22 June 2018

Global Energy Briefing Nr.164: Die globale Energieversorgung 1990-2017

By |2018-07-22T21:51:20+00:00Friday, 22 June 2018|Categories: Energiemärkte, Energiewende, Erneuerbare Energien|0 Comments

Auch in diesem Jahr bieten wir im Juni eine handliche und zitierfähige Übersicht zur globalen Energieversorgung. Sie fasst die zahllosen und oftmals unhandlichen Zahlen in einer Tabelle und 19 kommentierten Schaubildern zusammen.

Datengrundlage ist die vor wenigen Tagen veröffentlichte 67. Ausgabe der Statistical Review of World Energy von BP. Sie ist die wohl populärste und am häufigsten verwendete historische Datensammlung für internationale Energiemärkte.

28 November 2017

Der World Energy Outlook 2017 der IEA (GEB Nr.156)

By |2019-01-08T17:44:58+00:00Tuesday, 28 November 2017|Categories: Energiemärkte, Energiewende|0 Comments

In der aktuellen Ausgabe unseres Global Energy Briefing (25 Seiten) stellen wir den jährlichen Hauptbericht der Internationalen Energieagentur (IEA) vor: den World Energy Outlook 2017 (WEO 2017). Er bietet zum einen eine sehr umfangreiche und interessante IST-Beschreibung aller Energiemärkte weltweit. Zusätzlich gibt er einen Ausblick auf die zukünftige Entwicklung der globalen Energieversorgung bis zum Jahr 2040.

Der WEO ist zweifellos ein herausragendes Panoptikum der weltweiten Energiemärkte, aber dennoch häuften sich in den letzten Jahren die kritischen Anmerkungen. Nicht ganz ohne Grund: Das World Energy Model, das den Szenarien zugrundeliegt, konnte eine lange Serie von Fehlprognosen/Fehleinschätzungen nicht verhindern. Das wiegt umso schwerer, als systematische Fehler, wie z.B. beim Wachstum der Photovoltaik oder bei der Shale Revolution, über viele Jahre nicht thematisiert oder methodisch reflektiert wurden.

Die IEA rudert bei Kritik fast immer zurück. Sie präsentiere demnach im WEO  keine Prognosen oder konkrete Empfehlungen, sondern argumentiere nur im Rahmen genau definierter Szenarien. Dieses Dementi wirkt allerdings auf den langjährigen IEA-Beobachter halbherzig, denn bei der Präsentation der Ergebnisse geht dieser Hinweis regelmäßig unter.

In der Wahrnehmung der Medien liefert der WEO daher konkrete Prognosen und gibt konkrete Empfehlungen. Zudem kann man argumentieren, dass die IEA kein Hauptszenario (New Policies Scenario) über Hunderte von Seiten analysieren würde, das sie selber für unrealistisch hält.
Aus diesem Grund fehlt im WEO regelmäßig die Analyse des wichtigsten Trends: Eine offene Reflektion der fortlaufenden Revisionen der eigenen Prognosen. Dieses Manko führt zu einem „konservativen Bias“ des WEO, das sich auch in dieser Ausgabe zeigt.

Das WEO-Team scheut trotz des enormen Sachverstandes, der sich dort im Laufe der Jahre angesammelt hat, vor einem methodischen Neustart zurück: Noch immer ist der Bericht traditionell angebotsorientiert gegliedert: Ölmarkt, Gasmarkt, Strommarkt etc. Die Kapitel mit den durchaus interessanten Policy-Empfehlungen stehen dann etwas verloren und eher quer zu dieser Analyse. Angesichts der aktuellen Herausforderungen und technischen Optionen bietet sich deshalb eine Orientierung an den Nachfragesektoren an. Aus dieser Perspektive wären die politischen Spielräume und auch die Hindernisse für eine Erreichung der Klima- und Umweltziele besser sichtbar.

Seit einigen Jahren entzündet sich die inhaltliche Kritik am WEO vor allem an zwei Punkten: Das Mengenwachstum fossiler Energieträger wird überschätzt, während das Wachstum der Renewables, insbesondere der Photovoltaik, regelmäßig unterschätzt wird. Andere Kritikpunkte betreffen den ungewöhnlich hohen Stellenwert, der den Chancen der Atomindustrie und von  „Clean Coal“ (mit CCS) immer wieder eingeräumt wurde.

Auch im aktuellen Bericht wird im Hauptszenario (“Best Guess”) bis 2040 ein steigender globaler Kohleverbrauch vermutet. Atomstrom wird sogar deutlich zulegen. Der Zuwachs bei PV und Windstrom bleibt verhalten und folgt einem linearen Wachstumspfad, d.h. die globale Energiewende wird sich nicht beschleunigen – was ein (von den Autoren eher en passant begründeter) Trendbruch gegenüber den letzten Jahren wäre.

Die IEA wendet ein, dass sie im Hauptszenario nur Pläne und Absichten der politischen Akteure berücksichtige, also z.B. die Ausbauziele Pekings für Photovoltaik, die in der Tat im Laufe der Jahre immer höher geschraubt wurden. Das ist natürlich ein legitimes Vorgehen, aber intern werden dann doch Programmziele in vielen Ländern (oft mit guten Gründen) ignoriert. Ein kurzer Blick zurück zeigt deutlich, dass sich dieses Vorgehen methodisch nicht bewährt hat.

Zudem werden in anderen Märkten wie Öl oder Gas durchweg Kostentrends akzeptiert, um daraus zukünftige Marktanteile abzuleiten. Nur bei Photovoltaik und Windstrom, die in immer mehr Märkten (natürlich auch dank vorteilhafter Policy-Bedingungen) wettbewerbsfähig geworden sind, wird das Argument einer selbsttragenden Wachstumsdynamik ignoriert…

Lesen Sie mehr zu den Ergebnissen des WEO im aktuellen Newsletter.


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2 July 2017

Weltenergiemärkte 1990-2016: Trends & Zahlen in Charts (GEB Nr.152)

By |2019-01-08T17:46:12+00:00Sunday, 2 July 2017|Categories: Energiemärkte, Energiewende, Erneuerbare Energien|0 Comments

Auch in diesem Jahr stellen wir die wichtigsten Erkenntnisse aus der Statistical Review of World Energy (2017) vor. Grafisch aufbereitet konzentriert sich unsere Übersicht auf die Rolle der erneuerbaren Energien, die Aussichten auf eine globale Energiewende, die globalen Strommärkte und die CO2-Emissionen.


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26 January 2017

Nachgerechnet: Kosten der Stromwende – Aktuelle Studie von Agora & Öko-Institut

By |2017-12-18T19:30:38+00:00Thursday, 26 January 2017|Categories: CO2-Emissionen, Energiewende|0 Comments

(Anmerkung: Die ausführliche Besprechung der Studie finden Sie in unserem Newsletter Global Energy Briefing Nr.145)

Eine aktuelle Studie von Agora Energiewende und dem Öko-Institut vergleicht die Kosten fossiler und regenerativer Stromerzeugungssysteme. Überraschend: Die öffentlich präsentierten Ergebnisse stehen im Widerspruch zu den Inhalten der Studie.

Was kostet die Stromwende? Die Frage ist natürlich nicht neu. Neu ist jedoch das aktuelle Preisumfeld. Fast alle bisherigen Studien zur deutschen Energiewende verwenden Preisprognosen, die auf Daten vor 2014 zurückgreifen. Damals schien der Trend zu höheren Öl-, Gas- und Kohlepreisen unaufhaltsam. Doch die Energiemärkte haben sich seitdem grundlegend verändert. Praktisch alle anerkannten Institute und Marktexperten haben ihre mittel- und langfristigen Preiserwartungen für fossile Energierohstoffe seit 2014 massiv nach unten korrigiert.

Insofern war ein Update überfällig. Die Studie „Erneuerbare vs. fossile Stromsysteme: ein Kostenvergleich“ von Agora Energiewende und Öko-Institut (Januar 2017, Download) kam daher genau zur richtigen Zeit. Eine lesenswerte Studie, insbesondere wegen der detaillierten Kostenvergleiche.

Das Ergebnis laut Autoren bzw. Auftraggeber:
„Strom aus Erneuerbaren vs. fossilen Energien: Die Energiewende gewinnt den Kostenvergleich“ (Link

In der Zusammenfassung klingt es ähnlich: „Zusammenfassend lässt sich feststellen: Ein Stromsystem, das im Jahr 2050 nahezu vollständig auf Erneuerbaren Energien beruht, ist … auch kostenseitig attraktiv. Denn in den wahrscheinlichsten Zukunftsszenarien ist eine Versorgung auf Basis von Erneuerbaren Energien entweder etwa gleich teuer oder sogar günstiger als ein Stromsystem auf Basis fossiler Energieträger.“ (Hervorh. von mir, S.B.)

Das klingt für Befürworter einer regenerativen Energiewende, zu denen ich auch mich zähle, nach einem erfreulichen, wenn auch etwas überraschenden Ergebnis.

Aber ist dieses Resultat methodisch belastbar? 

a) Die erste Einschränkung nennen die Autoren gleich selbst: Es geht um das Stromsystem im Jahr 2050. In der Studie werden also nicht die Kosten der Stromwende untersucht, also eines Prozesses, der zweifellos mit viel Trial-and-Error, vorübergehenden Parallelsystemen etc. verbunden ist, sondern um eine Zustandsbeschreibung nach der Energiewende.

b) Kapitalzins 5 Prozent für alle: Das ist bereits eine wichtige methodische Vorentscheidung, denn es wird leider nicht wie sonst üblich die Sensitivität gegenüber anderen Kapitalmarktszenarien berechnet. In einem subventionsarmen Strommarkt 2050 könnten die Kapitalzinsen für PV-Anlagen und Windturbinen jedoch deutlich höher sein, da der Marktwert des Stroms extrem schwanken wird und immer wieder Überangebot herrscht. Da Kapitalmarktzinsen entscheidende Stellschrauben für Kosten und Risiken von PV und Windturbinen sind, sollte man hier mit alternativen Szenarien arbeiten.

c) Wie teuer sind Solar- und Windstromanlagen im Jahr 2050? Die Studie schreibt den bisherigen Kostentrend über mehrere Jahrzehnte linear fort, was optimistisch, aber zumindest bei der Photovoltaik nicht unplausibel ist. Allerdings sollte man dann bei anderen Kostentrends ebenfalls keinen Trendbruch unterstellen (vgl. unten).

d) Auch bei den Speichertechnologien Power-to-Gas (PtG) und Großbatterien wird der bisherige Trend fallender Kosten in die Zukunft fortgeschrieben, was für PtG angesichts der ausgereiften Technik nicht plausibel ist, aber bei Batterien durchaus möglich erscheint.

e) Fossile Energiepreise:  Die Autoren greifen hier auf die Preiserwartungen im World Energy Outlook 2016 der Internationalen Energieagentur (IEA) zurück, den wir in zwei Ausgaben dieses Newsletters (Global Energy Briefing Nr.142 und Nr.143) ausführlich vorgestellt haben.

Die Studie verwendet die IEA-Preisprognosen aber nicht konsistent. Bei Erdgas wird aus dem IEA-Durchschnittspreis ein „hoher“ Gaspreis; der IEA-Durchschnittspreis für Steinkohle bleibt ein „mittlerer“ Steinkohlepreis. In der Tendenz ergibt sich daraus methodisch ein nicht weiter begründeter „Anti-Kohle/Pro-Gas-Bias“.

f) Emissionspreise: Der Emissionspreis ist eine entscheidende methodische Stellschraube, da er im kohlebasierten Szenario der Studie 2050 bis zu 46% der Systemkosten ausmachen kann.

Die Studie zitiert zunächst CO2-Schadenskosten von 80 €/t. Auf diese Problematik bin ich an anderer Stelle ausführlich eingegangen (GEB Nr.129 CO2-Kostenanalysen – Methodische Scheinriesen). Dieser Wert ist aus mehreren Gründen für die deutsche Diskussion unbrauchbar, insbesondere wegen des Equity Weighting (d.h. ein Klimaschaden in Indien von 1 Euro fließt mit 10-15 Euro in die Kalkulation des UBA für die in vielen Studien zitierten 80 €/t ein; klingt unglaublich, ist aber so).

Relevant für die Studie ist jedoch ohnehin nur der tatsächliche CO2-Preis im ETS. Er liegt im Moment bei 5 €/t. Deutlich höhere Preise sind politisch auch am fernen Horizont nicht sichtbar, weder in Europa, noch in China oder in den USA. Dennoch rechnet die Studie nur Szenarien durch, die 20-103 €/t als CO2-Preis für möglich halten. Hier wird methodisch ein Trendbruch unterstellt, der weder faktisch noch logisch begründbar erscheint.

Denn hohe CO2-Preise passen auch aus logischen Gründen nicht in dieses Szenario für das Jahr 2050: Das fossile Szenario der Studie setzt auf Gas und Kohle, während der Ausbau der erneuerbaren Energien gebremst wird. Das bedeutet implizit, dass Klimaschutz politisch keinen großen Stellenwert erlangen konnte. Bei sehr hohen CO2-Preisen hätten Kohle und Gas kaum Chancen, im Jahr 2050 die Stromversorgung zu dominieren. In der Logik des fossilen Szenarios, wie auch im realen Trend, muss also also im fossilen Szenario ein niedriger CO2-Preis unterstellt werden, also zum Beispiel 5 €/t CO2.

Fazit: Kosten der Stromerzeugungssysteme 2050

Auf Basis der studieneigenen Daten können die folgenden Gesamtkosten für die Stromversorgung im Jahr 2050 berechnet werden:

  • Die 95%-EE-Stromversorgung kostet pro Jahr 63-64 Mrd. Euro.
  • Das kohlebasierte System kostet ohne CO2-Kosten ca. 43 Mrd. Euro.
  • Bei 5 €/t CO2 (aktueller CO2-Preis) kostet das kohlebasierte System 45 Mrd. Euro; bei 20 €/t CO2 51 Mrd. Euro. Erst wenn die CO2-Preise Richtung 50 €/t steigen, wäre das kohlebasierte System teurer als das 95%-EE-System.
  • Das erdgasbasierte System kostet ohne CO2-Preise 61 Mrd. Euro. Bei 5 €/t CO2 (aktueller Preis) wäre es nur wenig mehr ( 62 Mrd. Euro); bei 20 €/t CO2 wären es 65 Mrd. Euro und damit erstmals etwas mehr als im 95%-EE-Szenario.

Die Autoren der Studie kommen also – anders als die Pressemitteilung vermuten lässt – zu dem Ergebnis, dass bei aktuellen CO2-Preisen eine kohlebasierte Stromversorgung etwa ein Drittel oder knapp 20 Mrd. Euro pro Jahr billiger wäre als eine Stromversorgung, die zu 95% auf EE oder auf Erdgas beruht.

Diesem Preisvorteil steht natürlich der Klimanachteil höherer CO2-Emissionen gegenüber. Im Kohlesystem liegen sie jährlich knapp 400 Mio. Tonnen höher als im EE-System. Die CO2-Vermeidungskosten liegen hier also bei ca. 50 Euro je Tonne. Das Erdgassystem wäre nur unwesentlich billiger als ein 95%-EE-System. Die CO2-Vermeidungskosten liegen hier bei 15 Euro/Tonne.

Autor: Dr. Steffen Bukold

(Die ausführliche Besprechung sowie Vorschläge zur Methodik und Vertiefung der Studienergebnisse finden Sie in unserem aktuellen Newsletter Global Energy Briefing Nr.145.

26 January 2017

Global Energy Briefing Nr.145: Trump und die Energiemärkte

By |2017-12-18T19:31:32+00:00Thursday, 26 January 2017|Categories: Energiewende, Erneuerbare Energien, Gaspreise, Kohlepreise|0 Comments

Vier Themen stehen im Mittelpunkt der aktuellen Ausgabe unseres Newsletters GLOBAL ENERGY BRIEFING:

1. Trump und die Energiemärkte – Die ersten 100 Tage und der Kohleausstieg
2. Globale Preiswende nach oben bei Gas & Kohle / Preiskapriolen im europäischen Strommarkt
3. Studie Agora Energiewende / Öko-Institut zu Kosten der Energiewende: Analyse und kritische Anmerkungen
4. Marktberichte Öl, Gas, Kohle, Strom, Erneuerbare Energien
u.v.m.


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14 June 2016

Weltenergiemärkte 1990-2015: Trends und Zahlen in ausgewählten Charts (GEB Nr.135)

By |2017-12-18T18:10:36+00:00Tuesday, 14 June 2016|Categories: Energiewende, Erneuerbare Energien|0 Comments

Auch in diesem Jahr stellen wir die wichtigsten Erkenntnisse aus der Statistical Review of World Energy (2016) vor. Grafisch aufbereitet konzentriert sich unsere 20-seitige Vorstellung auf die Rolle der erneuerbaren Energien, die Aussichten auf eine globale Energiewende, die globalen Strommärkte und die CO2-Emissionen.


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5 August 2014

Newsletter
Global Energy Briefing Nr.101 – Die Weltenergiemärkte im August 2014

By |2014-09-26T13:11:13+00:00Tuesday, 5 August 2014|Categories: Energiewende, Gasmärkte, Gaspreise, Ölbranche, Ölmarkt, Ölpreise|0 Comments

Heute erscheint die aktuelle Ausgabe des Global Energy Briefing (Nr.101, 5.Jg. August 2014).

Wir berichten darin auf  54 Seiten über die wichtigsten Ereignisse, Trends und Preise auf den internationalen Energiemärkten.

Schwerpunkte:

  • Russland/Ukraine-Krise: Ein Update zur aktuellen Lage. Welche Optionen hat die Ukraine nach dem Lieferstopp?
  • Russland/Ukraine-Krise: Welche Optionen hat die deutsche Gaspolitik im Krisenfall? Ein Zwischenfazit der Diskussion.
  • Ölsand: Eine Kosten- und Mengenanalyse – sind die kanadischen Ölsande überhaupt noch wettbewerbsfähig?
  • Internationale Ölmarkte: Preisanalyse, Analyse der aktuellen Angebots- und Nachfragesituation; Ölpolitik
  • Internationale Gasmärkte: Preise und Trends in Europa, USA und Fernost
  • Internationale Kohlemärkte: Preise und Trends
  • China: Energiemärkte und Energiepolitik – unser monatlicher Überblick
  • Zum Stand der deutschen Energiewende: Wie versorgt sich Deutschland mit Energie? Wo gelingt die Wende, wo stagniert sie? Eine grafisch aufbereitete Darstellung.

u.v.m.

GEB101 Titelbild


Weiterführende Informationen:

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Weitere Links:

Sonderausgabe zur Ukraine-Krise: Global Energy Briefing Nr.96 und Nr.97:
Ukraine und die europäische Gasversorgung

 

10 January 2014

Studie: Fossile Energieimporte und hohe Heizkosten (Teil 5 & Schluss)

By |2014-01-17T14:27:33+00:00Friday, 10 January 2014|Categories: Energiewende, Heizkosten, Heizölpreise|0 Comments

In einer Serie von Artikeln auf dieser Webseite stellen wir unsere Kurzstudie für die Bundestagsfraktion von Bündnis 90/Die Grünen vor: Fossile Energieimporte und hohe Heizkosten – Herausforderungen für die deutsche WärmepolitikSie wurde am 27. Dez.2013 veröffentlicht und in fast allen großen Medien Deutschlands vorgestellt und kommentiert.

Wenn Sie den Text lieber offline lesen wollen, können Sie die gesamte Studie auch als PDF herunterladen:  Download der Studie (PDF)

Lesen Sie hier nun den letzten Teil (Fortsetzung von Teil 4):

5.4 Heizöl – Preisfalle für 12 Mio. Haushalte

Heizöl ist mittlerweile zur Preisfalle für 12 Millionen deutsche Haushalte geworden. Im Sommer 2012 wurden in vielen Regionen Deutschlands die Allzeithochs aus dem Jahr 2008 erreicht und zum Teil sogar überschritten. Preise zwischen 85 und 95 Euro für 100 Liter (Standardlieferung) wurden 2012 zur Norm. Im Jahr 2013 ließ der Preisdruck nach. Derzeit liegen die Heizölpreise bei 80-85 Euro/100 Liter. Zehn Jahr zuvor lagen sie im Schnitt nur bei 35 Euro, 1998 bei lediglich 22 Euro.

Die bisherige Preisentwicklung macht aus dem ehemals preiswerten Brennstoff Heizöl eine vergleichsweise teure Heizart mit hohem Preisrisiko. Die Preise stiegen 2002-2012 um 153%, während die Gaspreise “nur” 53%, Fernwärme 67% und Holzpellets 37% zulegten. Die tatsächlichen Kosten für Heizöl liegen oftmals noch höher, da der Trend zu kleineren Bestellmengen geht: Der Preisaufschlag etwa für eine 1000-Liter-Bestellung gegenüber einer 3000-Liter-Standardorder liegt bei durchschnittlich 3-5%.

Heizöl ist bei den laufenden Verbrauchskosten aufgrund der hohen Brennstoffpreise nach dem Elektroofen die teuerste Heizvariante.30  Die Attraktivität von Alternativen wie Holzpellets und Sole-Wasser-Wärmepumpen leidet jedoch unter den hohen Kapitalkosten, während sich die Bilanz der Fernwärme durch die hohen betriebsgebundenen Kosten verschlechtert hat. Ein Erdgasbrennwertkessel ist in vielen Fällen die günstigste Variante. Aus Kostengründen finden sogar Braunkohle-Briketts für Privathaushalte wieder mehr Absatz – mit entsprechend hohen Emissionen.

Einzelne Länder wollen diesen Trend entschärfen, indem sie aktiv in die Heizstruktur der Zukunft eingriffen. So hat Dänemark den Einbau von Ölheizungen in Neubauten untersagt, wenn technische Alternativen zur Verfügung stehen. Ab 2016 werden auch die Altbauten umgestellt. Stattdessen setzt man dort verstärkt auf Fernwärme, die insbesondere in großen solarthermischen Anlagen entsteht.

 

Preisentwicklung bei Heizöl, Holzpellets und Erdgas

Preisentwicklung bei Heizöl, Holzpellets und Erdgas

Quelle: http://www.carmen-ev.de/infothek/preisindizes/holzpellets/graphiken

5.5 Energiearmut und fehlende Alternativen

Akzeptable Zimmertemperaturen während der Heizperiode gehören unstrittig zur Grundversorgung der Bevölkerung. Verbraucherverbände beklagen jedoch europaweit bei der Strom- und Wärmeversorgung eine grassierende “Fuel Poverty” (Energiearmut31 ). Strom- und Gassperren werden statistisch erfasst, aber das gilt nicht für leere Heizöltanks oder kalte Wohnungen.

Hohe Ölpreise machen sich bei der Heizkostenrechnung in 29% aller deutschen Haushalte bemerkbar. Kurzfristige Lösungen sind wegen der hohen Investitionskosten neuer Heizlösungen oftmals schwierig. In Mietwohnungen entscheidet zudem der Vermieter über die Art der Heizanlage, deren Brennstoffkosten einfach an die Mieter weitergereicht werden können (Investor-Nutzer-Dilemma).

Hinzu kommt, dass gerade ältere Einfamilienhäuser oder schlecht gedämmte Mietwohnungen in Mehrfamilienhäusern mit Heizöl versorgt werden. Sie werden überdurchschnittlich häufig von älteren Menschen bewohnt, die sich auch tagsüber zu Hause aufhalten und daher höhere Heizkosten haben. Ein Großteil der 18 Mio. Wohngebäude wurde vor 1978 errichtet, also vor der ersten Wärmeschutzverordnung. Hier, im älteren Gebäudebestand, liegt die größte  wärmepolitische Herausforderung.

Im Jahr 2008 (der aktuellsten verfügbaren Zahl) mussten 13,8% der deutschen Haushalte mehr als 10% ihres Nettoeinkommens für Energie aufbringen.32  Nach einem Bericht der Landesregierung in Schleswig-Holstein sind Geringverdiener ohne Transferleistungen von Energiepreissteigerungen besonders stark betroffen.33

Die Belastungen sind regional unterschiedlich und hängen von der Bausubstanz sowie klimatischen Bedingungen ab: Hohe Verbrauchswerte gibt es insbesondere in Nordeutschland, im Raum Berlin/Brandenburg und Südbayern.

In vielen Regionen rangieren über zwei Drittel des Gebäudebestands auf oder unter dem energetischen Standard des niedrigsten Wärmeschutzstandards (WSVO 77 und darunter). Etwa ein Drittel der Heizanlagen ist zudem älter als 20 Jahre.34

Mit der technischen Verbesserung allein ist es allerdings nicht getan. Schlecht gedämmte Gebäude weisen in der Praxis einen deutlich niedrigeren, sehr moderne Gebäude in der Praxis einen deutlich höheren Verbrauch auf, als es das Gebäudepotenzial erwarten lässt (Rebound-Effekt). Flächendeckende Erhebungen zeigen, dass der Verbrauch bei sehr gutem Dämmstandard doppelt so hoch wie errechnet und bei sehr schlechtem Dämmstandard nur halb so hoch wie errechnet ist.35

Hier spielen offensichtlich Änderungen im Nutzerverhalten eine entscheidende Rolle: Sparsamkeit und Verzicht hier, Verschwendung und höherer Komfort dort.

5.6 Preisprognose für Heizöl 

Generell macht sich die Bundesregierung keine Prognosen zur langfristigen Preisentwicklung von Öl, Kohle und Gas zu eigen.”36 

Diese Haltung ist schwer nachvollziehbar, wenn gleichzeitig mit Hinweis auf das gesetzliche Wirtschaftlichkeitsgebot die Weichen für die Gebäudesanierungspolitik oder die Förderung Erneuerbarer Energien neu gestellt werden sollen.

Ohne Annahmen zur längerfristigen Entwicklung der Brennstoffpreise lässt sich die Wirtschaftlichkeit langfristig angelegter politischer Programme wie der Energiewende schlichtweg nicht beurteilen. Ohne Preisprognosen werden solche langfristigen Projekte zwangsläufig auf Sicht gefahren und irrlichtern ohne klaren Kurs.

Die Argumente in den vorigen Kapiteln legen die Schlussfolgerung nahe, dass auch in Zukunft mit weiter steigenden Ölpreisen gerechnet werden sollte. Die Wahrscheinlichkeit einer Preisstagnation oder gar dauerhaft fallender Preise erscheint vergleichsweise gering. Jede vorausschauende Energiepolitik sollte diese Preisrisiken berücksichtigen.

Eine konservativ gerechnetes Szenario lässt folgende Heizölpreise für Verbraucher in der Zukunft erwarten (in Preisen des jeweiligen Jahres):

  • 2002 35 c/l (ca. 3,5c je kWh)
  • 2012 90 c/l (ca. 9c je kWh)
  • 2020 131 c/l (ca. 13c je kWh)
  • 2030 184 c/l (ca. 18c je kWh)

Dabei fließen folgende Annahmen ein:

  • ein stabiler Mehrwertsteuersatz 
  • stabile Energiesteuern
  • in realen Preisen konstante absolute Margen im Gasoil- und Heizölmarkt 
  • ein stabiles Euro-Dollar-Verhältnis
  • eine Fortsetzung des Rohölpreisanstiegs (Brent) der letzten 10 Jahre in absoluten Werten (plus 8,5 $/b pro Jahr); eine exponentielle Preissteigerung erscheint hingegen unwahrscheinlich aufgrund linearer Preiskomponenten und dämpfender Nachfrageeffekte.  

Das entspricht einer Kostensteigerung von durchschnittlich 4% pro Jahr, was lediglich 1,5-2 Prozentpunkte über der allgemeinen Inflationsrate liegt.37  Die Kostenstruktur verschiebt sich dadurch weiter von den eher stabilen Investitionskosten für Ölheizungen zu den rasch steigenden variablen Kosten für den Brennstoff Heizöl.

Prognose der Heizölpreise bis 2030

Prognose der Heizölpreise bis 2030

Die  Kosten für die Füllung eines handelsüblichen 3000-Liter-Tanks würden sich von 2700 Euro im Jahr 2012 auf 5520 Euro im Jahr 2030 verdoppeln und gegenüber 2002 verfünffachen.

Die Heizölrechnung (ohne Warmwasser) einer durchschnittlich gedämmten Wohnung (150 kWh/qm) mit 70 qm Wohnfläche steigt dadurch von ca. 945 Euro im Jahr 2012 auf 1932 Euro am Ende des kommenden Jahrzehnts (2030) – falls keine Sanierungsmaßnahmen erfolgen. Der monatliche Heizkostenabschlag steigt von 79 Euro auf 161 Euro.

Je länger der Betrachtungszeitraum ist, desto attraktiver erscheinen im Vergleich zu Heizöl Sanierungsmaßnahmen oder Heizungsarten mit geringeren Brennstoffkosten.

6. Exemplarische Gegenmaßnahmen

6.1 Heizöl in der Sackgasse

Heizöl weist im Vergleich zu anderen Heizarten sehr hohe CO2-Emissionen auf. Ölbrenner konnten in den letzten Jahrzehnten zwar technisch verbessert werden (vom Niedertemperatur-kessel zur Brennwerttechnik). Heute sind sie jedoch in einer technologischen Sackgasse angelangt, die keine weiteren Effizienzsprünge erwarten lässt. Mit anderen Worten: Das Heizen mit Öl wird immer teurer werden.

Dem steht heute eine ganze Palette neuer Technologien gegenüber, die ein erhebliches Entwicklungspotenzial haben, klimapolitisch akzeptabel sind und deren Kosten eher sinken als steigen werden.

Noch wichtiger als der Technologiewechsel in der Wärmeerzeugung ist jedoch die Nachfragereduzierung durch eine umfassende Sanierung der Gebäude. Hier besteht aktuell die Gefahr, dass das Sanierungstempo gedrosselt wird und stattdessen nur eine isolierte Effizienzsteigerung der Heizanlagen erfolgt, die nach einer späteren Sanierung ungeeignet oder zumindest überdimensioniert sein werden.

Daher lohnt ein Blick über den Tellerrand der Tagespolitik. Ein klimaverträgliches, integriertes Strom- und Wärmenetz der Zukunft auf Basis regenerativer Technologien kann nur dann wie geplant verwirklicht werden, wenn die Wärmenachfrage rechtzeitig und nachhaltig verringert wird.

6.2 Einsparpotenziale – Vier Beispiele

Die steigende Kostenbelastung und die Preisrisiken fossiler Energieimporte könnten durch eine Reihe von Maßnahmen entschärft werden.38

Welche Auswirkungen hätten bessere Heizungen, bessere Dämmung, effizientere PKW oder die Einführung von Elektrofahrzeugen auf unsere aktuelle Importrechnung? Um die Größenordnungen deutlicher zu machen, werden vier Einzelmaßnahmen und ihre Wirkung auf den Umfang der jährlichen Ölimporte vorgestellt:

Abbau alter Ölheizungen

Wenn 1 Mio. alte Ölheizungen (ca. 17% der Ölbrenner) in schlecht gedämmten Gebäuden durch andere Heizungen ersetzt werden, verringert sich der Heizölverbrauch in Deutschland um ca. 1,2 Mio. Tonnen Heizöl. Daraus ergeben sich Kosteneinsparungen beim Nettoölimport39 in Höhe von 0,8 Mrd. Euro.

Bessere Dämmung für alte Mehrfamilienhäuser 

Drei Viertel der Wohngebäude in Deutschland wurden vor 1978 errichtet, also noch vor der ersten Wärmeschutzverordnung. Durch bessere Gebäudehüllen in einer Million älterer Mehrfamilienhäuser40  mit Ölheizung könnten ca. 4,1 Mio. Tonnen Heizöl eingespart werden. Das könnte die deutsche Ölimportrechnung im Jahr um ca. 2,7 Mrd. Euro reduzieren.41

Effizientere PKW

Wenn die PKW-Flotte ihren Spritverbrauch um 1 Liter Kraftstoff auf 100 km verringert, sinkt der Bedarf an Rohölimporten bereits deutlich. Die Ölimportrechnung wäre dann z.B. im Jahr 2012 2,9 Mrd. Euro niedriger gewesen.42

Elektrofahrzeuge

Die Einführung von Elektrofahrzeugen (PKW) senkt ebenfalls den Importbedarf an Rohöl und Ölprodukten. Bei einer Flotte von 1 Million Elektrofahrzeugen (PKW) wäre die Ölimportrechnung 2012 560 Mio. Euro niedriger ausgefallen. Bei einer Flotte von 5 Millionen Elektrofahrzeugen, also einem Marktanteil von knapp 12 Prozent, liegt die Einsparung bereits bei 2,8 Mrd. Euro pro Jahr.43

In der Summe könnten diese vier Maßnahmen die Importkosten Deutschlands (Nettoölimporte) um 9,2 Mrd. Euro entlasten. Das wären 13,5% der gesamten Ölnettoimportkosten.

Ölimportabhängigkeit - Gegenmassnahmen

Ölimportabhängigkeit – Gegenmassnahmen

7. Zusammenfassung und Schlussfolgerungen

….finden Sie im ersten Kapitel dieser Studie (Link dorthin).

8. Anhang

Im PDF-Dokument.

—–

30 Vgl. hierzu AGFW: Heizkostenvergleich nach VDI 2067 Musterrechnung: 15.10.2012, Frankfurt/M. 2012; M. Cerveny/Th.Sturm: Vollkostenvergleich von Heizsystemen für Einfamilienhäuser, ÖGUT Wien Dez. 2011.

31 Unter “Energiearmut” im engeren Sinn wird hier nicht die durchschnittliche Kostenbelastung armer Haushalte verstanden, die in erster Linie eine sozialpolitische Herausforderung darstellt. Vielmehr geht es dabei um eine überdurchschnittliche Belastung einkommensschwacher oder armer Haushalte. Dazu gehören z.B. große, schlecht gedämmte Wohnungen von Rentnerinnen.

32 Auskunft der Bundesregierung; Quelle: Kleine Anfrage der Abgeordneten Bärbel Höhn u.a.: Energiearmut erkennen und Lösungen anbieten, 28. August 2012, BT-Drucksache: 17/10475.

33 Bericht des Ministeriums für Energiewende, Landwirtschaft, Umwelt und Ländliche Räume des Landes Schleswig-Holstein zur Entwicklung und den Auswirkungen der Strompreise, Kiel 2012.

34 Vgl. Techem: Energiekennwerte 2013, Eschborn 2013; auf Basis von 1,6 Mio. Wohnungen; Mehrfamilienhäuser sind in dieser Studie gegenüber selbstgenutzen Eigenheimen überrepräsentiert.

35 Weitere Gründe kommen hinzu, so z.B. auch Baumängel bei technisch sehr anspruchsvollen neuen Gebäuden und ein suboptimaler Betrieb der Heizungsanlage. Vgl. Techem: Energiekennwerte 2013, Eschborn 2013, S.48-50.

36 Kleine Anfrage der Abgeordneten Bärbel Höhn u.a.: Energiearmut erkennen und Lösungen anbieten, 28. August 2012, BT-Drucksache: 17/10475.

37  Andere Prognosen erwarten noch höhere Preise. Die Agentur für erneuerbare Energien (www.unendlich-viel-energie.de) kommt zu weitaus pessimistischeren Ergebnissen. Renews Spezial Januar 2011; „Erneuerbare Wärme“ www.unendlich-viel-energie.de. Der Ausgangspreis für Heizöl ist dort niedriger (6 c/l im Februar 2010), aber es wird aus der Vergangheit eine jährliche Steigerung der Heizölpreise von 10,78% abgeleitet. Das erscheint zu pessimistisch, da der Verbraucherpreis auch konstante (Energiesteuern) oder eher linear wachsende Komponenten enthält (Margen für Transport, Handel; Raffineriemarge je Tonne). Selbst beim Rohölpreis führt die Annahme eines exponentiell steigenden Preises über 20 Jahre hinweg rasch zu unwahrscheinlichen Werten.
Die Verbraucherzentrale Nordrhein-Westfalen kommt in ihrer Prognose zu leicht höheren Ergebnissen. Sie erwartet, dass die Heizölpreise 2011-2020 um 59 Prozent steigen werden. “Für eine 70-m²-Wohnung würde das bei gleichbleibender Energiemenge folgende Erhöhungen bedeuten: Im Jahr 2011 lagen die Brennstoffkosten für das benötigte Heizöl bei durchschnittlich 800 Euro. Im Jahr 2020 kostet die gleiche Menge Heizöl 1.280 Euro. Die Brennstoffkosten für Erdgas liegen heute bei 700 Euro und steigen im Jahr 2020 auf 940 Euro. Für Fernwärme mussten Mieter und Eigentümer einer 70-Quadratmeter-Wohnung im vergangenen Jahr 900 Euro bezahlen, im Jahr 2020 werden im Schnitt 1.390 Euro für die gleiche Brennstoffmenge fällig.”
http://www.co2online.de/ueber-co2online/newsanzeige/article/7/energiepreise-verdoppeln-sich-bis-2020/index.html

38 Die folgenden Beispiele dienen nur der Anschauung und werden mit vereinfachenden Annahmen durchgerechnet. Eine genaue Analyse würde den Rahmen dieser Kurzstudie sprengen.

39 Rohöl und Ölprodukte. Bei prozentualer Anwendung der von der Bafa gemeldeten Außenhandelsmengen und Einfuhrpreisen für Rohöl (Bafa) und leichtem Heizöl (Rotterdam) im Jahr 2012. Annahmen: Wohnungsgröße 70qm; Verbrauchsverteilung (alt/neu) wie in der Überblicksstudie “Energiekennwerte 2013” (Techem, Eschborn 2013); nur Raumwärme, kein Warmwasser.

40 Die Höhe des Einspareffekts ist umstritten, da Rebound-Effekte oder Baumängel einen Teil der errechneten Einsparung zunichte machen. Wir haben daher trotz des hohen Ursprungverbrauchs nur einen relativ geringen Einspareffekt von 50% der Heizenergie (ohne Warmwasser) angesetzt, der weit unter dem technisch möglichen Optimum bleibt. Weitere Annahmen: MFH mit 7 Wohneinheiten à 70qm.

41 Rohöl und Ölprodukte. Bei prozentualer Anwendung der von der Bafa gemeldeten Außenhandelsmengen und Einfuhrpreisen für Rohöl (Bafa) und leichtem Heizöl (Rotterdam) im Jahr 2012.

42 Annahmen: Strom aus Erneuerbaren Energien; eingesparte Kraftstoffmengen haben durchschnittlichen Importanteil; Einsparungen auf VK- und DK-PKW gleichmäßig verteilt; ohne Biokraftstoffe. Die Verkehrs- und Fahrzeugdaten in diesem Abschnitt sind entnommen: Uwe Kunert, Sabine Radke, Bastian Chlond und Martin Kagerbauer: Auto-Mobilität: Fahrleistungen steigen 2011 weiter  (DIW Wochenbericht Nr. 47.2012).

43 Annahmen: Strom aus Erneuerbaren Energien; Elektrofahrzeuge ersetzen je zur Hälfte DK- und VK-PKW.

 

8 January 2014

Studie: Fossile Energieimporte und hohe Heizkosten (Teil 4)

By |2014-01-17T14:28:23+00:00Wednesday, 8 January 2014|Categories: Energiewende, Heizkosten, Heizölpreise|0 Comments

In einer Serie von Artikeln auf dieser Webseite stellen wir unsere Kurzstudie für die Bundestagsfraktion von Bündnis 90/Die Grünen vor: Fossile Energieimporte und hohe Heizkosten – Herausforderungen für die deutsche WärmepolitikSie wurde am 27. Dez.2013 veröffentlicht und in fast allen großen Medien Deutschlands vorgestellt und kommentiert.

Wenn Sie den Text lieber offline lesen wollen, können Sie die gesamte Studie auch als PDF herunterladen:  Download der Studie (PDF)

Lesen Sie hier nun die Fortsetzung von Teil 3:

Szenarioannahmen für die Ölpreise, Gaspreise, Steinkohlepreise sowie die Importmengen:

1. Öl

1.1 Ölpreise

Die Ölpreise steigen bis 2016 lediglich im Rahmen der allgemeinen Inflationsrate. Nach 2016 lässt der preisdämpfende Effekt von amerikanischem Shale Oil (LTO, “Schieferöl”) nach, während die Kosten weiter zulegen. Die globale Ölnachfrage steigt nach wie vor in moderatem Tempo und trifft auf ein knapperes Angebot. Nach 2016 steigt der Ölpreis 2 Prozentpunkte p.a. schneller als die allgemeine Inflationsrate.

1.2 Deutsche Ölimportnachfrage

Die heimische Ölproduktion bleibt unverändert niedrig. Die deutsche Ölnachfrage fällt um 1% pro Jahr (deutlich schrumpfende Nachfrage bei Heizöl; leicht abnehmender Kraftstoffverbrauch).

2. Erdgas

2.1 Gaspreise

Die deutschen Erdgasimportpreise steigen angesichts der global rasch wachsenden Nachfrage um  durchschnittlich 2 Prozentpunkte p.a. über der Inflationsrate. 

2.2 Deutsche Gasimportnachfrage

Die heimische Erdgasförderung geht leicht zurück. Substitutionseffekte, insbesondere Heizöl-Erdgas, stabilisieren die Nachfrage, während eine höhere Energieeffizienz dämpfend wirkt. Der Importbedarf bleibt in unserem Szenario daher konstant.

3. Steinkohle

3.1 Steinkohlepreise

Die internationalen Steinkohlepreise (Kesselkohle) sind in den letzten Jahren deutlich gefallen, drängen nun aber bereits marginale Anbieter aus dem Markt. Die Steinkohlepreise werden daher wieder steigen, auch weil die internationale Nachfrage (insbesondere in Indien) wächst und die Produktionskosten weltweit deutlich zulegen. Wir nehmen daher einen Preisanstieg von 2 Prozentpunkten über der allgemeinen Teuerungsrate an.

3.2 Deutsche Steinkohlenachfrage

Trotz des aktuellen Booms in der Steinkohlenachfrage gehen wir in unserem Szenario von einer zunächst konstanten, dann aber nach 2015 um 2% pro Jahr fallenden Steinkohleimportnachfrage aus.

4. Sonstige Annahmen

Allgemeine Preissteigerungsrate 2013-2030: 2,5% pro Jahr

Ergebnisse des Szenarios

Die deutschen Nettoimportkosten für Öl, Gas und Kohle legen in unserem Szenario zu. In nominalen Preisen klettern sie von 94 Mrd. Euro (2012) über 118 Mrd. Euro (2020) und 173 Mrd. Euro (2030) auf 252 Mrd. Euro (2040).

Kumuliert sind das in den Jahren 2013-2030 insgesamt 2.300 Mrd. Euro, die für fossile Energieimporte (Öl, Gas, Kohle) ausgegeben werden müssen, bis 2040 sogar 4.450 Mrd. Euro.

Die Kosten steigen also auch in einem gemäßigten Szenario, selbst wenn es gelingen sollte, den Verbrauch von Öl wie bisher langsam zu reduzieren.

Nur eine Beschleunigung der Energiewende zugunsten regenerativer Energieerzeugung, in Verbindung mit einem reduzierten Bedarf (beschleunigte energetische Gebäudesanierung, geringerer Spritverbrauch der Kraftfahrzeuge), könnte diesen Kostentrend stoppen.

Kostenszenario fossile Energieimporte

Kostenszenario fossile Energieimporte

Das nächste Schaubild zeigt, dass Öl nach wie vor eine Schlüsselrolle bei den Importkosten spielen wird. Der Jahr für Jahr geringere Bedarf in Deutschland wird durch die steigenden Preise überkompensiert.

Der Anteil von Rohöl/Ölprodukten an der fossilen Importrechnung steigt sogar von derzeit 72% auf 77% (2040) weiter an, obwohl der Verbrauch in unserem Szenario sinkt.

Kostenszenario nach Energieträger Öl Gas Kohle

Kostenszenario nach Energieträger Öl Gas Kohle

 

5. Folgen für die Heizölpreise und die Heizölrechnung

5.1 Raumwärme und Wohnflächen

Die Größe des Wärmesektors wird häufig unterschätzt. Allein die Raumwärme benötigt 31% unseres Endenergieverbrauchs. Hinzu kommen Warmwasser mit 4%, der große Bereich der Prozesswärme (Industrie, Kochen) mit 21%, sowie der Kältebedarf mit 2%. Mehr als die Hälfte der Endenergie entfällt auf die Erzeugung von Wärme. Der Wärmesektor ist energetisch gesehen also deutlich größer als z.B. der Verkehrssektor (mechanische Energie).

Der Heizenergieverbrauch pro Quadratmeter geht bereits seit Ende der 90er Jahre zurück: Pro Quadratmeter wurden Jahr für Jahr 1,5% weniger Heizenergie benötigt. Steigende Wohnflächen sorgten jedoch dafür, dass der Gesamtverbrauch in den letzten 20 Jahren nur um 8% gesunken ist – trotz der häufig milden Winter.26

Diese Überblickszahlen verdecken allerdings die individuell sehr unterschiedliche Entwicklung. Während die Heizkosten in neu sanierten Gebäuden, Neubauten oder bei Nutzung regenerativer Energien stabil blieben oder sogar stark sanken, waren die Mieter/Selbstnutzer in älteren Gebäuden voll vom Anstieg der Brennstoffkosten für Öl und Gas betroffen.

Die meisten Gebäude (74%) in Deutschland wurden vor 1978 errichtet. also vor Inkrafttreten der ersten Wärmeschutzverordnung. Dieser Altbestand hat den höchsten Bedarf an Heizenergie pro Quadratmeter. Er liegt je nach Einzelfall 2-5 mal höher als bei einem modernen Neubau.

5.2 Heizöl im Raumwärmemarkt

Hintergrund

Heizöl wird aus fossilem Rohöl hergestellt. Zusammen mit Diesel und Kerosin gehört es zu den Mitteldestillaten, also den Rohölfraktionen “mittlerer” Dichte. Heizöl hat einen sehr hohen Energiegehalt: 1 Liter Heizöl hat einen Heizwert von 10 kWh. Es ist leicht zu transportieren und verbrennt sauberer als Kohle. Bis Anfang der 70er Jahre war Heizöl bei Rohölpreisen um die 2 Dollar pro Fass ($/b) extrem billig.

Diese Eigenschaften führten seit den 60er Jahren dazu, dass es zum bevorzugten Rohstoff für den Hausbrand wurde. Erst die staatlich geförderte Einführung von Erdgas und Fernwärme verdrängte die Ölheizungen auf den zweiten Platz.

Im privaten Hausbrand kommt heute überwiegend schwefelarmes Heizöl zum Einsatz. Es hat einen Schwefelanteil von maximal 50 mg/kg (zum Vergleich: Dieselkraftstoff hat maximal 10mg). Bis vor wenigen Jahren dominierte noch leichtes Standardheizöl mit einem Schwefelanteil von max. 1000 mg/kg.

Heizölverbrauch in Deutschland

Deutschland und die USA sind die größten Heizölmärkte der Welt. Daneben haben auch Frankreich und Kanada einen hohen Bedarf.

Etwa 60% des Heizöls wird in Deutschland in privaten Haushalten für die Raumwärme oder Warmwasser verbrannt. Weitere ca. 25-30% werden für dieselben Zwecke in gewerblichen Räumen (Büros, Läden, Werkstätten) eingesetzt. Der Rest (10-15%) wird in der Industrie für eine breite Palette von Anwendungen verbraucht.27

Die deutschen Privathaushalte verbrennen, je nachdem wie streng der Winter ausfällt, zur Zeit 11-13 Millionen Tonnen Heizöl pro Jahr.28

Der gesamte deutsche Heizölverbrauch (alle Einsatzbereiche) ging in den letzten beiden Jahrzehnten um fast die Hälfte zurück. Anfang der 90er Jahre lag er um die 35 Mio. Tonnen, aktuell bei 18-21 Mio. Tonnen. Die wichtigsten Ursachen dafür sind effizientere Ölbrenner, der Wechsel zu anderen Heizarten und mildere Winter. 2012 und 2013 stieg der Absatz wegen der kalten Winter wieder an.

Heizöl Inlandsabsatz 1990-2013

Heizöl Inlandsabsatz 1990-2013

Relevanz der Heizölanlagen im privaten Raumwärmemarkt

Die Bedeutung von Heizöl lässt sich auf unterschiedliche Weise erfassen. Betrachtet man die erzeugte Raumwärme, stellt Heizöl 26% des Bedarfs zur Verfügung (AGEB 2010). An erster Stelle steht Gas mit 43%. Bereits an dritter Stelle kommen erneuerbare Energien mit einem Anteil von 15%.

Blickt man auf den Markt für neue Heizungen (im Neubau oder Modernisierung im Bestand), liegt der Anteil der Ölheizungen bei 12%. Gasbrenner führen im Neumarkt mit weitem Abstand mit 77% Marktanteil. An dritter Stelle stehen Wärmepumpen.

Marktentwicklung der Wärmeerzeuger 2002-2012

Marktentwicklung der Wärmeerzeuger 2002-2012

Quelle: BDH (NT = Niedertemperaturkessel; BW=Brennwertkessel)

Betrachtet man nur die Heizungsarten in neuen Wohnungen (also ohne  Heizungsmodernisierung im Bestand), dann wird die schrumpfende Attraktivität von Heizöl überdeutlich. Nur noch 1,0% aller Neubauten bauen Ölheizungen ein. Im Jahr 2000 waren es noch 13,4%. Gas und Wärmepumpen sind zur Zeit die attraktivsten Optionen.

Anders verhält es sich im gesamten Wohnungsbestand. Hier heizen noch 29,3% aller Wohnungen mit Heizöl. Der Anteil schrumpft, aber nur langsam. Im Jahr 2000 lag der Heizölanteil bei 32,6%, also nicht wesentlich darüber.

5.3 Ein zentrales Problem: Die Altersstruktur der Ölheizungen

Nach Erhebungen des Schornsteinfegerverbandes gibt es über 5,8 Mio. Ölfeuerungsanlagen in Deutschland (und mehr als 9,1 Mio. Gasfeuerungsanlagen).29

Von diesen 5,8 Mio. Anlagen sind 1,2 Millionen Anlagen (20,6%) älter als 21 Jahre, haben also ihre normale Lebensdauer bereits überschritten. Fast 0,5 Mio. Anlagen sind sogar älter als 29 Jahre (8,5%). Daraus ergibt sich ein enormer Modernisierungsbedarf. Ein Drittel der Anlagen ist schon heute weit vom Stand der Technik entfernt.

Ölfeuerungsanlagen 2012

Ölfeuerungsanlagen 2012

Quelle: Bundesverband des Schornsteinfegerhandwerks: Erhebungen des Schornsteinfegerhandwerks für 2012

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26 Quellen: Shell Hauswärme-Studie: Nachhaltige Wärmeerzeugung für Wohngebäude. Fakten, Trends und Perspektiven, Hamburg 2011; Expertenkommission zum Monitoring-Prozess „Energie der Zukunft“: Stellungnahme zum ersten Monitoring-Bericht der Bundesregierung für das Berichtsjahr 2011, Dez. 2012

27 Quellen: MWV, Shell, Destatis, Branchenkreise.

28 Genauere Daten sind nicht verfügbar: (1) Der Verbrauch des nicht-industriellen Gewerbes in Abgrenzung zu den privaten Haushalten wird nur unregelmäßig erfasst. (2) Die Statistiken erfassen nur den Heizölabsatz, nicht den tatsächlichen Verbrauch. Der wechselnde Füllstand privater Heizöltanks kann nur geschätzt werden und wird nicht flächendeckend erfasst.

29 Bundesverband des Schornsteinfegerhandwerks: Erhebungen des Schornsteinfegerhandwerks für 2012, o.O., o.J.

[infopane color=”2″ icon=”0018.png”]Fortsetzung Freitag (10. Januar)[/infopane]

 

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