,1 0,0 -4,5 -1,1 0,0 0,0 -22,7 169,8 26,2

-151,0 -18,3 -0,4 -13,5 -0,1 -0,4 0,1 -16,4 0,0 29,8 -123,0 -8,2 32,0 88,3 -3,0 -9,3 -1,4 -7,2 -0,5 0,0 -13,7 -11,7 -0,7 0,0 -228,8 429,0 -26,9

-160,0 -23,0 -0,4 -14,4 -0,1 -0,5 0,2 -19,3 0,4 -1,9 -145,1 -8,9 0,2 32,5 -3,2 -9,7 -1,5 -7,8 -0,5 0,0 -15,9 -10,5 -0,1 0,0 -389,2 294,0 -52,1

-163,8 -20,3 -0,3 -11,2 -0,1 -0,2 0,8 -20,6 0,6 -2,3 -113,9 -6,2 1,1 50,1 -2,4 -8,7 -1,0 -5,3 -0,5 0,0 -13,1 -10,4 -0,4 0,0 -328,3 224,3 -43,3

-35,8 -10,3 -0,2 -1,5 0,0 0,0 0,1 -17,1 -0,1 -41,8 -15,1 -1,3 -23,4 6,4 -0,2 -0,9 0,0 -0,5 -0,1 0,0 -5,7 -1,3 0,0 0,0 -148,8 -10,8 12,2

-157,8 -22,0 -0,4 -13,7 -0,1 -0,4 0,0 -20,9 0,0 -7,3 -132,7 -8,4 9,9 48,5 -3,1 -9,6 -1,4 -7,4 -0,6 0,0 -14,8 -11,9 -0,8 0,0 -354,9 248,5 -40,9 -147,3

Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstellung von Spaltund Brutstoffen Chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erdenb Metallerzeugung und -Bearbeitung Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau
a,b b

Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, -verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling Bergbau und Industrie gesamta,b Öffentliche Stromversorgunga Fernwärme

Bergbau, Industrie, Fernwärme und 173,3 173,3 173,3 173,3 -147,3 -147,3 -147,3 öffentliche Stromversorgung Anmerkungen: a einschließlich Umgruppierungen zwischen Bergbau, Industrie und öffentlicher Stromversorgung - b einschließlich nicht-energiebedingter CO2-Emissionen

Quelle:

eigene Berechnungen

Vor allem bleibt jedoch darauf hinzuweisen, dass die sehr flexible Allokationsvariante mit einem frei wählbaren Basisjahr über den massiv korrigierten Erfüllungsfaktor in ihren Wirkungen der Variante für das Basisjahr 1990 sehr ähnlich ist. Auch eine „Glät116

Emissionshandelssystem für Deutschland

•

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tung“ des für viele Branchen sehr scharfen Bruchs im Jahr 1990/91 (über den Mittelwert der Periode 1990-1992) führt nur zu geringfügigen Änderungen in der Verteilungsbilanz. 3.9.3 Allokationsvarianten auf Grundlage differenzierter Branchenziele

Die Tabelle 3-42 ermöglicht einen Überblick über die sektoralen Gesamtkosten der Allokationsvarianten auf Grundlage branchenspezifischer Minderungsziele (vgl. Kapitel 0). Im Vergleich zur gleichförmigen Minderungsvorgabe für alle Sektoren (für die öffentliche Stromerzeugung ergibt sich daraus im Vergleich zu 1998 eine Minderung von 25 Mio. t CO2) werden sowohl eine etwas geringere (-21 Mio. t CO2) als auch eine deutlich geringere (-14 Mio. t CO2) Reduktionsvorgabe für die öffentlichen Stromwirtschaft betrachtet.41 Die Analyse zeigt auch hier, dass die Wahl des Basisjahres die Zusatzerlöse und -kosten maßgeblich beeinflusst, grundsätzliche Veränderungen der Positionen ergeben sich nicht. Bei der einer solcherart branchenorientiert vorgenommenen Differenzierung der Minderungsverpflichtungen • können unabhängig von der Wahl des Basisjahres und der Belastung der öffentlichen Stromerzeugung im Bergbau sehr hohe Erlöse, im Ernährungsgewerbe und beim Fahrzeugbau mittlere Erlöse und in einigen kleineren Sektoren geringe Erlöse erzielt werden; werden das Papiergewerbe und die chemische Industrie – mit einer einzigen Ausnahme – deutlich entlastet; fallen sehr hohe Kosten unabhängig von der Wahl des Basisjahr bei der Metallerzeugung und -bearbeitung und bei der Fernwärmeerzeugung an; wird die öffentliche Stromerzeugung unter Annahme der Baseline-Variante „Referenz“ durchweg, unter Annahme der Baseline „Alternativ“ hingegen nur bei einer Allokationsvariante mit Kosten belastet (wobei der Umfang der Kosten für die öffentliche Stromerzeugung insgesamt eher geringer ist als bei Allokationsvarianten mit gleichförmigen Reduktionsvorgaben auf Grundlage ausgewählter Basisjahre); tritt im Bereich der Kokereien und Mineralölverarbeitung eine große Spanne zwischen Erlösen und Gewinnen in Abhängigkeit von der gewählten Variante und angenommenen Baseline auf.

• • •

•

Abhängig vom Modus, nach dem die im Rahmen der Selbstverpflichtung vereinbarten Minderungsanstrengungen auf das verarbeitende Gewerbe und die öffentliche Stromerzeugung verteilt werden, profitiert jeweils die eine oder andere Emittentengruppe. Bei geringeren Minderungszielen für die öffentliche Stromerzeugung werden insbesondere die Kokereien, die Mineralölverarbeitung, dar Sektor Glasgewerbe, Keramik und Ver41

Hinzu kommen jeweils noch etwa 1 Mio. t CO2 für die Fernwärmeerzeugung, die mit dem gleichen Erfüllungsfaktor wie die öffentliche Stromversorgung belegt wird.

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•

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Emissionshandelssystem für Deutschland

arbeitung von Steinen und Erden sowie die Metallerzeugung und –bearbeitung mit höheren Kosten belastet. Die chemische Industrie wird in diesem Fall bei einem frühem Basisjahr stark, bei späten Basisjahren jedoch gering belastet. Tabelle 3-42: Gesamtkosten der Allokationsvarianten auf Grundlage der Selbstverpflichtungserklärungen bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“), 2010
WZ93 Baseline Referenz -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE Gleiche Öffentliche Strom- & FW-Erzeugung Minderung -22 Mio. t -15 Mio. t CO2 CO2 Basisjahr 2000 Basisjahr 1998 Basisjahr 1990 Basisjahr 1998 Baseline Alternativ -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE Gleiche Öffentliche Strom- & FW-Erzeugung Minderung -15 Mio. t CO2 -22 Mio. t CO2 Basisjahr 2000 Basisjahr 1998 Basisjahr 1990 Basisjahr 1998

2010 Mio. € Bergbau/Gew. von Steinen und Erdena Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstellung von Spaltund Brutstoffen Chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von b Steinen und Erden Metallerzeugung und -Bearbeitung Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, -verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling Bergbau und Industrie gesamta,b Öffentliche Stromversorgunga Fernwärme
a,b b

10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

-29,1 -6,4 -0,1 -1,3 0,0 0,0 0,3 -12,5 -0,1 -4,7 -5,3 -1,1 -1,0 48,4 -0,1 -0,6 0,0 -0,3 -0,1 0,0 -4,5 -1,1 0,0 0,0 -19,7 203,6 26,2

-38,2 -4,2 -0,1 -2,2 0,0 0,0 -0,3 -14,9 -0,1 8,1 -5,4 -1,8 9,5 85,4 -0,2 -1,4 0,0 -0,7 -0,1 0,0 -5,2 -1,4 -0,2 0,0 26,5 155,1 28,5

-73,8 -4,7 -0,1 -10,6 0,0 -0,3 1,1 2,2 0,5 66,8 -66,9 -5,4 38,6 180,0 -1,9 -6,7 -1,0 -5,4 -0,4 0,0 -7,5 -7,7 -0,1 0,0 96,5 89,9 23,7

-31,3 -1,6 0,0 -2,0 0,0 0,0 -0,2 -11,5 -0,1 16,5 2,0 -1,6 24,3 109,6 -0,2 -1,1 0,0 -0,5 -0,1 0,0 -4,2 -1,2 -0,2 0,0 96,5 89,9 23,7

-35,8 -10,1 -0,2 -1,5 0,0 0,0 0,1 -17,0 -0,1 -41,7 -15,0 -1,3 -23,1 8,6 -0,2 -0,9 0,0 -0,5 -0,1 0,0 -5,6 -1,3 0,0 0,0 -145,8 22,9 12,2

-44,9 -7,9 -0,1 -2,4 0,0 0,0 -0,5 -19,4 -0,2 -28,9 -15,1 -2,1 -12,5 45,7 -0,3 -1,7 0,0 -0,8 -0,2 0,0 -6,3 -1,5 -0,2 0,0 -99,6 -25,6 14,6

-80,6 -8,4 -0,2 -10,8 0,0 -0,3 0,9 -2,3 0,5 29,7 -76,6 -5,7 16,6 140,2 -2,0 -7,0 -1,1 -5,6 -0,4 0,0 -8,7 -7,9 -0,1 0,0 -29,6 -90,7 9,7

-38,1 -5,3 -0,1 -2,1 0,0 0,0 -0,3 -15,9 -0,1 -20,6 -7,7 -1,8 2,2 69,9 -0,2 -1,5 0,0 -0,7 -0,1 0,0 -5,3 -1,4 -0,2 0,0 -29,6 -90,7 9,7

Bergbau, Industrie, Fernwärme und 210,1 210,1 210,1 210,1 -110,6 -110,6 -110,6 -110,6 öffentliche Stromversorgung 755 120 nachrichtlich: Gesamtkosten alternativer Instrumente a b Anmerkungen: einschließlich Umgruppierungen zwischen Bergbau, Industrie und öffentlicher Stromversorgung - einschließlich nicht-energiebedingter CO2-Emissionen

Quelle:

eigene Berechnungen

Eine Auswertung der Zu- und Verkaufssalden bei diesen Allokationsvarianten zeigt (Tabelle 3-43), dass die Sektoren, die mit hohen Kosten bei diese Allokationsvariante konfrontiert sind, folgende Strukturen beim Zu- und Verkaufsaldo aufweisen: • • Bei der Metallerzeugung und –bearbeitung werden wenige oder gar keine eigene Vermeidungsaktivitäten durchgeführt. Bei der öffentlichen Stromerzeugung werden sowohl eigene Maßnahmen durchgeführt als auch Emissionsrechte zugekauft.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

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Für den Fall höherer Zertifikatspreise bzw. unter Maßgabe günstigerer Vermeidungsoptionen verschieben sich die Kostenstrukturen für die Netto-Käufer etwas zugunsten eigener Vermeidungsmaßnahmen. Netto-Verkäufer von Emissionsrechten bei den Allokationsvarianten auf der Grundlage ausgehandelter differenzierter Branchenziele sind • • • unabhängig von der Variante der Bergbau (in bedeutenden Maße) und der Fahrzeugbau (in geringerem Maße); bei Wahl eines frühen Basisjahres die chemische Industrie (mit erheblicher Streubreite); mit einer Ausnahme das Papiergewerbe (in eher mittlerem Umfang). Zukaufsaldo der Allokationsvarianten auf Grundlage der Selbstverpflichtungserklärungen bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“), 2010
WZ93 Baseline Referenz -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE Gleiche Öffentliche Stromerzeugung Minderung -21 Mio. t -14 Mio. t CO2 CO2 Basisjahr 2000 Basisjahr 1998 Basisjahr 1990 Basisjahr 1998 Baseline Alternativ -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE Gleiche Öffentliche Stromerzeugung Minderung -21 Mio. t -14 Mio. t CO2 CO2 Basisjahr 2000 Basisjahr 1998 Basisjahr 1990 Basisjahr 1998

Tabelle 3-43:

2010 Mio. € Bergbau/Gew. von Steinen und Erdena Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstellung von Spaltund Brutstoffen Chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von b Steinen und Erden Metallerzeugung und -Bearbeitung Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, -verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling Bergbau und Industrie gesamta,b Öffentliche Stromversorgunga Fernwärme
a,b b

10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

-29,1 -6,6 -0,1 -1,3 0,0 0,0 0,3 -12,6 -0,1 -4,7 -5,5 -1,1 -1,3 46,1 -0,1 -0,6 0,0 -0,3 -0,1 0,0 -4,5 -1,1 0,0 0,0 -22,7 169,8 26,2

-38,2 -4,4 -0,1 -2,2 0,0 0,0 -0,3 -15,1 -0,1 8,1 -5,5 -1,9 9,2 83,2 -0,2 -1,4 0,0 -0,7 -0,1 0,0 -5,2 -1,4 -0,2 0,0 23,4 121,3 28,5

-73,9 -4,9 -0,1 -10,6 0,0 -0,3 1,1 2,1 0,5 66,8 -67,1 -5,4 38,3 177,7 -1,9 -6,7 -1,0 -5,5 -0,4 0,0 -7,6 -7,7 -0,1 0,0 93,4 56,2 23,7

-31,3 -1,8 0,0 -2,0 0,0 0,0 -0,2 -11,6 -0,1 16,5 1,9 -1,6 24,0 107,4 -0,2 -1,2 0,0 -0,5 -0,1 0,0 -4,2 -1,2 -0,2 0,0 93,4 56,2 23,7

-35,8 -10,3 -0,2 -1,5 0,0 0,0 0,1 -17,1 -0,1 -41,8 -15,1 -1,3 -23,4 6,4 -0,2 -0,9 0,0 -0,5 -0,1 0,0 -5,7 -1,3 0,0 0,0 -148,8 -10,8 12,2

-44,9 -8,1 -0,1 -2,4 0,0 0,0 -0,5 -19,5 -0,2 -29,0 -15,2 -2,1 -12,8 43,5 -0,3 -1,8 0,0 -0,8 -0,2 0,0 -6,3 -1,6 -0,2 0,0 -102,7 -59,2 14,6

-80,6 -8,6 -0,2 -10,8 0,0 -0,3 0,9 -2,4 0,5 29,7 -76,7 -5,7 16,3 138,0 -2,0 -7,0 -1,1 -5,6 -0,4 0,0 -8,7 -7,9 -0,1 0,0 -32,7 -124,4 9,7

-38,1 -5,5 -0,1 -2,2 0,0 0,0 -0,3 -16,1 -0,1 -20,6 -7,8 -1,8 1,9 67,7 -0,3 -1,5 0,0 -0,7 -0,1 0,0 -5,3 -1,4 -0,2 0,0 -32,7 -124,4 9,7

Bergbau, Industrie, Fernwärme und 173,3 173,3 173,3 173,3 -147,3 -147,3 -147,3 -147,3 öffentliche Stromversorgung Anmerkungen: a einschließlich Umgruppierungen zwischen Bergbau, Industrie und öffentlicher Stromversorgung - b einschließlich nicht-energiebedingter CO2-Emissionen

Quelle:

eigene Berechnungen

Als Schlussfolgerung ergibt sich zunächst, dass sich der Bergbau und das Verarbeitende Gewerbe insgesamt nur bei identischen Minderungsvorgaben für alle vom Emissions-

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Emissionshandelssystem für Deutschland

handel erfassten Anlagen (d.h. einschließlich der Stromwirtschaft) durchweg als NettoVerkäufer von Emissionsrechten erweist bzw. insgesamt Zusatz-Erlöse aus dem Emissionshandel ziehen können, unabhängig von der unterstellten Baseline-Variante. Basiert die Zuteilung von Emissionsrechten auf branchenspezifischen Minderungszielen, die dann z.B. für die öffentliche Stromversorgung geringer ausfallen, hängt die Kostenbzw. Erlössituation stark von der zugrunde gelegten Baseline ab. 3.9.4 Allokationsvarianten mit Berücksichtigung spezifischer Aspekte

Die Gesamtkosten der Allokationsvarianten unter Berücksichtigung spezifischer Aspekte (vgl. Kapitel 3.6.4) sind in Tabelle 3-44 im Überblick dargestellt. Dabei wurde in einer ersten Variante der Ansatz verfolgt, Industrieprozesse mit nicht-energiebedingten Emissionen entsprechend ihres gesamten Bedarfs auszustatten und in den anderen Varianten den Ausstieg aus der Kernenergie mit zusätzlichen Emissionsrechten für die öffentliche Stromversorgung zu berücksichtigen. Wie bereits in Kapitel 3.6.4 erläutert, hat die hier untersuchte Variante der bedarfsorientierten Vollausstattung für Industrieprozesse einen vergleichsweise geringen Einfluss auf die Anfangsausstattung und somit auch auf die sektoralen Gesamtkosten sowie die Zu- und Verkäufe der einzelnen Sektoren. Ein Vergleich mit der Gesamtkostenbelastung sowie der Salden von Zu- und Verkäufen einer Allokation auf Basis des Jahres 2000 bestätigt, dass die Struktur und der Umfang der jeweiligen Positionen vergleichbar sind. Ein Vergleich der sektoralen Kostenbelastung mit und ohne Berücksichtigung des vorzeitigen Auslaufens der Kernenergie zeigt, dass die Entlastung der Stromwirtschaft zu einer entsprechenden Verstärkung der sektoralen Kostenbe- und –entlastungen beim Verarbeitenden Gewerbe, beim Bergbau und bei der Fernwärmeproduktion führt. Entsprechend werden die Sektoren, die bereits ohne Berücksichtigung des graduellen Verzichts auf Kernenergie mit Zusatzkosten konfrontiert sind, noch stärker belastet werden und sich für die Branchen mit Verkäuferpositionen eine tendenzielle Besserstellung ergibt: • Mit hohen Kosten – unabhängig vom gewählten Basisjahr – werden insbesondere die Metallerzeugung und –bearbeitung und der Sektor Glasgewerbe, Keramik und Verarbeitung von Steinen und Erden konfrontiert. Kokereien und Mineralölraffinerien werden nur bei einem frühen Basisjahr sowie einer freien Wahl des Basisjahres in hohem Maße belastet.

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Trotz einer kernenergiebedingten Verschiebung von Emissionsrechten in die öffentliche Stromversorgung ergeben sich insgesamt für den Bergbau, das Verarbeitende Gewerbe und die Fernwärmeerzeugung Kostenentlastungen, zumindest wenn ein frühes Basisjahres gewählt oder die freie Wahl des Basisjahres ermöglicht wird. Lediglich bei Wahl eines späten Basisjahres (2000) werden Bergbau und Verarbeitendes Gewerbe insgesamt zum Nettokäufer von Emissionsrechten mit entsprechenden Zusatzkosten.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

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Tabelle 3-44:

Gesamtkosten der Allokationsvarianten mit Berücksichtigung spezifischer Aspekte bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“), 2010
WZ93 Baseline Referenz -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE Gleiche Minderung IndustrieKernenergie-Ausstattung Prozesse nach Bedarf Basisjahr 1998 Basisjahr 1990 Basisjahr 2000 Freie Wahl 1990-2000 Baseline Alternativ -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE Gleiche Minderung IndustrieKernenergie-Ausstattung Prozesse nach Bedarf Basisjahr 1998 I 2010 d t i -44,2 -7,7 -0,1 -2,3 0,0 0,0 -0,5 -19,1 -0,2 -28,1 -14,3 -2,0 -32,5 48,3 -0,3 -1,7 0,0 -0,8 -0,2 0,0 -6,2 -1,5 -0,2 0,0 -113,7 -12,5 15,5 Basisjahr 1990 K i -154,3 -21,2 -0,4 -14,0 -0,1 -0,5 0,3 -17,6 0,4 1,4 -138,7 -8,6 7,0 46,1 -3,1 -9,3 -1,5 -7,6 -0,5 0,0 -15,2 -10,2 -0,1 0,0 -347,7 283,6 -46,5 Basisjahr 2000 K i -32,9 -8,9 -0,2 -1,4 0,0 0,0 0,1 -15,4 -0,1 -37,6 -11,6 -1,2 -16,1 20,6 -0,2 -0,8 0,0 -0,4 -0,1 0,0 -5,2 -1,2 0,0 0,0 -112,6 -14,5 16,5 Freie Wahl 1990-2000 K i -152,2 -20,3 -0,4 -13,3 -0,1 -0,4 0,0 -19,1 0,0 -3,9 -126,6 -8,1 16,5 61,8 -3,0 -9,3 -1,4 -7,2 -0,5 0,0 -14,1 -11,6 -0,7 0,0 -314,1 239,0 -35,5

Mio. € Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstellung von Spaltund Brutstoffen Chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erdenb Metallerzeugung und -Bearbeitung Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau
a,b b a

10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

-37,4 -4,0 -0,1 -2,2 0,0 0,0 -0,3 -14,6 -0,1 9,0 -4,6 -1,8 -10,4 88,0 -0,2 -1,4 0,0 -0,6 -0,1 0,0 -5,1 -1,3 -0,2 0,0 12,5 168,1 29,5

-147,6 -17,5 -0,3 -13,8 -0,1 -0,5 0,4 -13,1 0,5 38,5 -129,0 -8,4 29,1 85,9 -3,0 -9,0 -1,5 -7,4 -0,5 0,0 -14,1 -10,0 -0,1 0,0 -221,6 464,2 -32,5

-26,1 -5,2 -0,1 -1,2 0,0 0,0 0,3 -10,9 -0,1 -0,5 -1,9 -1,0 6,0 60,3 -0,1 -0,5 0,0 -0,2 -0,1 0,0 -4,1 -1,0 0,0 0,0 13,5 166,1 30,4

-145,4 -16,6 -0,3 -13,1 -0,1 -0,4 0,2 -14,7 0,0 33,2 -116,9 -7,9 38,5 101,5 -2,9 -8,9 -1,4 -7,0 -0,5 0,0 -13,0 -11,4 -0,7 0,0 -188,0 419,7 -21,5

Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, -verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling Bergbau und Industrie gesamta,b Öffentliche Stromversorgunga Fernwärme

Bergbau, Industrie, Fernwärme und 210,1 210,1 210,1 210,1 -110,6 -110,6 -110,6 -110,6 öffentliche Stromversorgung 755 120 nachrichtlich: Gesamtkosten alternativer Instrumente a b Anmerkungen: einschließlich Umgruppierungen zwischen Bergbau, Industrie und öffentlicher Stromversorgung - einschließlich nicht-energiebedingter CO2-Emissionen

Quelle:

eigene Berechnungen

Auch hier zeigt sich erneut, dass sich aus der Wahl des Basisjahres ein entscheidender Einfluss auf die Kostenbelastung insbesondere der öffentlichen Stromerzeugung, aber auch der anderen Sektoren ergibt.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

Tabelle 3-45:

Zukaufsaldo der Allokationsvarianten mit Berücksichtigung spezifischer Aspekte bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“), 2010
WZ93 Baseline Referenz -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE Gleiche Minderung Kernenergie-Ausstattung IndustrieProzesse nach Bedarf Basisjahr 1998 Basisjahr 1990 Basisjahr 2000 Freie Wahl 1990-2000 Baseline Alternativ -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE Gleiche Minderung Kernenergie-Ausstattung IndustrieProzesse nach Bedarf Basisjahr 1998 I 2010 d t i -44,2 -7,9 -0,1 -2,3 0,0 0,0 -0,5 -19,2 -0,2 -28,1 -14,4 -2,0 -32,7 46,0 -0,3 -1,7 0,0 -0,8 -0,2 0,0 -6,2 -1,5 -0,2 0,0 -116,7 -46,2 15,5 Basisjahr 1990 K i -154,3 -21,4 -0,4 -14,0 -0,1 -0,5 0,3 -17,7 0,4 1,4 -138,8 -8,6 6,7 43,9 -3,1 -9,4 -1,5 -7,6 -0,5 0,0 -15,2 -10,2 -0,1 0,0 -350,8 249,9 -46,5 Basisjahr 2000 K i -32,9 -9,1 -0,2 -1,4 0,0 0,0 0,1 -15,5 -0,1 -37,6 -11,8 -1,2 -16,4 18,3 -0,2 -0,8 0,0 -0,4 -0,1 0,0 -5,2 -1,2 0,0 0,0 -115,6 -48,2 16,5 Freie Wahl 1990-2000 K i -152,2 -20,5 -0,4 -13,3 -0,1 -0,4 0,0 -19,3 0,0 -3,9 -126,7 -8,2 16,2 59,6 -3,0 -9,3 -1,4 -7,2 -0,5 0,0 -14,2 -11,6 -0,7 0,0 -317,2 205,4 -35,5

Mio. € Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstellung von Spaltund Brutstoffen Chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erdenb Metallerzeugung und -Bearbeitunga,b Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, -verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling Bergbau und Industrie gesamta,b Öffentliche Stromversorgunga Fernwärme
b a

10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

-37,4 -4,2 -0,1 -2,2 0,0 0,0 -0,3 -14,7 -0,1 9,0 -4,8 -1,8 -10,7 85,8 -0,2 -1,4 0,0 -0,6 -0,1 0,0 -5,1 -1,3 -0,2 0,0 9,4 134,4 29,5

-147,6 -17,7 -0,3 -13,8 -0,1 -0,5 0,4 -13,2 0,5 38,4 -129,1 -8,4 28,8 83,6 -3,0 -9,0 -1,5 -7,4 -0,5 0,0 -14,1 -10,0 -0,1 0,0 -224,6 430,5 -32,5

-26,1 -5,4 -0,1 -1,2 0,0 0,0 0,3 -11,1 -0,1 -0,6 -2,1 -1,0 5,7 58,1 -0,1 -0,5 0,0 -0,2 -0,1 0,0 -4,1 -1,0 0,0 0,0 10,5 132,4 30,4

-145,4 -16,8 -0,3 -13,1 -0,1 -0,4 0,2 -14,8 0,0 33,1 -117,0 -7,9 38,3 99,3 -2,9 -9,0 -1,4 -7,0 -0,5 0,0 -13,0 -11,4 -0,7 0,0 -191,1 385,9 -21,5

Bergbau, Industrie, Fernwärme und 173,3 173,3 173,3 173,3 -147,3 -147,3 -147,3 -147,3 öffentliche Stromversorgung Anmerkungen: a einschließlich Umgruppierungen zwischen Bergbau, Industrie und öffentlicher Stromversorgung - b einschließlich nicht-energiebedingter CO2-Emissionen

Quelle:

eigene Berechnungen

Die mit der Definition des Basisjahres einhergehenden Verteilungseffekte erweisen sich damit als deutlich stärker als die spezifischen Lösungsansätze für die Problemlagen des Kernenergieausstiegs oder der nicht-energiebedingten CO2-Emissionen. Dies gilt noch verstärkt unter der Maßgabe, dass die vorstellbaren Baseline-Entwicklungen eine nicht zu unterschätzende Bandbreite abbilden, die die Verteilungseffekte nachhaltig beeinflusst.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

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3.9.5

Allokationsvarianten auf Basis wertschöpfungsorientierter Kenngrößen

Tabelle 3-46 vermittelt einen Überblick über die Gesamtkosten der Allokationsvarianten auf der Basis wertschöpfungsorientierter Kenngrößen (vgl. Kapitel 3.6.5). Tabelle 3-46: Gesamtkosten der Allokationsvarianten auf Basis wertschöpfungsorientierter Kenngrößen bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“), 2010
WZ93 Baseline Referenz Baseline Alternativ -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE Gleiche Gleiche Erhöhung Energie-Faktorkosten Gleiche Gleiche Erhöhung Energie-Faktorkosten Minderung Minderung 2000 2010 2010 2000 2010 2010 (Zertifikate) (Zertifikate) (Maßnahmen (Zertifikate) (Zertifikate) (Maßnahmen + Zertifikate) + Zertifikate) Basisjahr 2000 2010 Mio. € Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstellung von Spaltund Brutstoffen Chemische Industrieb Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von b Steinen und Erden Metallerzeugung und -Bearbeitunga,b Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, -verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling Bergbau und Industrie gesamta,b Öffentliche Stromversorgunga Fernwärme
a

Basisjahr 2000

10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

-29,1 -6,4 -0,1 -1,3 0,0 0,0 0,3 -12,5 -0,1 -4,7 -5,3 -1,1 -1,0 48,4 -0,1 -0,6 0,0 -0,3 -0,1 0,0 -4,5 -1,1 0,0 0,0 -19,7 203,6 26,2

-29,1 -6,4 -0,1 -1,3 0,0 0,0 0,3 -12,5 -0,1 -4,7 -5,3 -1,1 -1,0 48,4 -0,1 -0,6 0,0 -0,3 -0,1 0,0 -4,5 -1,1 0,0 0,0 -19,7 198,0 31,7

8,9 -0,6 -0,1 -0,2 0,0 0,0 0,2 -4,3 0,1 13,4 17,6 -0,1 17,4 40,1 0,0 -0,2 0,0 -0,1 0,0 0,0 0,5 -0,2 0,0 0,0 92,3 93,8 24,0

9,3 3,9 0,1 0,2 0,0 0,0 0,2 4,9 0,1 13,0 10,7 0,3 22,1 37,7 0,1 0,3 0,0 0,2 0,0 0,0 1,4 0,2 0,0 0,0 104,6 82,3 23,2

-35,8 -10,1 -0,2 -1,5 0,0 0,0 0,1 -17,0 -0,1 -41,7 -15,0 -1,3 -23,1 8,6 -0,2 -0,9 0,0 -0,5 -0,1 0,0 -5,6 -1,3 0,0 0,0 -145,8 22,9 12,2

-35,8 -10,1 -0,2 -1,5 0,0 0,0 0,1 -17,0 -0,1 -41,7 -15,0 -1,3 -23,1 8,6 -0,2 -0,9 0,0 -0,5 -0,1 0,0 -5,6 -1,3 0,0 0,0 -145,8 17,4 17,8

2,2 -4,4 -0,2 -0,3 0,0 0,0 0,0 -8,7 0,0 -23,7 7,9 -0,4 -4,6 0,4 -0,1 -0,5 0,0 -0,3 -0,1 0,0 -0,7 -0,3 0,0 0,0 -33,8 -86,8 10,0

2,5 0,2 0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 0,4 0,0 -24,1 1,0 0,1 0,0 -2,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3 0,0 0,0 0,0 -21,5 -98,3 9,2 -110,6

Bergbau, Industrie, Fernwärme und 210,1 210,1 210,1 210,1 -110,6 -110,6 -110,6 öffentliche Stromversorgung 120 755 nachrichtlich: Gesamtkosten alternativer Instrumente a b Anmerkungen: einschließlich Umgruppierungen zwischen Bergbau, Industrie und öffentlicher Stromversorgung - einschließlich nicht-energiebedingter CO2-Emissionen

Quelle:

eigene Berechnungen

Die Auswertung zeigt zunächst, dass die Gesamtkosten bei einer Allokation auf Basis der Faktorkosten für Energie im Jahr 2000 weitgehend mit der Allokationsvariante übereinstimmen, die die gleiche Minderungsvorgabe für alle Sektoren vorsieht. Abweichungen ergeben sich hier lediglich im Bereich der Fernwärme und der öffentlichen Stromerzeugung, die aus den hier gesondert modellierten Energieträgerstrukturen resultieren. Im Ergebnis führt dies dazu, dass bei diesen Allokationsvarianten die Kostenbelastung: • • der öffentlichen Stromversorgung abnimmt bei der Fernwärme jedoch um den gleichen Betrag zunimmt

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Emissionshandelssystem für Deutschland

Wenn jedoch die prognostizierten Faktorkosten für Energie des Jahres 2010 zu Grunde gelegt und die Kosten der Emissionsminderung entweder über den Preis der Zertifikate oder über die sektorspezifische Kombination von eigenen Vermeidungsmaßnahmen und Zukauf von Zertifikaten ermittelt werden, so zeigt sich eine Verschiebung der Kostenbelastung von der öffentlichen Stromerzeugung und Fernwärme hin zum Verarbeitenden Gewerbe und übrigen Bergbau. Diese Allokationsvarianten führen dazu, dass • der Bergbau, die chemische Industrie, die Kokereien und die Verarbeitung von Mineralöl keine zusätzlichen Erlöse aus dem Emissionshandel mehr ziehen, sondern sich einer Kostenbelastung ausgesetzt sehen; die Belastung der Metallerzeugung und –bearbeitung trotz insgesamt stärkerer Belastung des Verarbeitenden Gewerbes nicht ansteigt, sondern geringer wird. Zukaufsaldo der Allokationsvarianten auf Basis wertschöpfungsorientierter Kenngrößen bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“), 2010
WZ93 Baseline Referenz Baseline Alternativ -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE Gleiche Gleiche Erhöhung Energie-Faktorkosten Gleiche Gleiche Erhöhung Energie-Faktorkosten Minderung Minderung 2000 2010 2010 2000 2010 2010 (Zertifikate) (Zertifikate) (Maßnahmen (Zertifikate) (Zertifikate) (Maßnahmen + Zertifikate) + Zertifikate) Basisjahr 2000 2010 Mio. € Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstellung von Spaltund Brutstoffen Chemische Industrieb Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von b Steinen und Erden Metallerzeugung und -Bearbeitung Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, -verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling Bergbau und Industrie gesamta,b Öffentliche Stromversorgunga Fernwärme
a,b a

•

Tabelle 3-47:

Basisjahr 2000

10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

-29,1 -6,6 -0,1 -1,3 0,0 0,0 0,3 -12,6 -0,1 -4,7 -5,5 -1,1 -1,3 46,1 -0,1 -0,6 0,0 -0,3 -0,1 0,0 -4,5 -1,1 0,0 0,0 -22,7 169,8 26,2

-29,1 -6,6 -0,1 -1,3 0,0 0,0 0,3 -12,6 -0,1 -4,7 -5,5 -1,1 -1,3 46,1 -0,1 -0,6 0,0 -0,3 -0,1 0,0 -4,5 -1,1 0,0 0,0 -22,7 164,3 31,7

8,9 -0,9 -0,1 -0,2 0,0 0,0 0,2 -4,4 0,1 13,4 17,5 -0,1 17,2 37,9 0,0 -0,2 0,0 -0,1 0,0 0,0 0,4 -0,2 0,0 0,0 89,3 60,1 24,0

9,3 3,7 0,1 0,2 0,0 0,0 0,2 4,8 0,1 13,0 10,6 0,3 21,8 35,5 0,1 0,3 0,0 0,2 0,0 0,0 1,4 0,2 0,0 0,0 101,6 48,6 23,2

-35,8 -10,3 -0,2 -1,5 0,0 0,0 0,1 -17,1 -0,1 -41,8 -15,1 -1,3 -23,4 6,4 -0,2 -0,9 0,0 -0,5 -0,1 0,0 -5,7 -1,3 0,0 0,0 -148,8 -10,8 12,2

-35,8 -10,3 -0,2 -1,5 0,0 0,0 0,1 -17,1 -0,1 -41,8 -15,1 -1,3 -23,4 6,4 -0,2 -0,9 0,0 -0,5 -0,1 0,0 -5,7 -1,3 0,0 0,0 -148,8 -16,3 17,8

2,2 -4,6 -0,2 -0,4 0,0 0,0 0,0 -8,9 0,0 -23,7 7,8 -0,4 -4,9 -1,9 -0,1 -0,5 0,0 -0,3 -0,1 0,0 -0,7 -0,4 0,0 0,0 -36,9 -120,5 10,0

2,5 0,0 0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 0,3 0,0 -24,1 0,9 0,0 -0,2 -4,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 0,0 0,0 0,0 -24,6 -132,0 9,2 -147,3

Bergbau, Industrie, Fernwärme und 173,3 173,3 173,3 173,3 -147,3 -147,3 -147,3 öffentliche Stromversorgung Anmerkungen: a einschließlich Umgruppierungen zwischen Bergbau, Industrie und öffentlicher Stromversorgung - b einschließlich nicht-energiebedingter CO2-Emissionen

Quelle:

eigene Berechnungen

Da diese Allokationsvarianten definitionsgemäß auf eine gleichmäßigere Verteilung der Zusatzkosten abzielen, ergibt sich nur eine geringe Spreizung zwischen den Branchen

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Emissionshandelssystem für Deutschland

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mit Zusatzkosten und Sektoren mit Zusatzerlösen. Während die Zusatzkosten der öffentlichen Stromversorgung bei den im Kapitel 3.6.2 bzw. 3.9.2 beschriebenen Allokationsvarianten sich für die Baseline „Referenz“ in der Bandbreite von 200 bis 500 Mio. € bewegen, werden bei Allokationsvarianten unter Berücksichtigung der Faktorkosten für Energie (vgl. Kapitel 3.6.5 und 3.9.5) bei sonst gleichen Rahmensetzungen teilweise nur Zusatzkosten von 80 bis 90 Mio. € errechnet. Ähnliche Größenordnungseffekte zeigen sich auch für die anderen Sektoren, die typischerweise durchweg mit Zusatzkosten konfrontiert sind (z.B. die Metallerzeugung und –bearbeitung). Eine Auswertung der Zukaufssalden zeigt, dass bei den letzten beiden Allokationsvarianten weiterhin – wie bei einer Allokation auf Basis gleichmäßiger Minderungsvorgaben – die Minderungsziele im Verarbeitenden Gewerbe und im Bergbau überwiegend über den Zukauf von Emissionsrechten nachgewiesen werden. Der Anteil der eigenen Vermeidungsmaßnahmen in der öffentlichen Stromerzeugung nimmt jedoch anteilsmäßig bei diesen Varianten zu. Die Fernwärme deckt den Minderungsbedarf vollständig durch zugekaufte Zertifikate ab. 3.9.6 Spezifische Allokationsvarianten für die öffentliche Stromversorgung

Die nach Kraftwerkstypen differenzierte Betrachtung der öffentlichen Stromversorgung lässt eine Kostenanalyse nach Gesamtkosten und Zukaufsaldo wie bei den anderen betrachteten Allokationsvarianten nicht zu, da unter anderem der Brennstoffwechsel eine der wichtigen Emissionsminderungsoptionen darstellt. Tabelle 3-48 zeigt daher nur das hypothetische Zukaufsaldo für die verschiedenen Kraftwerkstypen unter der Annahme, dass keinerlei Anpassungsreaktionen im Kraftwerkspark erfolgen würden, also über das Business as usual hinaus keine Emissionsminderungen mehr erfolgen. Im Vergleich der Kosten für den Zertifikatserwerb für die Braun- und Steinkohlenkraftwerke in der Allokationsvariante mit brennstoffdifferenzierten Benchmarks zeigt sich deutlich der Effekt unterschiedlich weit fortgeschrittener Modernisierungszyklen. Während im Bereich der Braunkohlenkraftwerke bereits ein größerer Teil des Kraftwerksparks modernisiert wurde, stehen die Erneuerungszyklen für Steinkohlenkraftwerke noch bevor. Da die Benchmarks jedoch auf der Basis zeitnaher Durchschnittsemissionen für den jeweiligen Kraftwerkstyp ermittelt wurden, ergibt sich für die Steinkohlenkraftwerke bei dieser Variante eine höhere Ausstattung mit Zertifikaten und damit ein niedrigerer Zukaufbedarf als bei Braunkohlenkraftwerken – immer unter der Voraussetzung, dass keine weiteren Minderungsmaßnahmen ergriffen werden. Auch für die Gaskraftwerke, die wegen des noch beträchtlichen Anteils von Anlagen mit schlechter Effizienz noch vergleichsweise hohe Durchschnittsemissionen aufweisen, ergibt sich nur ein geringer Zukaufbedarf.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

Tabelle 3-48:

Zukaufsaldo der spezifischen Allokationsvarianten für die öffentliche Stromversorgung (ohne Berücksichtigung von Vermeidungsmaßnahmen) bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2, 2010
Baseline Referenz -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE Benchmark-Ausstattung Öffentl. Stromerz. brennstoffgesamt/ BAT-orientiert -21 Mio. t differenziert Kombination Basisjahr 1998 2010 Mio. € Baseline Alternativ -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE Benchmark-Ausstattung Öffentl. Stromerz. brennstoffgesamt/ BAT-21 Mio. t differenziert Kombination orientiert Basisjahr 1998

Steinkohle

a a

Braunkohlen Übrige feste Brennstoffe

135,9 172,6 1,8

145,9 191,9 2,4

63,0 299,1 1,3

118,4 137,6 0,1 -0,4 88,6

62,6 79,8 1,0 0,9 17,3

72,5 99,0 1,5 0,9 -12,5

-10,4 206,2 0,5 0,1 -35,0

45,0 44,7 -0,8 -0,9 73,4

Heizöl 1,4 1,4 0,6 Gase 32,5 2,7 -19,8 a Anmerkungen: einschließlich Umgruppierungen zwischen Bergbau, Industrie und öffentlicher Stromversorgung

Quelle: eigene Berechnungen

Beim Übergang zu einem Benchmark-System, dass sowohl nach Kraftwerkstypen differenziert als auch die Unterschreitung der Durchschnittsemissionen aller fossilen Kraftwerke zur Bedingung macht, verstärkt sich der genannte Trend. Der Zukaufbedarf für Braunkohlenkraftwerke erhöht sich, der für Steinkohlenkraftwerke verringert sich und für die Gaskraftwerke ergibt sich sogar eine Verkaufsposition. Der Vergleich der Berechnungsergebnisse für die an bestverfügbaren Technologien orientierten Benchmarks zeigt dagegen, dass sich schnelle technologische Verbesserungen in erheblichem Maße auf die Zukaufsalden auswirken. Die Differenzen zwischen den spezifischen Emissionen des existierenden Kraftwerksparks (differenziert nach Brennstoffen) und den mit neuesten Technologien erreichbaren Zielwerten liegen für Kohlenkraftwerke deutlich unter dem Wert bei Gaskraftwerken. Entsprechend resultieren für die Gaskraftwerke deutlich höhere Aufwendungen für den Zukauf von Emissionszertifikaten. Auch hier hat eine veränderte Baseline nur wenig Einfluss auf das grundsätzliche Muster, allerdings ergeben sich meist deutlich geringere Kostenvolumina für den Erwerb zusätzlicher Zertifikate. Im Ergebnis bleibt festzuhalten, dass die Variation zwischen Benchmarks, die über historische Emissionen ermittelt werden und auf unterschiedliche Bezugsgrößen normiert werden (brennstoffdifferenziert bzw. Durchschnitt der fossilen Kraftwerke) im Wesentlichen auf die Verteilung des Zukaufsbedarfs zwischen Stein- und Braunkohlenkraftwerken hinausläuft. Eine Orientierung der Benchmarks an bestverfügbaren Technologien führt (vor allem wegen des Ausgangsniveaus und des besonders schnellen technischen Fortschritts) vor allem zu einem höheren Zukaufbedarf für Gaskraftwerke, wiederum unter der hypothetischen Maßgabe, dass keine weiteren Vermeidungspotenziale umgesetzt werden.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

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3.9.7

Allokation mit Teilauktionierung

Tabelle 3-49 gibt einen Überblick über die Gesamtkosten der Allokationsvariante mit Teilauktionierung in Abhängigkeit vom Basisjahr und der zugrunde gelegten Baseline (vgl. Kapitel 3.6.7). Tabelle 3-49: Gesamtkosten der Allokationsvarianten mit Teilauktionierung bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“), 2010
WZ93 Baseline Referenz -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE Gleiche Auktionierung 15% Minderung Basisjahr 2000 Basisjahr 1990 2010 Mio. € Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe
a

Baseline Alternativ -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE Gleiche Auktionierung 15% Minderung Basisjahr 2000 Basisjahr 1990 2010 Mio. € -121,2 -12,3 -0,2 -11,9 -0,1 -0,4 0,5 -8,3 0,5 20,4 -102,2 -7,2 45,0 112,6 -2,5 -7,6 -1,3 -6,3 -0,4 0,0 -11,3 -8,6 -0,1 0,0 -122,9 660,8 -13,5 524,4 -635,0 Basisjahr 2000

Basisjahr 2000

10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

-29,1 -6,4 -0,1 -1,3 0,0 0,0 0,3 -12,5 -0,1 -4,7 -5,3 -1,1 -1,0 48,4 -0,1 -0,6 0,0 -0,3 -0,1 0,0 -4,5 -1,1 0,0 0,0 -19,7 203,6 26,2 210,1 0,0

-114,5 -8,6 -0,2 -11,7 -0,1 -0,4 0,7 -3,8 0,5 57,4 -92,5 -6,9 67,0 152,4 -2,4 -7,3 -1,3 -6,2 -0,4 0,0 -10,2 -8,4 -0,1 0,0 3,2 841,4 0,5 845,1 -635,0

-8,9 2,2 0,0 -0,8 0,0 0,0 0,6 -1,9 0,0 23,5 17,9 -0,5 47,0 130,2 0,1 0,2 0,0 0,1 0,0 0,0 -1,5 -0,5 0,0 0,0 207,5 582,4 55,2 845,1 -635,0

-35,8 -10,1 -0,2 -1,5 0,0 0,0 0,1 -17,0 -0,1 -41,7 -15,0 -1,3 -23,1 8,6 -0,2 -0,9 0,0 -0,5 -0,1 0,0 -5,6 -1,3 0,0 0,0 -145,8 22,9 12,2 -110,6 0,0

-15,7 -1,6 -0,1 -0,9 0,0 0,0 0,4 -6,4 0,0 -13,5 8,2 -0,7 24,9 90,4 0,0 -0,2 0,0 -0,1 -0,1 0,0 -2,7 -0,7 0,0 0,0 81,4 401,8 41,2 524,4 -635,0

Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstellung von Spaltund Brutstoffen Chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von b Steinen und Erden Metallerzeugung und -Bearbeitung Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau
a,b b

Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, -verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling Bergbau und Industrie gesamt Öffentliche Stromversorgung Fernwärme Bergbau, Industrie, Fernwärme und öffentliche Stromversorgung Staat (Auktionierung)
a a,b

755 120 nachrichtlich: Gesamtkosten alternativer Instrumente a b Anmerkungen: einschließlich Umgruppierungen zwischen Bergbau, Industrie und öffentlicher Stromversorgung - einschließlich nicht-energiebedingter CO2-Emissionen

Quelle:

eigene Berechnungen

Die Zusammenstellung zeigt, dass die Belastung mit zusätzlichen Kosten bei einer Teilauktionierung • im Verarbeitenden Gewerbe insgesamt, sowie besonders bei der Metallerzeugung und -bearbeitung und in der öffentlichen Stromerzeugung um ein Mehrfaches zunimmt;

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Emissionshandelssystem für Deutschland

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im Bergbau, der chemischen Industrie und bei der Fernwärmeerzeugung je nach Basisjahr entweder signifikant ab- oder zunimmt (bei Basisjahr 1990 Abnahme, bei Basisjahr 2000 Zunahme, bei der chemischen Industrie entsprechend umgekehrt).

Gleichzeitig muss jedoch darauf hingewiesen werden, dass für eine geschlossene Kostenbilanz im Fall der Teilauktionierung die Rückverteilung der staatlichen Einnahmen mit berücksichtigt werden müsste, die im Rahmen der hier vorliegenden Studie nicht untersucht werden konnte. Tabelle 3-50: Zukaufsaldo der Allokationsvarianten mit Teilauktionierung bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“), 2010
WZ93 Baseline Referenz -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE Gleiche Auktionierung 15% Minderung Basisjahr 2000 Basisjahr 1990 2010 Mio. € Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Ernährungsgewerbe Tabakverarbeitung Textilgewerbe Bekleidungsgewerbe Ledergewerbe
a

Baseline Alternativ -45 Mio. t CO2 ggü. 1998 orientiert an KWK-SVE Gleiche Auktionierung 15% Minderung Basisjahr 2000 Basisjahr 1990 2010 Mio. € -121,2 -12,5 -0,2 -11,9 -0,1 -0,4 0,5 -8,4 0,5 20,3 -102,3 -7,2 44,7 110,4 -2,5 -7,6 -1,3 -6,3 -0,4 0,0 -11,4 -8,6 -0,1 0,0 -126,0 627,1 -13,5 487,7 -635,0 Basisjahr 2000

Basisjahr 2000

10 bis 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

-29,1 -6,6 -0,1 -1,3 0,0 0,0 0,3 -12,6 -0,1 -4,7 -5,5 -1,1 -1,3 46,1 -0,1 -0,6 0,0 -0,3 -0,1 0,0 -4,5 -1,1 0,0 0,0 -22,7 169,8 26,2 173,3 0,0

-114,5 -8,8 -0,2 -11,7 -0,1 -0,4 0,7 -3,9 0,5 57,4 -92,6 -7,0 66,7 150,2 -2,4 -7,3 -1,3 -6,2 -0,4 0,0 -10,2 -8,4 -0,1 0,0 0,1 807,7 0,5 808,4 -635,0

-8,9 2,0 0,0 -0,8 0,0 0,0 0,6 -2,0 0,0 23,5 17,8 -0,5 46,7 127,9 0,1 0,1 0,0 0,1 0,0 0,0 -1,6 -0,6 0,0 0,0 204,5 548,7 55,2 808,4 -635,0
b

-35,8 -10,3 -0,2 -1,5 0,0 0,0 0,1 -17,1 -0,1 -41,8 -15,1 -1,3 -23,4 6,4 -0,2 -0,9 0,0 -0,5 -0,1 0,0 -5,7 -1,3 0,0 0,0 -148,8 -10,8 12,2 -147,3 0,0

-15,7 -1,8 -0,1 -1,0 0,0 0,0 0,4 -6,5 0,0 -13,6 8,1 -0,7 24,6 88,2 0,0 -0,2 0,0 -0,1 -0,1 0,0 -2,7 -0,7 0,0 0,0 78,3 368,1 41,2 487,7 -635,0

Holzgewerbe (ohne Herstellung von Möbeln) Papiergewerbe Verlagsgewerbe, Druckgewerbe, Vervielfältigung Kokerei, Mineralölverarbeitung, Herstellung von Spaltund Brutstoffen Chemische Industrie Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von b Steinen und Erden Metallerzeugung und -Bearbeitung Herstellung von Metallerzeugnissen Maschinenbau Herstellung von Büromaschinen, DV-Geräten und -einrichtungen Herstellung von Geräten der Elektrizitätserzeugung, -verteilung Rundfunk-, TV- und Nachrichtentechnik Medizin-, Meß-, Steuer-/Regelungstechnik, Optik Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen Sonstiger Fahrzeugbau Herstellung von Möbeln, Schmuck, Musik, Sportgeräten Recycling Bergbau und Industrie gesamt Öffentliche Stromversorgung Fernwärme Bergbau, Industrie, Fernwärme und öffentliche Stromversorgung Staat (Auktionierung)
a a a,b a,b b

Anmerkungen: einschließlich Umgruppierungen zwischen Bergbau, Industrie und öffentlicher Stromversorgung - einschließlich nicht-energiebedingter CO2-Emissionen

Quelle:

eigene Berechnungen

Eine Auswertung des Zukaufsaldos der Allokationsvarianten mit Teilauktionierung (Tabelle 3-50) zeigt, dass die Teilauktionierung naturgemäß den Zukaufbedarf der verschiedenen Branchen erheblich erhöht. In der Baseline-Variante „Referenz“ und basierend auf gleichmäßiger Verteilung bei einem späten Basisjahr (2000) verbleiben danach

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Emissionshandelssystem für Deutschland

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nur noch sehr wenige Sektoren, die (mit eher geringfügigen Volumina) auf der Verkäuferseite stehen. 3.9.8 Zusammenfassung

Sowohl der Gesamtkostenvergleich als auch ein Vergleich der Zu- und Verkaufssalden für die einzelnen Branchen zeigt, dass sich mit den unterschiedlichen Allokationsvarianten gravierende Unterschiede ergeben, wenn auch hervorgehoben werden soll, dass im Vergleich zu alternativen Instrumenten mit gleicher Zielerreichung für die meisten Branchen mit dem Emissionshandel Kostenvorteile erzielt werden können. Insgesamt können sich diese Entlastungen auf Werte zwischen 230 und 545 Mio. € im Jahr 2010 summieren. Die Verteilungsprobleme betreffen letztlich alle am Emissionshandel teilnehmenden Branchen, einige Sektoren sollen wegen ihrer besonderen Bedeutung jedoch gesondert betrachtet werden.42 • Für den Bergbau ergeben sich für das Jahr 2010 fast durchweg Zusatzerlöse aus der Vermarktung nicht benötigter Zertifikate. Die Bandbreite bewegt sich hier von einer Kostenentlastung in der Größenordnung von 150 Mio. € (bei gleichförmigen Minderungsvorgaben und frühen Basisjahren) bis zu einer leichten Zusatzkostenbelastung von etwa 9 Mio. € im Jahr 2010 (wertschöpfungsorientierte Allokationsvarianten). Ein ähnliches Muster ergibt sich für die chemische Industrie. Auch hier sind überwiegend Kostenentlastungen zu konstatieren, die eine Größenordnung von ca. 135 Mio. € erreichen können (bei gleichförmigen Minderungsvorgaben und frühen Basisjahren). Allein bei den wertschöpfungsorientierten Allokationsvarianten oder Teilauktionierungen ergeben sich auch für diesen Sektor Zusatzkosten von ca. 17 Mio. €. Für eine Reihe vom Emissionsvolumen weniger herausragender Branchen (Ernährungsgewerbe, Papiergewerbe, Fahrzeugbau) ergeben sich ähnliche Muster, wenn auch mit deutlich geringen Volumina bei den Kostenentlastungen. Im Gegensatz dazu führen gleichförmige Minderungsvorgaben mit frühen Basisjahren für den Sektor Glasgewerbe, Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden im Jahr 2010 zu Zusatzkosten (bis zu 39 Mio. €), entsprechende Varianten mit späten Basisjahren zu leichten Kostenentlastungen. Ein entsprechendes Muster ergibt sich auch für wertschöpfungsorientierte Allokationsverfahren. Einen weiteren kritischen Sektor bildet die Metallerzeugung und –bearbeitung. Auch dieser Sektor würde eher von späten Basisjahren profitieren, obwohl hier durchweg Zusatzkosten zu bilanzieren sind, die sich bei frühen Basisjahren und höAlle folgenden Angaben beziehen sich jeweils auf die Standardvariante, also ein Zertifikatspreisniveau von 10 €/t CO2 und die Vermeidungskostenoption „Pragmatic approach“. Die gesamten Ergebnisdaten sind im Anhang zusammengestellt.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

heren Minderungsvorgaben auf bis zu 190 Mio. € belaufen können, bei späten Basisjahren und gleichförmigen oder wertschöpfungsorientierten Allokationsverfahren aber auf knapp 38 Mio. € vermindern. Sofern die Baseline-Entwicklung geringer ausfällt, als in der „Referenz“-Variante angenommen, verringern sich die Zusatzkosten bis auf Null bzw. entstehen leichte Kostenentlastungen. • Vor dem Hintergrund des dominierenden Emissionsanteils kommt der öffentlichen Stromerzeugung eine herausragende Rolle zu. Angesichts der bisher erreichten (vergleichsweise geringen) Emissionsminderungen entstehen bei allen Allokationsvarianten mit frühen Basisjahren Zusatzkosten, die im Jahr (unter Auslassung der Auktionsvarianten) bis zu 500 Mio. € betragen können. Sofern die Minderungsvorgaben für die öffentliche Stromerzeugung (zum Beispiel über – wie aus praktischen Gründen zu erwarten – zeitnahe Basisjahre bei weitgehender Ausklammerung von Early action) im Vergleich zu den anderen Sektoren reduziert werden (was natürlich dort zu höheren Belastungen bzw. geringen Entlastungen führt) oder wertschöpfungsorientierte Allokationsansätze verfolgt werden, reduzieren sich diese Zusatzkosten erheblich und belaufen sich dann im Jahr 2010 auf ca. 80 Mio. €. Unter Maßgabe einer Baseline mit geringeren CO2-Emissionen können sich dabei auch Konstellationen ergeben, bei denen sich für die öffentliche Stromversorgung Kostenentlastungen in der Größenordnung von 90 Mio. € ergeben.

Abbildung 3-12: Gesamtkosten bzw. -erlöse der Branchen mit großen Emissionsanteilen bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“ sowie Referenz-Baseline), 2010
15% Auktionierung (BJ 2000) 15% Auktionierung (BJ 1990) Energie-Faktorkosten inkl. eigener Maßnahmen (2010) Energie-Faktorkosten (2010) Energie-Faktorkosten (2000) Kernenergie-Zuschlag (BP 1990-2000) Kernenergie-Zuschlag (BP 2000) Kernenergie-Zuschlag (BJ 1990) Industrieprozesse nach Bedarf (BJ 1998 SVE) Stromwirtschaft & FW -15 Mio. t CO2 (Basisjahr 2000) Stromwirtschaft & FW -15 Mio. t CO2 (Basisjahr 1990) Stromwirtschaft & FW -22 Mio. t CO2 (Basisjahr 1998) Frei wählbares Basisjahr 1990-2000 Basisjahr 2000 Basisjahr 1990 -400 Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Chemische Industrie Metallerzeugung und -Bearbeitung -200 0 200 400 600 800 Mio. € 1.000

Kokereien & Mineralölverarbeitung Glasgew., Keramik, Verarb. von Steinen und Erden Öffentliche Stromversorgung

Quelle:

eigene Berechnungen

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Emissionshandelssystem für Deutschland

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Die Abbildung 3-12 zeigt die über die Ausgestaltung der Allokation gestaltbare Bandbreite der Gesamtkostenverteilung für die Branchen mit den größten Emissionsanteilen für die Referenz-Baseline im Überblick. Eine Sensitivitätsanalyse für eine veränderte Business as usual-Entwicklung in der Baseline „Alternativ“ zeigt, dass die Zusatzkosten bzw. -erlöse sich dabei um etwa ein Viertel verändern und sich im Unterschied zur Referenz-Baseline nunmehr für einige Branchen teilweise Kostenentlastungen ergeben (Abbildung 3-13). Abbildung 3-13: Gesamtkosten bzw. -erlöse der Branchen mit großen Emissionsanteilen bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“ sowie Alternativ-Baseline), 2010
15% Auktionierung (BJ 2000) 15% Auktionierung (BJ 1990) Energie-Faktorkosten inkl. eigener Maßnahmen (2010) Energie-Faktorkosten (2010) Energie-Faktorkosten (2000) Kernenergie-Zuschlag (BP 1990-2000) Kernenergie-Zuschlag (BP 2000) Kernenergie-Zuschlag (BJ 1990) Industrieprozesse nach Bedarf (BJ 1998 SVE) Stromwirtschaft & FW -15 Mio. t CO2 (Basisjahr 2000) Stromwirtschaft & FW -15 Mio. t CO2 (Basisjahr 1990) Stromwirtschaft & FW -22 Mio. t CO2 (Basisjahr 1998) Frei wählbares Basisjahr 1990-2000 Basisjahr 2000 Basisjahr 1990 -400 Bergbau/Gew. von Steinen und Erden Chemische Industrie Metallerzeugung und -Bearbeitung -200 0 200 400 600 800 Mio. € 1.000

Kokereien & Mineralölverarbeitung Glasgew., Keramik, Verarb. von Steinen und Erden Öffentliche Stromversorgung

Quelle:

eigene Berechnungen

Dagegen zeigte eine Auswertung der Kostensituation für die Branchen mit mittleren Emissionsvolumina (dies sind überwiegend die für die Entwicklung der Bruttowertschöpfung besonders relevanten Branchen) bereits im Fall der Referenz-Baseline überwiegend Kostenentlastungen, wenn auch in deutlich geringeren Größenordnungen (Abbildung 3-14. Bei einer veränderten Baseline-Entwicklung entsprechend der Alternativ-Variante erhöhen sich für diese Branchen natürlich die Zusatzerlöse (um ca. 20 %), nur noch in Ausnahmefällen entstehen für diesen Fall noch Zusatzkosten (Abbildung 3-15).

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Emissionshandelssystem für Deutschland

Abbildung 3-14: Gesamtkosten bzw. –erlöse der Branchen mit mittleren Emissionsanteilen bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“ sowie Referenz-Baseline), 2010
15% Auktionierung (BJ 2000) 15% Auktionierung (BJ 1990) Energie-Faktorkosten inkl. eigener Maßnahmen (2010) Energie-Faktorkosten (2010) Energie-Faktorkosten (2000) Kernenergie-Zuschlag (BP 1990-2000) Kernenergie-Zuschlag (BP 2000) Kernenergie-Zuschlag (BJ 1990) Industrieprozesse nach Bedarf (BJ 1998 SVE) Stromwirtschaft & FW -15 Mio. t CO2 (Basisjahr 2000) Stromwirtschaft & FW -15 Mio. t CO2 (Basisjahr 1990) Stromwirtschaft & FW -22 Mio. t CO2 (Basisjahr 1998) Frei wählbares Basisjahr 1990-2000 Basisjahr 2000 Basisjahr 1990 -25 Ernährungsgewerbe Papiergewerbe Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen -20 -15 -10 -5 Textilgewerbe Maschinenbau Sonstiger Fahrzeugbau 0 5 Mio. € 10

Quelle:

eigene Berechnungen

Abbildung 3-15: Gesamtkosten bzw. -erlöse der Branchen mit mittleren Emissionsanteilen bei einem Zertifikatspreis von 10 €/t CO2 (Vermeidungskostenvariante „Pragmatic approach“ sowie Alternativ-Baseline), 2010
15% Auktionierung (BJ 2000) 15% Auktionierung (BJ 1990) Energie-Faktorkosten inkl. eigener Maßnahmen (2010) Energie-Faktorkosten (2010) Energie-Faktorkosten (2000) Kernenergie-Zuschlag (BP 1990-2000) Kernenergie-Zuschlag (BP 2000) Kernenergie-Zuschlag (BJ 1990) Industrieprozesse nach Bedarf (BJ 1998 SVE) Stromwirtschaft & FW -15 Mio. t CO2 (Basisjahr 2000) Stromwirtschaft & FW -15 Mio. t CO2 (Basisjahr 1990) Stromwirtschaft & FW -22 Mio. t CO2 (Basisjahr 1998) Frei wählbares Basisjahr 1990-2000 Basisjahr 2000 Basisjahr 1990 -25 Ernährungsgewerbe Papiergewerbe Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen -20 -15 -10 Textilgewerbe Maschinenbau Sonstiger Fahrzeugbau -5 0 5 Mio. € 10

Quelle:

eigene Berechnungen

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Emissionshandelssystem für Deutschland

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Die analysierten Varianten für spezielle Problemlagen (nicht-energiebedingte CO2Emissionen, vorzeitiges Auslaufen der Kernenergie) führen mit dem Zeithorizont 2010 insgesamt nur zu geringen Änderungen bei den Kosten sowie den Zukauf/Verkaufspositionen. Gerade vor diesem Hintergrund ergibt sich die Frage, ob und ab welchem Umfang sich der Aufwand für entsprechende Spezialregelungen im Gesamtsystem durch die jeweiligen Kostenentlastungen für die entsprechenden Branchen rechtfertigen lässt. Verfahren mit einer Teilauktion der zuzuteilenden Emissionsrechte vermindern die Spreizung zwischen Zusatzkosten und –erträgen wesentlich, wobei sich die endgültigen Verteilungseffekte hier vor allem aus den Verfahren der (Re-)Distribution der eingenommenen Mittel ergeben, die im Rahmen der hier vorliegenden Studie nicht untersucht werden konnten. Die Verteilungseffekte bzw. die Spreizung zwischen Zusatzkosten und Kostenentlastungen können – sofern dies grundsätzlich für sinnvoll erachtet wird – auf unterschiedliche Weise abgemildert werden. Entweder durch die Wahl einer zeitnahen Basisperiode und/oder durch die sektorale Differenzierung der Minderungsvorgaben auf Basis von Aushandlungen oder in Abhängigkeit von wertschöpfungsorientierten Kenngrößen. Während eine zeitnahe Basisperiode die Praktikabilität des Systems erhöhen dürfte, sind sektorale Differenzierungen vor allem aus Sicht der Transparenz und der Praktikabilität des Systems kritisch zu sehen. Dies gilt um so mehr, als die Spreizung zwischen „Käufern“ und „Verkäufern“ sich nicht auf die Branchenebene beschränkt, sondern sich innerhalb der jeweiligen Branchen fortsetzt. Die gegebenenfalls aus einer zeitnahen Basisperiode und über alle Sektoren einheitlichen Minderungsvorgaben (Erfüllungsfaktoren) resultierenden Probleme für besondere Konstellationen (hierzu gehört auch die Frage von Wettbewerbsverzerrungen durch eine fehlende Berücksichtigung von „Early Action“) sollten eher auf Einzelfallbasis gelöst und die entsprechenden Ausnahmetatbestände auf das unbedingt notwendige Maß begrenzt werden.

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Emissionshandelssystem für Deutschland

4 4.1

Wirtschaftliche Auswirkungen alternativer Allokationsverfahren Vorbemerkung

Eine wichtige Frage ist, welche Auswirkungen die in den vorangegangenen Abschnitten diskutierten Varianten der Erstverteilung von Emissionsrechten auf die wirtschaftliche Entwicklung der Sektoren und insbesondere auf die Beschäftigung haben. Eine quantitative Analyse dieser Effekte mit einem computergestützten Modell war im Rahmen dieser Studie nicht angestrebt oder möglich. Es sollen jedoch einige qualitative Überlegungen angestellt werden, welche Prozesse durch unterschiedliche Allokationsverfahren in Gang gesetzt werden. Dabei muss einerseits zwischen einzel- und gesamtwirtschaftlichen Anpassungsreaktionen unterschieden werden, andererseits zwischen kurz- und langfristigen Veränderungen. Im ersten Abschnitt werden einige theoretische Vorüberlegungen unternommen, die den Sinn sowie Implikationen dieser Unterscheidungen erläutern. Im darauf folgenden Abschnitt wird eine Analyse der einzelwirtschaftlichen Anpassungsmöglichkeiten vorgenommen. Daran schließt eine Darstellung der gesamtwirtschaftlichen Anpassungsmechanismen an. 4.2 Erstverteilung und wirtschaftliche Theorie

Bei der Analyse der wirtschaftlichen Auswirkungen klimapolitischer Maßnahmen ist es hilfreich, analytisch zwischen einzel- und gesamtwirtschaftlichen Anpassungsprozessen zu unterscheiden. Bei den einzelwirtschaftlichen Reaktionen wird davon ausgegangen, dass die Energienutzer die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen wie Löhne, Zinssätze, Wechselkurse oder das Nachfrageverhalten auf ihren Absatzmärkten als gegeben annehmen und ihr Verhalten innerhalb dieser Rahmenbedingungen optimieren. Unternehmen sind bemüht, langfristig ihre Gewinne und damit den Unternehmenswert zu maximieren. Dies impliziert, dass sie versuchen, einen gegebenen Output mit den geringstmöglichen Kosten herzustellen. Bei diesen Überlegungen sind folgende Grundsätze zu berücksichtigen. • Nur solche Kosten und Erträge werden bei einer Entscheidung berücksichtigt, die durch diese Entscheidung verändert werden, d.h. relevant sind hier die variablen Kosten. Welche Kosten als variabel anzusehen sind, hängt von der jeweiligen Entscheidungssituation ab. Dies soll am Beispiel der Entscheidung erläutert werden, ob die Produktion in einer bestehenden Anlage aufrecht erhalten werden soll, wenn sich Kostenkomponenten verändern. Fixkosten, wie die Kapitalkosten dieser Anlage, fließen in diese Entscheidung nicht ein, wenn unterstellt wird, dass eine existierende Anlage in der Regel nur zu einem Bruchteil der Investitionskosten verkauft werden kann und die Investitionsausgaben daher als „Sunk costs“ zu betrachten sind. Würde die Anlage stillgelegt, wären die Investitionskosten vollständig verloren. Daher wird die Produktion in einer vorhandenen Anlage so lange aufrecht erhalten, wie die Erträge der Produktion die flexiblen Produktionskosten übersteigen, auch wenn die Kapitalrendite der Anlage unter den normalerweise vom Unternehmen geforderten Satz sinkt. Denn auch in diesem Fall wird ein Überschuss erzielt,

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der zur Deckung der fixen Kosten beiträgt, d.h. die Produktion leistet einen positiven Kostendeckungsbeitrag.43 Anders im Fall einer Neuinvestition: da hier auch die Kapitalkosten durch die Entscheidung betroffen werden, werden sie im Rentabilitätskalkül berücksichtigt, und die erwartete Kapitalrendite wird zum wesentlichen Kriterium der Investitionsentscheidung. Dieser Punkt wird weiter unten nochmals aufgegriffen. • Entscheidungsrelevant für die Bestimmung des Produktionsvolumens in einer bestehenden Anlage sind die sogenannten Grenzkosten, d.h. die variablen Zusatzkosten der letzten produzierten Einheit. Solange diese Kosten niedriger sind als der Erlös der aus dem Verkauf dieser Einheit erzielt werden kann (d.h. der Preis des Produktes), lohnt eine Ausweitung der Menge und umgekehrt. Bei wirtschaftlichen Entscheidungen wird das so genannte Opportunitätskostenprinzip zugrunde gelegt. Das bedeutet, dass nicht nur die Kosten von denjenigen Produktionsfaktoren berücksichtigt werden, die infolge der Entscheidung zugekauft werden müssen, sondern auch solcher Ressourcen, die bereits im Unternehmen vorhanden sind, aber anderweitig (z.B. für eine andere, profitablere Produktlinie) genutzt oder verkauft werden könnten.

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Diese Prinzipien führen zu einigen zunächst paradox erscheinenden Konsequenzen bei der Analyse unterschiedlicher Verfahren für die Erstverteilung von Emissionsrechten. Im folgenden werden drei unterschiedliche Entscheidungssituationen betrachtet: die Entscheidung über die Stilllegung einer Anlage, die Bestimmung des optimalen Produktionsniveaus in einer laufenden Anlage sowie über Ersatz- bzw. Neuinvestitionen. • Die Stilllegung einer Anlage ist einzelwirtschaftlich sinnvoll, wenn ihr Kostendeckungsbeitrag negativ ist. Die kostenlose Zuteilung von Emissionsrechten fließt in diese Entscheidung nur dann ein, wenn sie an den Betrieb der Anlage gekoppelt ist. In diesem Fall stellt der Wert der kostenlos erhaltenen Zertifikate einen Ertrag des Betriebs dieser Anlage dar und kann dazu führen, dass die Produktion aufrecht erhalten wird, selbst wenn die variablen Produktionskosten den Verkaufserlös überschreiten und Verluste entstehen. Können hingegen zugeteilte Emissionsrechte vom Eigentümer der stillgelegten Anlage verwertet werden, so entfällt der Anreiz bei einer kostenlosen Zuteilung von Emissionsrechten, eine bestehende Anlage weiter zu betreiben. Für die Bestimmung des Produktionsniveaus in einer bestehenden Anlage hingegen ist es unerheblich, ob die Anfangsausstattung an Zertifikaten kostenlos vergeben oder verkauft wird. Auch bei einer kostenlosen Vergabe entstehen durch die Nutzung von Emissionsrechten Opportunitätskosten, falls diese verkauft werden können, wenn sie nicht benötigt werden.44 Die Art der Vergabe verändert daher weder
Falls die Anlage doch verkauft werden kann, wäre der Nettogegenwartswert der künftigen Kostendeckungsbeiträge dem möglichen Verkaufspreis gegenüber zu stellen. Der Preis der Zertifikate ist unabhängig vom Vergabeverfahren und vor allem durch die Menge der ausgegebenen Zertifikate sowie die zur Verfügung stehenden Minderungsoptionen bestimmt. Die Unternehmen berücksichtigen dann bei ihren Produktionsentscheidungen im Falle eines Kaufes den (ge-

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den kurzfristigen Deckungsbeitrag noch die Produktionsmenge.45 Auswirkungen auf Produktion und Beschäftigung in bestehenden Anlagen werden daher kurzfristig durch die Einführung und Ausgestaltung des Emissionshandels, nicht aber das Vergabeverfahren der Emissionsrechte ausgelöst. • Für Investitionsentscheidungen wiederum kann das Vergabeverfahren eine Rolle spielen. Wenn die Anfangsausstattung an Zertifikaten bezahlt werden muss, verschlechtert sich – bei sonst gleichen Rahmenbedingungen wie dem Preis und der Menge der abgesetzten Produkte – die Rentabilität von Investitionen. Dies kann die Wahl des Standorts und damit das Investitionsvolumen und die Beschäftigung in den betroffenen Bereichen in Deutschland beeinflussen.46 Dies trifft grundsätzlich auf Ersatzinvestitionen wie auf Neuinvestitionen zu. Bei einer kostenlosen Vergabe hingegen sind die Auswirkungen auf Entscheidungen über Ersatzinvestitionen davon abhängig, ob die kostenlose Zuteilung daran geknüpft ist, dass die Produktion in einer inländischen Anlage aufrechterhalten wird. Wenn die Emissionsrechte verfallen, wenn eine alte Anlage stillgelegt und keine Ersatzinvestitionen getätigt werden, so kann die Zuteilung kostenloser Emissionsrechte als zusätzlicher „Ertrag“ der Investition angesehen werden. Eine Gewinnschmälerung bei Einführung des Zertifikatehandels und eine Verschlechterung der Standortqualität (für bestimmte Branchen) werden durch eine kostenlose Vergabe vermieden. Werden Emissionsrechte jedoch unabhängig von der Aufrechterhaltung einer inländischen Produktionsanlage vergeben, so fließt der Wert der Zertifikate als „Windfall-profit“ an das Unternehmen und Investitionen werden unabhängig davon am günstigsten Standort vorgenommen. Der EU-Richtlinienentwurf enthält bezüglich dieser Fragen noch keine Regelungen.

In einer gesamtwirtschaftlichen Betrachtungsweise wird das Zusammenwirken einzelwirtschaftlicher Verhaltensweisen untersucht. So führt z.B. jede Produktionsentscheidung zu einer Nachfrage nach Arbeit und Vorprodukten, jede Investitionsentscheidung zur Nachfrage nach Kapitalgütern. Auf den Märkten kann das Zusammenwirken der Einzelentscheidungen zu Ungleichgewichten führen, die Anpassungsprozesse auslösen. So wird Übernachfrage nach einem Produkt dessen Preis ansteigen lassen oder Arbeitslosigkeit den Lohnanstieg dämpfen. Über das Zusammenwirken solcher Mechanismen im Wirtschaftssystem gibt es noch immer erhebliche Auffassungs-

genwärtigen oder erwarteten) Preis der Zertifikate als Kosten, im Falle einer kostenlosen Vergabe als Opportunitätskosten.
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Diese Argumentation trifft genau genommen nur dann zu, wenn es eine Produktionsmenge gibt, bei der ein positiver Kostendeckungsbeitrag erzielt wird. Andernfalls steht die oben diskutierte Entscheidung über eine Stilllegung an, bei der die Vergabeart durchaus eine Rolle spielt. Allerdings dürfte in diesem Fall auch bei Weiterführung einer Anlage die geringste Produktionsmenge gewählt werden, die notwendig ist, um nicht die zugeteilten Emissionsrechte zu verlieren. Der günstigste Produktionsstandort kann, aber muss nicht außerhalb Deutschlands, der EU oder anderer Annex-I-Länder liegen. Eine Reihe von Untersuchungen hat gezeigt, dass Umweltregulierungen in der Vergangenheit nur einen geringen Einfluss auf Standortentscheidungen gehabt haben. Vgl. dazu Althammer et al. (2001, S. 29ff.) und die dort zitierte Literatur.

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unterschiede in der wissenschaftlichen Diskussion.47 Einige Aspekte werden in Abschnitt 4.4 diskutiert. 4.3 Einzelwirtschaftliche Anpassungsreaktionen

Ein Unternehmen, das sich wegen des Zertifikatshandels höheren Kosten der Energienutzung ausgesetzt sieht, hat verschiedene Reaktionsmöglichkeiten: • Kurzfristig kann es durch verändertes Verhalten (z.B. Energiemanagementsysteme) in bestehenden Anlagen die Energieeffizienz erhöhen und somit (bei gleicher Produktion) den Energieverbrauch und die CO2-Emissionen reduzieren. Das Potenzial für solche Effizienzsteigerungen wird in der ökonomischen Theorie traditionell eher als gering angesehen, da diese davon ausgeht, dass sich die Wirtschaftsteilnehmer bereits in der Ausgangssituation effizient verhalten und weitere Effizienzsteigerungen nur über Investitionen herbei zu führen sind. Praktische Erfahrungen zeigen jedoch, dass auch kurzfristig und ohne oder mit geringem Investitionsaufwand teilweise erhebliche Energieeinsparungen realisiert werden konnten. Es kann die CO2-Emissionen vermindern, indem es weniger kohlenstoffhaltige Brennstoffe einsetzt (Brennstoffsubstitution). Es kann versuchen, eine gegebene Produktionsmenge mit einer anderen Kombination von Produktionsfaktoren herzustellen, d.h. den Energiebedarf zu senken und relativ stärker andere Produktionsfaktoren einsetzen. Da der Ersatz von Energie durch andere Produktionsfaktoren bei gegebenem Anlagenbestand nur sehr begrenzt möglich ist, kommt diese Option erst im Zusammenhang mit Investitionen zum Tragen. Über gezielte Forschungs- und Entwicklungsanstrengungen können neue energiesparende und emissionsärmere Technologien entwickelt werden. Bei höheren Produktionskosten kann es wirtschaftlich sinnvoll sein, das Produktionsvolumen zu verringern. Je nach Wettbewerbssituation kann ein Unternehmen höhere Kosten auch auf die Preise überwälzen und seine Verkaufspreise erhöhen. Die Möglichkeit für ein einzelnes Unternehmen ist umso stärker beschränkt, je leichter die Nachfrager auf Produkte von Konkurrenten wechseln können und dazu bereit sind. Leichter fällt dies, wenn die Konkurrenten ähnlichen Kostensteigerungen ausgesetzt sind und Preiserhöhungen anstreben. Diese gesamtwirtschaftliche Anpassungsreaktion wird im nächsten Abschnitt eingehender betrachtet.

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Welche dieser Maßnahmen ergriffen werden, hängt von den technologischen Möglichkeiten, den Kosten, aber auch dem Zeithorizont ab. Kurzfristig wird davon ausgegangen, dass Verhaltensänderungen, Brennstoffsubstitution und Anpassung des Produktionsvolumens die wichtigsten Anpassungsmöglichkeiten sind. Das Anlagekapital wird

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Diese Unterschiede spiegeln sich auch in angewandten Modellen wider, die zur quantitativen Analyse klimapolitischer Maßnahmen eingesetzt werden.

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kurzfristig als fix betrachtet und der Ersatz von Energie durch andere Produktionsfaktoren daher als nur sehr begrenzt möglich angesehen.48 Forschungs- und Entwicklungsanstrengungen werden erst über noch längere Zeiträume wirksam. 4.4 Gesamtwirtschaftliche Anpassungsmechanismen

Bei der gesamtwirtschaftlichen Betrachtung werden die Wechselwirkungen zwischen dem Verhalten der einzelnen Wirtschaftsteilnehmer betrachtet. Die wichtigsten Effekte können stark vereinfachend wie folgt kategorisiert werden: • Faktorsubstitution: Die Verteuerung der Nutzung von Energie bzw. der Emission von CO2 gibt einen Anreiz, Emissionen zu vermindern und anstelle von Energie verstärkt andere Produktionsfaktoren einzusetzen. Dies kann einerseits Arbeit sein, aber auch ein höherer Einsatz von Kapital (z.B. durch Wärmedämmung oder effizientere Maschinen). In der Regel ist die Faktorsubstitution an Investitionsvorhaben geknüpft und wird daher erst mittel- bis längerfristig wirksam. Dann ist tendenziell mit einem positiven Impuls für die Beschäftigung aufgrund der Faktorsubstitution zu rechnen. Investitionswirkungen: Vom Klimaschutz induzierte Investitionen führen zu zusätzlicher Nachfrage bei den Anbietern entsprechender Investitionsgüter. Im Gegenzug ist es möglich (aber nicht notwendig), dass andere Investitionen, die nicht der Energieeinsparung dienen, reduziert werden. Für eine quantitative Abschätzung der Gesamteffekte müssen die Verflechtungen in der Volkswirtschaft zugrunde gelegt werden.49 Die deutsche Volkswirtschaft und die Beschäftigung haben gute Aussichten von zusätzlichen Investitionen in Maßnahmen zur Reduktion von CO2Emissionen zu profitieren, da ihre Wettbewerbsfähigkeit auf den entsprechenden Märkten (z.B. für energieeffiziente Maschinen oder Anlagen zur Erzeugung regenerativer Energien) als gut anzusehen ist. Kosteneffekte: In welchem Umfang in einzelnen Unternehmen oder Branchen Kostensteigerungen auftreten, hängt von der Kostenstruktur und den oben diskutierten Möglichkeiten zur Emissionsminderung ab. Preissteigerungen, die durch Klimaschutz induziert werden, können die Wettbewerbsfähigkeit von denjenigen Unternehmen oder Branchen beeinträchtigen, deren Konkurrenten keinen vergleichbaren Maßnahmen unterliegen oder davon in geringerem Maße betroffen sind. In offenen Volkswirtschaften spielt dabei i.d.R. der Wettbewerb mit ausländischen KonkurrenDas bedeutet nicht, dass nicht einzelne Unternehmen in kurzer Zeit energiesparende Investitionen vornehmen können. So ließe sich z.B. der Ersatz eines alten Kessels durch einen neuen, effizienteren in sehr kurzer Zeit realisieren. Der Kauf oder die Erstellung einer spezialisierten Maschine oder Anlage benötigt hingegen mehr Zeit. Insofern handelt es sich bei den Kategorien kurze und lange Frist nicht um Kalenderzeiträume sondern um analytische Kategorien, um unterschiedliche Handlungsmöglichkeiten von einander abzugrenzen. Derartige Analysen wurden früher mit Input-Output-Modellen durchgeführt. Heute gibt es leistungsfähigere Instrumente, in die dieser Teilaspekt integriert ist, z.B. berechenbare Gleichgewichtmodelle (CGE-Modelle).

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ten eine große Rolle. Je geringer die Qualitätsunterschiede zwischen inländischen und ausländischen Produkten sind, desto eher werden die Nachfrager bereit sein, den Lieferanten zu wechseln. In der Folge können inländische Unternehmen durch das ausländisches Angebot verdrängt werden. Längerfristig könnten inländische Unternehmen ihre Produktion auch ins Ausland verlagern und von dort den heimischen Markt beliefern. Inwieweit dies attraktiv ist, hängt z.B. von den Transportkosten, der Verfügbarkeit qualifizierter Arbeitskräfte, der Investitionssicherheit im Gastland und einer Vielzahl weiterer Standortbedingungen ab. Eine Reihe von Untersuchungen hat gezeigt, dass Umweltregulierungen in der Vergangenheit nur einen geringen Einfluss auf Standortentscheidungen gehabt haben.50 Da etwa zwei Drittel des Außenhandels deutscher Unternehmen innerhalb der europäischen Union stattfinden (und sich dieser Anteil nach Erweiterung der EU noch erhöhen wird), unterliegen auch die meisten Konkurrenten diesem Kostendruck. Einzelne Branchen können aufgrund hoher Transportkosten, technischer Eigenschaften oder administrativer Maßnahmen weitgehend vom internationalen Wettbewerb abgeschottet sein. Selbst in diesem Fall können Wettbewerbseffekte auftreten: Emissionsintensive Branchen wären einem höheren Kostendruck ausgesetzt und würden im Wettbewerb mit weniger emissionsintensiven Sektoren an Boden verlieren. Dieser Effekt dürfte jedoch deutlich geringer ausfallen, da die Nachfrager i.d.R. eher bereit sind, bei der Verteuerung eines Produktes auf gleichartige importierte Produkte zurück zu greifen, als zugunsten anderer inländischer Produkte die Nachfrage zu verringern.51 Im Fall beschränkten internationalen Wettbewerbs bieten sich einem Sektor bessere Möglichkeiten, die Kosten des Emissionshandels auf die Preise zu überwälzen. Daraus folgt jedoch nicht, dass die Wettbewerbsintensität durch staatliche Eingriffe künstlich reduziert werden sollte. Derartige Interventionen können erhebliche Marktstörungen verursachen und der Volkswirtschaft mehr Schaden als Nutzen zufügen. Wenn ein geschützter Sektor zusätzlich kostenlose Emissionsrechte erhält, kann sich seine Rentabilität sogar erhöhen.52 • Innovationseffekte: Die Verteuerung der Nutzung fossiler Energien gibt einen Anreiz, Forschungs- und Entwicklungsvorhaben zur Emissionsminderung und Energieeinsparung zu intensivieren. Die Rate des technischen Fortschritts hat eine zentrale Bedeutung für die langfristigen Kosten des Klimaschutzes und die Wettbewerbsfähigkeit einer Volkswirtschaft.53 Eine Volkswirtschaft kann so frühzeitig

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Vgl. z.B. Jaffe et al. (1995) und Levinson (1996), OECD (2001). Dies kommt in einer geringeren Preiselastizität der Nachfrage zum Ausdruck. Es wäre zu prüfen, inwiefern z.B. die europäische Stromwirtschaft von diesem Effekt profitieren könnte, da sie zumindest kurzfristig nur in beschränktem Umfang mit außereuropäischer Konkurrenz rechnen müsste. Der positive Effekt höherer Innovation wird in quantitativen Analysen meist nicht erfasst, da technischer Fortschritt i.d.R. als exogene Größe betrachtet wird, die durch Klimapolitik nicht verändert wird.

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Wettbewerbsvorteile auf Zukunftsmärkten – einen „First mover advantage“ entwickeln.54 • Budgeteffekte: Sofern Emissionsrechte vom Staat versteigert werden, ist dies mit zusätzlichen Staatseinnahmen verbunden. Andererseits kann eine Senkung des Energieverbrauchs oder eine Verschlechterung der Gewinnsituation von Unternehmen zu einem Rückgang der Steuereinnahmen führen. Bei einem positiven Budgeteffekt kann der Staat Steuern und Abgaben senken, seine Ausgaben erhöhen oder die Staatsverschuldung abbauen.55 Mit jeder dieser Alternativen gehen volkswirtschaftliche Impulse einher. Eine Abschätzung dieser Effekte ist mit Hilfe komplexer gesamtwirtschaftlicher Modelle möglich, die die genannten Wechselwirkungen abbilden.

Neben diesen Auswirkungen, die unmittelbar durch den Klimaschutz angestoßen werden können, wird auf der gesamtwirtschaftlichen Ebene eine Reihe weiterer Mechanismen wirksam, die tendenziell Ungleichgewichten auf den Märkten entgegen wirken. So führt etwa eine Verschlechterung der Leistungsbilanz zu einer Abwertung der heimischen Währung56, oder höhere Arbeitslosigkeit zu einem geringeren Anstieg der Löhne. Welche Anpassungsmechanismen zum Tragen kommen, und inwiefern diese geeignet sind, ein volkswirtschaftliches Gleichgewicht herzustellen, ist umstritten. Welche der teilweise gegenläufigen Effekte dominieren und in welchen Umfang mit einer Gesamtreaktion zu rechnen ist, kann nur mit computergestützten Modellsimulationen ermittelt werden. Eine solche Analyse war im Rahmen dieser Studie nicht angestrebt. Vielmehr sollten einige grundlegende Wirkungsmechanismen hervorgehoben werden, die im Gegensatz zu den bei oberflächlicher Betrachtung erwarteten Effekten häufig zu überraschenden Ergebnissen führen. Diese werden im folgenden nochmals kurz zusammengefasst.

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Vgl. Porter (1990) sowie OECD (2001) und die dort zitierte Literatur. Viele Ökonomen empfehlen, umweltpolitische Instrumente auch zur Einnahmenerzielung zu verwenden, insbesondere Emissionsrechte zu versteigern, um durch den Abbau von verzerrenden Abgaben die Effizienz der Volkswirtschaft steigern zu können. Vgl. z.B. Parry (2002). Seit Einführung der europäischen Gemeinschaftswährung sind Wechselkursänderungen nur noch als Reaktion auf gesamteuropäische Ungleichgewichte zu erwarten. Gesamtwirtschaftliche Störungen in einzelnen europäischen Ländern hingegen werden nicht mehr in vollem Umfang zum Tragen kommen.

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Einige vorläufige Schlussfolgerungen

Aus den vorangegangenen Überlegungen lassen sich einige Folgerungen für die Beurteilung alternativer Anfangsallokationen ziehen: 1. Die Auswirkungen unterschiedlicher Verfahren der Erstverteilung von Emissionsrechten auf Produktion, Beschäftigung und Investitionen hängen teilweise davon ab, ob diese bei der Stilllegung einer Anlage verfallen oder vom (ehemaligen) Anlagenbetreiber wirtschaftlich verwertet werden können. Wenn die Erstausstattung bei Stilllegung zurückzugeben ist, kann eine kostenlose Erstvergabe einen Anreiz geben, Anlagen weiter zu betreiben, auch wenn die Produktion keinen positiven Kostendeckungsbeitrag erbringt. Für das Produktionsniveau und die Arbeitsnachfrage in bestehenden Anlagen hat die Verteilung der Anfangsausstattung kurzfristig keine direkte Auswirkung. Der Preis von Emissionsrechten fließt unabhängig von der Anfangsausstattung in die Deckungsbeitragsrechnung der Unternehmen ein und beeinflusst deren Produktionsentscheidung. Längerfristig kann sich die Anfangsverteilung auf Investitionsentscheidungen auswirken. Bei Ersatzinvestition kann der Wert kostenloser Emissionsrechte als Ertrag der Investition angesehen werden, sofern die Vergabe an die Aufrechterhaltung einer bestimmten Produktionsanlage oder Produktionskapazität gebunden ist und sich somit der Investitionsanreiz erhöht. Für Neueinsteiger würde die kostenlose Zuteilung von Emissionsrechten die Rentabilität einer Investition erhöhen und somit die Standortqualität (unter sonst gleichen Umständen) verbessern. Der EURichtlinienentwurf sieht gegenwärtig eine Festlegung auf eine kostenlose Vergabe nur für die erste Periode von 2005 bis 2007 vor, wobei sich auch für die Periode 2008 bis 2012 eine weitgehend kostenlose Zuteilung der Emissionsrechte abzeichnet. Bezüglich neuer Marktteilnehmer wird gefordert, dass für diese der Zugang zu Emissionsrechten sichergestellt werden soll, nicht aber eine kostenlose Anfangsausstattung. Über die kostenlose Vergabe von Emissionsrechten besteht also durchaus die Möglichkeit, den durch den Emissionshandel induzierten Strukturwandel zu steuern, wenn das Regelwerk entsprechend ausgestaltet wird. Kurzfristig kann dies durch den Bestandsschutz für bestehende Anlagen sowie die Gefahr von Strukturbrüchen und nachteiligen Auswirkungen auf die Volkswirtschaft gerechtfertigt werden. Aus volkswirtschaftlicher Sicht ist es jedoch fragwürdig, längerfristig auf diese Art Strukturpolitik betreiben zu wollen. Der EU-Richtlinienentwurf nennt daher Kriterien für die Anfangsverteilung und behält sich vor, diese auch unter beihilferechtlichen Aspekten zu prüfen.

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Aus gesamtwirtschaftlicher Sicht erscheint es als fragwürdig, den Lösungsraum der marktwirtschaftlichen Optimierungsprozesse einzuschränken, zumal damit auch die Effizienz des Systems erheblich eingeschränkt werden kann. Auch vor diesem Hintergrund sollten sich alle Ausgestaltungsoptionen für das Emissionshandelssystem strikt an der Anforderung ausrichten, eine möglichst große Vielfalt an Emissionsminderungs-

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maßnahmen zu ermöglichen. Dazu gehört auch die Schaffung umfassender Anreize zum Brennstoffwechsel. Schließlich bleibt auch darauf hinzuweisen, dass sich die Ertragslage der Unternehmen innerhalb einer Branche auch über die Marktpreiseffekte des Emissionshandelssystems nachhaltig verändern kann. Sofern sich über die Opportunitätskosten der CO2-Emission der Marktpreis für bestimmte Produkte (abhängig von der jeweils teuersten zum Einsatz kommenden Produktionsanlage) verändert, verändern sich die Erträge auch für alle anderen Anlagen. Sofern die Opportunitätskosten der CO2-Emissionen für die anderen Anlagen geringer sind als bei der den Marktpreis bestimmenden Anlage, entstehen zusätzliche Erlöse, wenn sich höhere Opportunitätskosten ergeben, sinken die NettoErträge. Für wichtige, vom Emissionshandel erfasste Branchen wie z.B. die Stromwirtschaft können die aus solchen Markteffekten resultierenden Zusatzerträge die Verteilungseffekte des Emissionshandelssystems gegebenenfalls deutlich übersteigen.

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5 5.1

Zusammenfassung und Schlussfolgerungen Zusammenfassung

Mit dem Start eines anlagenbezogenen Emissionshandelssystems für Treibhausgasemissionen im Jahr 2005 erreicht ein in der theoretischen Diskussion als sehr effizient eingeschätztes Instrument des Klimaschutzes das Stadium der großflächigen Umsetzung. Dabei ist dieses Instrument auch in der praktischen Anwendung keineswegs neu. Nach überwiegend positiven Erfahrungen mit einigen nationalstaatlichen oder unternehmensinternen Emissionshandelssystemen ergibt sich jedoch mit dem Start des Emissionshandelssystems für die – ab Mitte 2004 insgesamt 25 – Mitgliedsstaaten der Europäischen Union ein Anwendungsraum, der eine bisher unbekannte Größe erreicht. Mit dieser sehr breiten Umsetzung ergeben sich wichtige Vorteile (weitgehende Vermeidung von Wettbewerbsverzerrungen, Marktfunktionalität etc.) aber auch Probleme (v.a. durch die Schwierigkeiten bei der – letztlich notwendigen – Harmonisierung der nationalen Systeme im stark subsidiär angelegten Umsetzungskonzept der EU). Die Einführung des Instruments Emissionshandel ist von heftigen Kontroversen begleitet. Diese beziehen sich im Kern oft weniger auf das konkrete Instrument sondern vielmehr auf die klimapolitisch gesetzten Ziele. Andererseits führt dieses Instrument nicht nur zu mehr Transparenz und effizienter Ressourcenallokation, sondern hat auch signifikante Verteilungseffekte. Mit der hier vorgelegten Studie werden die aktuelle wissenschaftliche Diskussion zu den verschiedenen Effekten des Emissionshandels anhand ausgewählter Studien ausgewertet und mit umfangreichen Modellrechnungen eine Vielzahl von möglichen Allokationsvarianten hinsichtlich ihrer Auswirkungen für die verschiedenen Sektoren analysiert. Auf der europäischen Ebene haben in den letzten Jahren vor allem zwei Modellanalysen eines europäischen Emissionshandelssystems eine wichtige Rolle gespielt. Sowohl die Modellrechnungen im Auftrag der Europäischen Kommission (mit dem Instrumentarium des PRIMES-Modells) als auch die Simulationen im Auftrag von Eurelectric (GETS – Greenhouse Gas and Energy Trading Simulations) zeigen, dass Deutschland von der Einführung eines EU-weiten Emissionshandelssystems klar profitieren würde. Die Ergebnisse der sektoralen Analyse werfen jedoch eine Reihe von Fragen auf, die verdeutlichen, dass gerade die sektoralen Effekte von einer Reihe zentraler Annahmen abhängen, für die unterschiedliche Ansätze als begründbar erscheinen. Vor diesem Hintergrund kommt vor allem Sensitivitätsanalysen eine große Rolle zu, die in den genannten Studien eine nur untergeordnete Rolle gespielt haben. Für die Diskussion in Deutschland ist vor allem in einer Studie im Auftrag der Industriegewerkschaft Bergbau, Chemie, Energie (IGBCE), verschiedener Unternehmen und Industrieverbände massive und grundsätzliche Kritik am Instrument Emissionshandel formuliert worden. Diese bezog sich sowohl auf unternehmensbezogene Emissionshandelssysteme mit absoluten Mengenzielen im Allgemeinen als auch auf den konzeptionellen Ansatz der geplanten Emissionshandelsrichtlinie. Eine nähere Analyse zeigt je-

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doch, dass sich gerade mit den detaillierten Ausführungen in der genannten Studie die im Ergebnis vorgebrachten grundsätzlichen Vorbehalte gegen den Emissionshandel allgemein und den Entwurf der Emissionshandels-Richtlinie nicht belegen lassen. Viele der Vorbehalte beziehen sich auf die Konstruktion des Kioto-Protokolls für die erste Verpflichtungsperiode (2008-2012), die diesbezüglich vielfach diskutiert worden ist. Trotzdem bildet das Kioto-Protokoll den völkerrechtlich verbindlichen Rahmen für die Umsetzung im nationalen und europäischen Rahmen und damit natürlich auch für das geplante Emissionshandelssystem. Gerade das Plädoyer für eine Einbeziehung der projektbasierten flexiblen Mechanismen des Kioto-Protokolls stellt in diesem Kontext keineswegs einen Ablehnungsgrund für das EU-Emissionshandelssystem dar, wird doch gerade dieser Integrationsansatz aktiv verfolgt. Entscheidend für die Analyse der gesamten wie auch der sektoralen Effekte des Emissionshandelssystems sind die bisher erbrachten Minderungsleistungen im Bergbau, dem Verarbeitenden Gewerbe sowie in der allgemeinen Elektrizitäts- und Fernwärmeversorgung. Im Zeitraum von 1990 bis 2000 gingen die gesamten CO2-Emissionen dieser Sektoren zwar um etwa 20 % zurück, doch zeigt sowohl der zeitliche Verlauf als auch die sektorale Differenzierung klare Unterschiede. Der größte Teil der Emissionsminderungen ist in den Jahren 1990 bis 1995 erbracht worden, seit 1999 zeigen sich sogar wieder steigende CO2-Emissionen, was gerade im Licht der vergleichsweise schlechten konjunkturellen Entwicklung seit dem Jahr 2001 Besorgnis erregend ist. Die größten Emissionsminderungen sind vom Bergbau und vom Verarbeitenden Gewerbe erbracht worden, hier sanken die Emissionen von 1990 bis 2001 um insgesamt 35 %. Deutlich geringere Emissionsminderungen (von 1990 bis 2000 ca. 5 %) wurden von der öffentlichen Stromversorgung erbracht. Die Gründe hierfür sind vielfältig und liegen zunächst in der noch immer dominierenden Rolle der Kohleverstromung. Auch sind Emissionen in erheblichem Umfang von der Industrie in die öffentliche Stromversorgung „verschoben“ worden. Für einen Großteil des langlebigen Kapitalstocks stehen dort umfassende Erneuerungsinvestitionen erst noch bevor. Schließlich ist der Strombedarf insgesamt, aber auch in der Industrie während der letzten Dekade erheblich angestiegen, ohne dass hier bisher eine Trendwende abzusehen ist. Bereits aus dem Ist-Verlauf der Emissionen in der letzten Dekade lässt sich auf die herausragende Rolle einiger Sektoren für die Klimaschutzpolitik allgemein, wie auch das geplante Emissionshandelssystems im Speziellen, schließen. Dazu zählen • • • • der Bergbau (mit stark sinkendem Emissionstrend) Kokereien und Mineralölraffinerien (mit etwa stagnierendem Emissionsverlauf) die chemische Industrie (mit stark sinkenden Emissionen) das Glasgewerbe, die Herstellung von Keramik sowie die Verarbeitung von Steinen und Erden (mit anfangs stark gesunkenen, inzwischen aber stagnierenden Emissionen)

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die Metallerzeugung und –bearbeitung (mit ebenfalls zunächst stark gesunkenen, inzwischen aber wieder stagnierenden Emissionen) die öffentliche Strom- und Fernwärmeversorgung (mit nur sehr begrenzt gesunkenen Emissionen).

Für die Modellierung der Effekte eines Emissionshandelssystems ist die Entwicklung von Emissionsprojektionen notwendig, diese erfolgt für das Jahr 2010 in zwei Varianten. In einer oberen Variante („Referenz“-Baseline), die vor allem eine vergleichsweise ehrgeizige Wirtschaftsentwicklung unterstellt, stabilisieren sich die Emissionen etwa auf dem Niveau des Jahres 2000. Während für den Bergbau und das Verarbeitende Gewerbe hier weiterhin leicht sinkende Emissionen unterstellt werden, ergibt sich für die öffentliche Stromversorgung ein nicht unwesentlicher Anstieg der Emissionen. Das Gesamtergebnis für die Industrie resultiert aus sehr gegenläufigen Trends. Neben Sektoren mit weiterhin stark sinkenden Emissionen (v.a. der Bergbau) zeigt eine ganze Reihe von Branchen weiterhin stagnierende bzw. auch steigende Emissionstrends. In einer unteren Variante („Alternativ“-Baseline) ergeben sich bis zum Jahr 2010 weiterhin sinkende Emissionen. Für den Bereich Bergbau und Verarbeitendes Gewerbe zeigt sich ein deutlicher Emissionsrückgang, auch im Bereich der allgemeinen Stromversorgung ergibt sich zunächst eine Stabilisierung und danach eine leichte Minderung der CO2-Emissionen. Im Jahr 2000 ergibt sich im Vergleich dieser beiden Projektionen ein Unterschied in den Emissionsniveaus von ca. 34 Millionen t CO2. Zwar fallen nicht alle industriellen Emittenten unter die geplante Emissionshandelsrichtlinie, eine nähere Analyse zeigt jedoch, dass die Richtlinie die gesamten Emissionen aus Industrie und Energiewirtschaft sehr weitgehend erfassen wird: • • • • • etwa 99 % der Emissionen aus den Kraftwerken der öffentlichen Versorgung, etwa 95 % der Industriekraftwerke, etwa 90 % der verbleibenden CO2-Emissionen aus anderen Verbrennungsanlagen der Industrie, etwa 87 bis 88 % der nicht-energiebedingten CO2-Emissionen sowie etwa 80 % der Emissionen aus der Fernwärmeerzeugung.

Im Zentrum der Untersuchungen standen verschiedene Varianten für die (kostenlose) Allokation der Emissionsrechte. Den gemeinsamen Rahmen dafür bildete ein Mengenziel auf Grundlage der am 25. Juni 2001 paraphierten Vereinbarung zur CO2-Minderung durch die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK), die auf Basis der Emissionen des Jahres 1998 eine zusätzliche Minderung der CO2-Emissionen um insgesamt 45 Millionen Tonnen CO2 vorsieht. Insgesamt wurden eine Vielzahl von Allokationsvarianten untersucht, die sich in sechs Gruppen zusammenfassen lassen:

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Zuteilung der Emissionsrechte auf Basis bestimmter Basisjahre oder -perioden; Zuteilung der Emissionsrechte auf Grundlage verschiedener Interpretationsvarianten der o.g. Vereinbarung zur KWK; Zuteilung der Emissionsrechte unter Berücksichtigung spezifischer Aspekte, wie den begrenzten Minderungspotenzialen bei den nicht-energiebedingten CO2Emissionen oder dem vorgezogenen Auslaufen der Kernenergie; Zuteilung der Emissionsrechte auf Basis kostenorientierter Kenngrößen; Zuteilung der Emissionsrechte für die allgemeine Stromversorgung auf Grundlage verschiedener Ausgestaltungsvarianten von Benchmarks; Zuteilung der Emissionsrechte unter Einbeziehung einer Teilauktionierung von 15 % der insgesamt zu vergebenden Emissionsrechte.

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Eine Schlüsselrolle für die Analyse spielen die Annahmen zu den CO2Vermeidungspotenzialen in den verschiedenen Branchen und deren Kosten. Die Grundlage bildete hier eine für die aktuellen Verhältnisse in Deutschland angepasste und überarbeitete Version der GENESIS-Datenbank, die für eine Vielzahl von Untersuchungen im europäischen Rahmen herangezogen wurde. Daraus ergeben sich insgesamt über 600 verschiedene Maßnahmen zur Emissionsminderung, die im Jahr 2010 bis zu 90 Mio. t zusätzlicher CO2-Minderung erfassen. Um den Unsicherheiten bei der Größe und den Kosten der Potenziale wie auch der Erschließbarkeit dieser Potenziale durch ein Emissionshandelssystem Rechnung zu tragen wurden vier verschiedene Ansätze für die Vermeidungsoptionen in Absatz gebracht: • • „Perfect policy“ mit Einbeziehung aller Vermeidungspotenziale zu den nach einem einheitlichen Raster ermittelten Vermeidungskosten; „No regret uncertainty“ unter Einbeziehung aller Vermeidungspotenziale, wobei jedoch den Potenzialen mit ursprünglich negativen Vermeidungskosten (also den ohnehin wirtschaftlich attraktiven Potenzialen) ein Vermeidungskostenwert von Null zugewiesen wurde; „Baseline uncertainty“ mit Einbeziehung nur derjenigen Vermeidungspotenziale mit Vermeidungskosten größer Null; „Pragmatic approach“ unter Einbeziehung derjenigen Vermeidungspotenziale mit Vermeidungskosten größer Null sowie eines Anteils von 20 % derjenigen Vermeidungspotenziale mit spezifischen Vermeidungskosten von ursprünglich kleiner Null, die jedoch für die Berechnungen auf Null gesetzt wurden;

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Insgesamt dürfte sich damit die Bandbreite der denkbaren Entwicklungen abbilden lassen, wobei aber der Variante „Pragmatic approach“ eine besondere Bedeutung zukommt; sie stand deshalb im Mittelpunkt der weiteren Untersuchungen. Über die Auswertung von Modellierungsergebnissen und bereits möglichen Marktbeobachtungen wurde die – für die Modellrechnungen exogen vorzugebende – Bandbreite der Zertifikatspreisniveaus analysiert. Es ergibt sich für den Zeithorizont 2010 eine
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Bandbreite von 5 bis 30 €/t CO2, wobei vor allem der Größenordnung von 10 €/t CO2 eine besonders hohe Wahrscheinlichkeit eingeräumt wird. Alle Berechnungen wurden für Zertifikatspreise von 5, 10, 15 und 30 €/ t CO2 angestellt, im Mittelpunkt der Auswertungen standen jedoch die Varianten für den Standardwert 10 €/t CO2. Aus den Berechnungen lassen sich zunächst grobe Abschätzungen über die Kostenvorteile anstellen, die sich durch den Emissionshandel – im Vergleich zum Einsatz alternativer Instrumente zur Erreichung der gleichen Ziele – erzielen lassen. Insgesamt können sich hier Kostenvorteile von mehreren hundert Millionen Euro ergeben, wobei sich eine gewisse Wahrscheinlichkeit für die Bandbreite von 230 bis 545 Mio. € ergibt. Eine nähere Analyse der Netto-Position Deutschlands auf dem EU-Zertifikatsmarkt ergibt ein differenziertes Bild. Deutschland wird danach insgesamt nicht notwendigerweise als Netto-Verkäufer auftreten. Eine solche Situation würde sich nur dann ergeben, • • • wenn sich vergleichsweise hohe Zertifikatspreise einstellen oder sich die Kosten der Vermeidungspotenziale in Deutschland als eher niedrig erweisen oder die Emissionsentwicklung im Business as usual eher am unteren Rand der erwarteten Bandbreite liegt.

Aus der Vielzahl der untersuchten Allokationsvarianten ergeben sich vergleichsweise stabile Strukturmuster: • die öffentliche Stromversorgung sowie die Metallerzeugung und –bearbeitung im Fall der hohen Baseline-Entwicklung mit Kosten konfrontiert, vor allem für den zusätzlichen Erwerb von Zertifikaten, im Fall einer niedrigen Baseline-Entwicklung können jedoch auch Zusatzerlöse entstehen; der Bergbau sowie die chemische Industrie können nahezu durchgängig mit hohen Erlösen aus nicht benötigten Zertfikaten rechnen; die Kosten- und Marktposition der Kokereien und Mineralölraffinerien sowie des Sektors Glasgewerbe, Herstellung von Keramik und Verarbeitung von Steinen und Erden reagiert sehr sensitiv auf die konkreten Modelle, bleibt aber vom Volumen her eher gering; eine Reihe sonstiger Industriezweige, wie z.B. das Ernährungsgewerbe, aber auch die Unternehmen des Fahrzeugbaus können in der ganz überwiegenden Zahl der Fälle mit zusätzlichen Erlösen rechnen, deren Umfang jedoch vergleichsweise begrenzt bleibt.

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Während diese generellen Strukturen sich nahezu durchgängig identifizieren lassen, haben die Allokationsvarianten erheblichen Einfluss auf das Volumen von Zusatzkosten und -erträgen. Diese können – in Abhängigkeit von den Varianten – bis um den Faktor 5 differieren. Dabei muss jedoch darauf hingewiesen werden, dass sowohl die Allokationsvarianten mit besonders hohen Zusatzkosten bzw. -erträgen (v.a. Varianten mit frühen Basisjahren und gleichmäßigen Erfüllungsfaktoren) als auch diejenigen mit beson-

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ders niedrigen Zusatzkosten und –erträgen (kostenorientierte Allokationsansätze) vor erheblichen Problemen hinsichtlich der Praktikabilität stehen dürften. Die analysierten Varianten für spezielle Problemlagen (nicht-energiebedingte CO2Emissionen, vorzeitiges Auslaufen der Kernenergie) führen mit dem Zeithorizont 2010 insgesamt nur zu geringen Änderungen bei den Kosten- sowie den Zukauf/Verkaufspositionen. Gerade vor diesem Hintergrund ergibt sich die Frage, ob und ab welchem Umfang sich der Aufwand für entsprechende Spezialregelungen im Gesamtsystem durch die jeweiligen Kostenentlastungen für die entsprechenden Branchen rechtfertigen lässt. Orientiert sich die Allokation der Emissionsrechte vor allem an den zu erwartenden Kosten, wird die Spreizung zwischen den für einige Sektoren anfallenden Zusatzkosten und den für andere Branchen auftretenden Zusatzerlösen weiter verringert. Hierfür würden jedoch vergleichsweise komplizierte Verfahren notwendig, die sich vor allem auf der Anlagenebene nicht mehr als praktikabel erweisen dürften. Verfahren mit einer Teilauktion der zuzuteilenden Emissionsrechte vermindern die Spreizung zwischen Zusatzkosten und –erträgen wesentlich, wobei sich die endgültigen Verteilungseffekte hier vor allem aus den Verfahren der (Re-)Distribution der eingenommenen Mittel ergeben, die im Rahmen der hier vorliegenden Studie nicht untersucht werden konnten. Mit der Entscheidung für bestimmte Allokationsvarianten werden – bei identischen Gesamtkosten des Systems – auch Weichenstellungen über Be- und Entlastungen verschiedener Sektoren getroffen, es können sich erhebliche Verteilungseffekte einstellen. Diese Effekte können auf unterschiedliche Weise abgemildert werden. Entweder durch die Wahl einer zeitnahen Basisperiode und/oder durch die sektorale Differenzierung der Minderungsvorgaben. Während eine zeitnahe Basisperiode die Praktikabilität des Systems erhöhen dürfte, ist eine sektorale Differenzierung vor allem aus Sicht der Transparenz und der Praktikabilität des Systems sehr kritisch zu sehen. Dies gilt um so mehr, als die Spreizung zwischen „Käufern“ und „Verkäufern“ sich nicht auf die Branchenebene beschränkt, sondern sich innerhalb der jeweiligen Branchen fortsetzt. Die gegebenenfalls aus einer zeitnahen Basisperiode und über alle Sektoren einheitlichen Minderungsvorgaben (Erfüllungsfaktoren) resultierenden Probleme für besondere Konstellationen (hierzu gehört vor allem auch die Frage von Wettbewerbsverzerrungen durch eine fehlende Berücksichtigung von „Early action“) sollten eher auf Einzelfallbasis gelöst werden, die entsprechenden Ausnahmetatbestände sollten jedoch auf das unbedingt notwendige Maß begrenzt werden. Eine Analyse der sich aus unterschiedlichen Allokationsverfahren ergebenden Anreizwirkungen ergibt schließlich ein differenziertes Bild: • Auswirkungen auf den Betrieb existierender Anlagen, d.h. auch auf die Produktion und Beschäftigung ergeben sich in der kurzfristigen Perspektive allein aus der Einführung des Emissionshandelssystems und das sich einstellende Preisniveau für die Zertifikate (Opportunitätskosten der CO2-Emission) und sind weitgehend unabhängig vom Zuteilungsverfahren für die Emissionsrechte.

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Für Investitionsentscheidungen kann dagegen das Vergabeverfahren eine Rolle spielen wobei der Umgang mit Anlagenstilllegungen und die Regelungen zur Ausstattung von Neuanlagen mit Emissionsrechten von besonderer Bedeutung sind.

Über die Zuteilungsverfahren für die Emissionsrechte besteht damit grundsätzlich die Möglichkeit, den Strukturwandel zu steuern. Aus gesamtwirtschaftlicher Sicht ist es jedoch fragwürdig, den Lösungsraum der marktwirtschaftlichen Optimierungsprozesse einzuschränken, zumal damit auch die Effizienz des Systems erheblich eingeschränkt werden kann. Auch vor diesem Hintergrund sollten sich alle Ausgestaltungsoptionen für das Emissionshandelssystem strikt an der Anforderung ausrichten, eine möglichst große Vielfalt an Emissionsminderungsmaßnahmen zu ermöglichen. Dazu gehört auch die Schaffung umfassender Anreize zum Brennstoffwechsel. Die Verteilungseffekte der (kostenlosen) Zuteilung von Emissionsrechten beschränken sich nicht auf verschiedene Sektoren sondern sind in ähnlicher Dimension auch innerhalb der jeweiligen Branchen zu erwarten. Vor diesem Hintergrund kommt der Transparenz und Nachvollziehbarkeit, aber auch der Einfachheit der Allokationsregelungen sowie der Beschränkung von Sonderregelungen auf das unbedingt notwendige Maß eine besondere Bedeutung zu. Gerade für die Ausarbeitung des Nationalen Allokationsplans ergibt sich – wie von der Emissionshandelsrichtlinie gefordert – die Notwendigkeit einer umfassenden Transparenz und Partizipation sowie eines weitgehenden Verzichts auf intransparente Verhandlungslösungen. Schließlich zeigt gerade die Analyse der Vermeidungsoptionen, dass auch im Bereich der Industrie eine ganze Reihe von bereits heute wirtschaftlich attraktiven Emissionsminderungspotenzialen existieren, die aus vielfältigen Gründen (Informationsdefizite, Marktmacht, strukturelle Hemmnisse etc.) auch mit zusätzlichen Preissignalen nur schwer zu erschließen sind. Mit der Einführung des Emissionshandelssystems wird ein wichtiger Schritt zur Internalisierung externer Kosten getan, der kurz- und mittelfristig die Rolle anderer Instrumente verändern kann. Aber auch zukünftig wird sich die Einbettung dieses zentralen Instruments zukünftiger Klimaschutzpolitik in einen umfassenden, wenn auch im Vergleich zur heutigen Situation neu justierten Policy-Mix als notwendig erweisen.

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5.2

Schlussfolgerungen

In der Zusammenschau ergeben sich aus den Literaturanalysen sowie den eigenen Modelluntersuchungen einige zentrale Schlussfolgerungen für die Einführung des EUEmissionshandelssystems im Kontext einer umfassenden Klimaschutzstrategie. Die wirtschaftlichen Effekte des Emissionshandels müssen immer im Vergleich zum Einsatz alternativer Instrumente für die Realisierung identischer Ziele und der entsprechenden Kosten beurteilt werden. Der Emissionshandel erlaubt – im Vergleich zur Zielerreichung mit alternativen Instrumenten – erhebliche Kosteneinsparungen (230 bis 545 Mio. € p.a.). Die Struktur der Verteilungseffekte, die der Emissionshandel zweifelsohne hat, ist für die verschiedenen Branchen vergleichsweise stabil. Eine wesentliche Einflussgröße bildet hier jedoch auch die unterstellte Emissionsentwicklung im Business as usual-Fall. Die Größenordnung der Verteilungseffekte kann durch die konkrete Allokationsmethode (auch in den aktuell diskutierten Varianten) erheblich beeinflusst werden (Faktor 5). Das herausragende Ausgestaltungsmerkmal dabei ist vor allem das Basisjahr bzw. die Einführung von wirkungsgleichen Regelungen (z.B. Early action). Die Berechnungen verdeutlichen sehr gut das System „kommunizierender Röhren“ in der Allokation: Sofern einige Sektoren zusätzliche Ausstattungen erhalten hat dies unmittelbar Folgen für andere Branchen. Berücksichtigt werden sollte auch die Tatsache, dass die Verteilungseffekte innerhalb bestimmter Branchen durchaus größer sein können als zwischen verschiedenen Branchen. Mit Verteilungseffekten begründete Forderungen nach branchenbezogenen Sonderregelungen sollten also stets sehr kritisch hinterfragt werden. Die Allokation sollte in einer Weise erfolgen, dass die Bandbreite der Emissionsminderungsmöglichkeiten nicht eingeschränkt wird (z.B. durch brennstoffbezogene Benchmarks) und damit die Effizienz des Systems (erheblich) eingeschränkt wird. Transparenz ist ein außerordentlich wichtiges Kriterium für die Allokation, d.h. die diskutierten Sonderregelungen sollten auf das unvermeidliche Maß beschränkt werden. In diesem Zusammenhang sollte auch auf intransparente Verhandlungslösungen weitgehend verzichtet werden. Da auch durch ein Emissionshandelssystem nur ein Teil der Hemmnisse für Emissionsminderungsmaßnahmen beseitigt (technisch-wirtschaftliche Optionen) und damit auch nur einen Teil der vorhandenen Potentiale ausgeschöpft werden kann, wird auch zukünftig ein Policy-Mix der Klimaschutzpolitik notwendig werden.

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Literatur

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