Energiewende

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

(Anmerkung: Die ausführliche Besprechung der Studie finden Sie in unserem aktuellen 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

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Global Energy Briefing Nr.145: Trump und die Energiemärkte

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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Erneuerbare Energien: Kosten und Perspektiven weltweit (GEB Nr.141)

Was kosten erneuerbare Energien heute und in fünf Jahren? Wie groß ist ihr Marktanteil weltweit? Welche Technologie hat die besten Perspektiven?

Die aktuelle Ausgabe unseres Newsletters präsentiert die wichtigsten Ergebnisse des umfänglichen Berichts. Nach einem längeren Hauptkapitel zum Thema Strom folgen kürzere Kapitel zu den beiden Sektoren Wärme und Verkehr.

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

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

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.

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Small is beautiful. Really?

Zum Spannungsfeld zwischen Nachhaltigkeit und Dezentralität der Energiewende. Ein Diskussionthread auf Peak-oil.com lädt zum Mitdiskutieren ein.

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

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.

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Studie: Fossile Energieimporte und hohe Heizkosten (Teil 4)

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]

 

Studie: Fossile Energieimporte und hohe Heizkosten (Teil 3)

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 2:

4. Ausblick 2030: Preis- und Versorgungsrisiken bei Rohöl und Heizöl (inkl. Ölpreisprognose)

4.1 Wachsende Abhängigkeit und steigende Risiken

Wie entwickeln sich die Importabhängigkeiten bei Rohöl (x-Achse) und bei Erdgas (y-Achse) in den kommenden Jahrzehnten, falls politisch nicht gegengesteuert wird? Das folgende Schaubild zeigt das Hauptszenario der IEA (Internationale Energieagentur) bis zum Jahr 2035.17

Links unten stehen die Länder, die sowohl Gas als auch Öl exportieren; also Russland, Afrika, der Nahe Osten (Middle East) und der Kaspische Raum. Hier gibt es nur geringe Verschiebungen bis 2035. Den größten Sprung macht Brasilien: vom Importeur von Öl und Gas zum Exporteur. Auch die USA können ihre Position etwas verbessern, bleiben aber von Rohölimporten abhängig.

Bei den übrigen Staaten verschlechtert sich die Lage: Vor allem die EU steuert von einer ohnehin schon großen auf eine fast vollständige Importabhängigkeit zu. Auch Indien, China, Südostasien und selbst Indonesien rutschen in eine größere Abhängigkeit, v.a. von Ölimporten. Sollte es also in den kommenden Jahrzehnten zu Versorgungsengpässen kommen, wird eine wachsende Zahl von Ländern um die Gunst einer immer kleineren Zahl von Exporteuren konkurrieren müssen.

gas und öl importabhängigkeiten 2011 und 2035

Gas und Öl: Importabhängigkeiten 2011 und 2035 (Quelle: IEA)

Zusätzlich zur Abhängigkeit von großen Importmengen stellt sich die Frage, welche zukünftigen Preisrisiken speziell mit fossilen Energieimporten verbunden sind?

Grundsätzlich haben alle Formen der Energieversorgung Preis- und Kostenrisiken. Das gilt auch für regenerative Energieformen, wo z.B. instabile Branchenstrukturen oder internationale Handelskonflikte für starke Preisschwankungen und Knappheitspreise bei der Hardware (Windturbinen, Solarzellen) oder bei Dienstleistungen sorgen können. Diese Risiken beschränken sich jedoch gewöhnlich auf den Ausbau des Energieangebots, nicht auf die laufende Energieerzeugung in bereits bestehenden Anlagen.

Bei der fossilen Energieversorgung steigen dagegen die Preisrisiken sowohl beim Ausbau der Förderinfrastruktur (Offshore-Plattformen, Stahl für Pipelines, entlegene Kohleminen, etc.) als auch beim laufenden Betrieb.

Eine ganze Palette von Risiken wurde in den letzten Jahren sichtbar:

  • geopolitische Versorgungsrisiken
  • geologische Verknappungsrisiken
  • internationale Kartellrisiken
  • technisch-ökologische Risiken (Wirbelstürme, Überflutungen, Unfälle)
  • Wechselkursrisiken

Diese latenten Risiken können jederzeit manifest werden und für steil steigende Energiepreise sorgen. Selbst unter sehr optimistischen Annahmen sind erhebliche Preisrisiken vorhanden. Auch gemäßigte Szenarien lassen vermuten, dass die Aufwendungen in den kommenden Jahrzehnten weiter steigen werden, selbst wenn es zu keinen größeren Krisen in wichtigen Öl- oder Gasproduzentenländern kommen sollte.

Wichtige Ursachen für diesen langfristigen Preistrend sind immer höhere Kosten bei der Öl-, Gas- und Kohleförderung, die abnehmende Qualität neuer Ressourcenfunde, die Standortrisiken neuer Förderanlagen (Tiefsee, Arktis) und die allmähliche globale Verknappung bei Rohöl. Hinzu kommen die Anforderungen wichtiger Produzenten- und Kartellländer, die auf den Märkten hohe Preise durchsetzen müssen, um sich innenpolitisch durch eine teure Klientelpolitik zu stabilisieren.

Die folgenden drei Schaubilder zeigen für Rohöl, Erdgas und Steinkohle den rapiden Anstieg der Jahresdurchschnittspreise der letzten Jahre.

Ölpreise Jahresdurchschnittswerte

Ölpreise Jahresdurchschnittswerte

Gaspreise international - Jahresdurchschnittswerte

Gaspreise international – Jahresdurchschnittswerte

 

Internationale Steinkohlepreise

Internationale Steinkohlepreise

 

4.2 Fracking: Fossil Fuels Forever?

Könnten die Ölpreise für lange Zeit stabil bleiben oder sogar fallen? Diese These setzt einen Trendbruch in der Preisentwicklung voraus und ignoriert weitgehend akzeptierte Argumente für einen weiteren Ölpreisanstieg, wie sie zuletzt auch von der Internationalen Energieagentur bestätigt wurden.18

Optimistische Gegenkonzepte stützen sich auf die Förderung von Schieferöl (Light Tight Oil, Shale Oil) und Schiefergas (Shale Gas) in den USA.19  Öl aus besonders dichtem und undurchlässigem Gestein ist der aktuelle Hoffnungsträger, der die Ölversorgung grundsätzlich verändern soll.20

Das Öl wird hier mit aufwendigen Fördermethoden (Fracking, Einpressen von Chemikalien und Wasser, horizontale Fächerbohrungen) an die Oberfläche befördert. Technische und organisatorische Fortschritte, sowie eine laxe Umweltpolitik in der Bush-Ära, lösten einen Ölboom in mehreren Bundesstaaten aus, insbesondere in North Dakota und Texas. Außerhalb der USA und Kanadas wird auf absehbare Zeit keine nennenswerte Shale Oil Produktion erwartet.21

In der Tat sind die Mengen in nationaler Perspektive beträchtlich, jedoch in globaler Perspektive kein Game Changer. Zur Zeit liefert amerikanisches Shale Oil 2,5% der Weltölversorgung. Die IEA hält einen Anstieg auf 5% der Weltölversorgung für denkbar, erwartet aber schon Mitte des kommenden Jahrzehnts einen allmählichen Rückgang der Fördermengen, da die Vorkommen begrenzt sind und jede Bohrung innerhalb von 2-3 Jahren bereits erschöpft ist.

Doch selbst ein Boom bei amerikanischem Shale Oil muss nicht zu niedrigeren Ölpreisen in Europa führen. Die Preise für Nordseeöl (Brent) sind bis heute unverändert auf hohem Niveau. Zahllose logistische Probleme, die Raffineriestruktur und amerikanische Exportverbote für Rohöl dürften Shale Oil zu einer „inneramerikanischen“ Angelegenheit machen, die den Weltmarkt nur begrenzt entlasten wird.

Alles in allem wird der Shale Oil Boom zwar einen steilen Anstieg der Ölpreise bis in das kommende Jahrzehnt hinein bremsen, aber andererseits sind die Kosten der Schieferölproduktion so hoch, dass die Preise auch nicht weiter fallen können. Öl bleibt also teuer und wird mittel- und langfristig immer teurer werden.

Bei Shale Gas ist die Situation teilweise ähnlich: Zwar sind die verfügbaren Mengen erheblich größer als bei Shale Oil, aber auch hier wird das zusätzliche Angebot v.a. von der rasch steigenden amerikanischen Binnennachfrage absorbiert. Der Export nach Europa wird in wenigen Jahren möglich werden, aber der asiatische Markt dürfte für die US-Exporteure wegen des dort herrschenden höheren Preisniveaus interessanter sein. Trotz der Fracking-Euphorie sind die US-Erdgaspreise momentan auf dem höchstem Stand seit Sommer 2011.22

4.3 Kostenszenario für fossile Energieimporte

Wie könnten sich die Kosten unserer fossilen Importabhängigkeit in der Zukunft entwickeln? Wir nutzen zur Anschauung ein Kostenszenario, das gemäßigten Annahmen folgt, die uns zur Zeit realistisch erscheinen und die sich ganz überwiegend auch in internationalen Referenzberichten23 zum Thema wiederfinden.

Die IEA rechnet in ihrem jüngst erschienenen World Energy Outlook 201324 mit folgenden nominalen Mindestpreisen im „Current Policies Scenario“:25

Ölpreisprognose, Gaspreisprognose, Kohlepreisprognose der IEA

Ölpreisprognose, Gaspreisprognose, Kohlepreisprognose der IEA

Selbst die in Preisfragen als recht konservativ geltende IEA, die in ihren Szenarien eine Art „Branchen-Mainstream“ widerspiegelt, rechnet also mit weiter anziehenden fossilen Energiepreisen, sowohl bei Erdöl, als auch bei Erdgas und Steinkohle.

Unser Kostenszenario folgt in etwa den Annahmen der IEA, bleibt also auf der konservativen Seite. Es unterstellt etwas optimistisch, dass es zu keinen größeren geopolitischen oder anderen Krisen in der Ölversorgung kommen wird.

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17 IEA: World Energy Outlook 2013, Paris 2013.

18 IEA: World Energy Outlook 2013, Paris 2013; IEA: Medium-Term Oil Market Report, Paris 2013.

19 Es handelt sich hier um hochwertiges, leichtes Öl, das im Source Rock, in dem das Öl ursprünglich entstand, gefangen blieb; normalerweise wandert Öl aufwärts, bis es in poröserem Gestein z.B. durch eine darüber liegende, undurchlässige Salzschicht aufgehalten wird und sich dort ansammelt.

20 Ein zweites Argument geht von „Peak Demand“ aus, also dem Rückgang der globalen Ölnachfrage vor einer Verknappung. Angesichts der erst beginnenden Motorisierung und Industrialisierung in Süd- und Ostasien, sowie Afrika und Lateinamerika, gibt es jedoch zu Recht nur wenige Befürworter dieser These. Außerdem: Sollte die Nachfrage wider Erwarten unerwartet schnell sinken, wäre mit niedrigeren Ölpreisen zu rechnen, was die Ölnachfrage rasch wieder ankurbeln dürfte.

21 IEA: World Energy Outlook 2013, Paris 2013.

22 Mitte Dezember 4,4 $/MMBtu an der US-Gasbörse; 2013 sind die Gaspreise bislang um 32% gestiegen; vgl. Bloomberg 12.Dez.2013.

23 IEA: WEO 2013, Paris 2013; IEA: MTOMR, Paris 2013; IEA: MTGMR, Paris 2013; IEA: MTCMR, Paris 2012.

24 Die faktische Entwicklung der Energiemärkte zeigt, dass das „Current Policies Scenario“ im Moment realistischer ist als das „New Policies Scenario“: Der Kraftstoff- bzw. Antriebswechsel im Verkehr kommt nicht wie erwartet voran (Stichwort: Krise der E-Mobility); Kohle wird durch fallende Preise weltweit immer attraktiver, zumal der europäische Emissionsmarkt nicht funktioniert; und die Förderung der modernen erneuerbaren Energien ist in vielen Ländern in einer Finanzierungs- und Akzeptanzkrise. Zuguterletzt verdrängt der Shale-Gas-Boom in den USA Zweifel an der „Nachhaltigkeit“ einer langfristig gesicherten fossilen Energieversorgung. Insofern kann man also seit zwei Jahren eher von einem Stillstand oder sogar einem Rollback in der internationalen Energiepolitik sprechen und keinesfalls von einem Schub durch „New Policies“.

25 Die IEA präsentiert je nach Szenario unterschiedliche Energiepreise für die einzelnen Energieträger. Diese Zahlen führen immer wieder zu Missverständnissen, da sie mit Prognosen wenig zu tun haben. Tatsächlich sind dies Mindestpreise, die notwendig wären „to stimulate sufficient investment in supply to meet projected demand over the period.“ (S.43). Dieser kostenbasierte Ansatz setzt natürlich sehr gut funktionie- rende, störungsfreie Märkte voraus, was in der Realität häufig nicht der Fall ist (OPEC-Kartell, Projektverzögerungen, Finanzierungsprobleme, geopolitische Spannungen). Die tatsächlichen Preise werden also auch nach Auffassung der IEA im Durchschnitt deutlich höher liegen.

[infopane color=“2″ icon=“0018.png“]Fortsetzung morgen (8. Januar)[/infopane]

 

Studie: Fossile Energieimporte und hohe Heizkosten (Teil 2)

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.

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Lesen Sie hier nun die Fortsetzung von Teil 1:

3. Fossile Energiemporte: Steigende Preise, steigende Abhängigkeiten

Öl aus Libyen, Erdgas aus Russland, Steinkohle aus Kolumbien: Ein herausragender Aspekt der deutschen Energieversorgung ist ihre Importabhängigkeit. Ohne die reibungslose internationale Versorgung mit den fossilen Energieträgern Öl, Gas und Steinkohle könnten weder die deutsche Wirtschaft, noch die deutsche Gesellschaft funktionieren. Fast der gesamte motorisierte Personen- und Güterverkehr, ein großer Teil der Stromversorgung und der größte Teil der Wärmeversorgung ist von diesen Energieressourcen abängig.

Die Einflussmöglichkeiten der nationalen und europäischen Politik auf die Energiekosten sind in den letzten Jahrzehnten geschrumpft, da der Energiemix und die Verkehrspolitik einseitig auf zunächst preiswerte und leicht verfügbare, zunehmend aber knappe und teure Energieimporte ausgerichtet wurde.

Heute ist Deutschland fast vollständig von fossilen Energieimporten abhängig. Die Importabhängigkeit bei Öl liegt um die 96%, bei Erdgas um die 86% und bei Steinkohle nahe 79% (vgl. Chart). Nur bei den meisten Erneuerbaren Energien und der Braunkohle liegt der Inlandsanteil bei 100%.

importabhaengigkeit bei fossiler energie

Deutsche Importabhaengigkeit bei fossiler Energie

Preisanstieg und Importabhängigkeit wiegen bei Öl besonders schwer, da hier keine gleichwertigen Alternativen zur Verfügung stehen, während Gas und Kohle zumindest bei der Stromerzeugung leichter substitutierbar sind.

Fast schon vergessen sind die Befürchtungen aus den Jahren 2007/2008, als die Preise für Öl, Gas und Kohle unaufhaltsam zu steigen schienen. Fragen zur langfristigen Finanzierbarkeit einer einseitig fossilen Energieversorgung wurden laut – und nur wenige Jahre später in Südeuropa von der Wirklichkeit eingeholt: Unbezahlbare Heizölrechnungen führen zur Abholzung kritischer Baumbestände; hohe Tankstellenpreise schränken die motorisierte Mobilität großer Teile der Bevölkerung ein.

Eine schwere globale Rezession, die Dauerkrise Südeuropas und neue Fördermethoden in den USA (Schiefergas, Schieferöl) haben die unmittelbaren Versorgungsängste nach 2008 in den Hintergrund gedrängt. Aber für wie lange? In der Zukunft wird sich immer wieder die Frage nach den Kosten und der Resilienz (Widerstandsfähigkeit) unserer Energieversorgung stellen: Dezentral und regenerativ – oder fossil, global und zentralisiert.

3.1 Importmengen und Importkosten für Öl, Gas und Steinkohle 6

Fossile Ölimporte

Die Ölnettoimporte ergeben sich aus den Importmengen an Rohöl und Ölprodukten (Dieselkraftstoff, Rohbenzin etc.) abzüglich der Exporte. Die Nettoimporte sanken nach dem Jahr 2000 zunächst, bleiben aber seit 2007 in etwa stabil. Das ist vor allem auf die Mengenentwicklung bei Heizöl zurückzuführen. Der Verbrauch anderer Ölprodukte (Kraftstoffe, petrochemische Vorprodukte, etc.) ist vergleichsweise konstant.7

Der Mineralölabsatz in Deutschland wird 2013 voraussichtlich um 2 Prozent auf 105 Mio. Tonnen steigen. Die Exporte von Ölprodukten legten marginal zu, während die Produktimporte deutlich anzogen. Die Rohölimporte veränderten sich nur geringfügig.8

Die monatlichen Kosten für diese Nettoimporte liegen zur Zeit bei durchschnittlich 5-6 Milliarden Euro. Im Jahr 2012 betrugen die Kosten für die deutschen Ölnettoimporte insgesamt 68 Mrd. Euro. Im laufenden Jahr 2013 ist mit 67 Mrd. Euro zu rechnen.

Öl/Ölprodukte - Nettoimporte in Tonnen

Öl/Ölprodukte – Nettoimporte in Tonnen

Öl/Ölprodukte - Monatliche Kosten der Nettoimporte

Öl/Ölprodukte – Monatliche Kosten der Nettoimporte

Erdgasimporte

Die Nettoimportmengen (Importe minus Exporte) von Erdgas9  blieben in den letzten 13 Jahren relativ konstant. Sie stiegen zunächst bis 2006 und sinken seither. Im laufenden Jahr 2013 lagen die Nettoimporte bei ca. 2,8 PJ.10

Die monatlichen Kosten für diese Importe liegen zur Zeit bei durchschnittlich 1,8 Milliarden Euro. Im Gesamtjahr 2012 betrugen sie 23 Mrd. Euro. Im laufenden Jahr 2013 ist mit 22 Mrd. Euro zu rechnen.11 

Erdgas - Monatliche Nettoimporte

Erdgas – Monatliche Nettoimporte

Erdgas - Kosten der Nettoimporte

Erdgas – Kosten der Nettoimporte

Steinkohlenimporte für Kohlekraftwerke

Im Jahr 2012 sind die Importmengen für Kraftwerkststeinkohlen laut Bafa deutlich auf 32,0 Mio. Tonnen Steinkohle bzw. 27,5 Mio. Tonnen SKE (Steinkohleneinheiten) gestiegen. Die Mengen lagen 2013 bei ca. 30,5 Mio. t. SKE.12

Die gesamten Steinkohlenimporte, also einschließlich der Kohlen für den Wärmemarkt und die Stahlindustrie, lagen 2012 bei 44,7 Mio. t SKE. Der Anstieg setzte sich 2013 fort und erreichte laut AGEB 50,3 Mio. t SKE, verzeichnete also ein sehr deutliches Plus von 12,5%, auch um die zurückgehende einheimische Förderung zu ersetzen.

Der größte Teil der zusätzlichen Steinkohlenmengen wurde in Kraftwerken verfeuert. Damit reagierte die deutsche Stromwirtschaft auf international fallende Kohlepreise und niedrige CO2-Kosten.

Die Importkosten für Steinkohlen sind in den letzten 12 Jahren deutlich gestiegen. Vor einem Jahrzehnt mussten durchschnittlich 200-300 Mio. Euro pro Quartal aufgewendet werden. Mittlerweile sind es im Durchschnitt 600 Mio. Euro. Bei Lieferproblemen, z.B. bei den häufigen Flutkatastrophen in den Kohleregionen Australiens, können die Kosten schnell über 800 Mio. pro Quartal klettern.

Im laufenden Jahr 2013 ist mit Importkosten von ca. 2,5 Mrd. Euro zu rechnen. Das entspricht in etwa dem Vorjahreswert, da niedrigere Einfuhrpreise durch höhere Einfuhrmengen kompensiert wurden.

Steinkohlenimporte

Steinkohlenimporte

 

Kosten der Steinkohlenimporte

Kosten der Steinkohlenimporte

3.2 Importkosten insgesamt (Öl, Gas, Steinkohle)

Was kosten uns diese Importe insgesamt? Welche Summe könnte (theoretisch) im Außenhandel eingespart werden, wenn sie durch einheimische Energieträger bzw. Erneuerbare Energien ersetzt werden?

Zunächst ein Rückblick auf das Jahr 2012. Deutschland gab für die Nettoimporte im Einzelnen aus:

  • für Steinkohle (Kraftwerkskohle) 2,6 Mrd. Euro
  • für Erdgas 23,2 Mrd. Euro
  • für Rohöl/Ölprodukte 68,4 Mrd. Euro.

In der Summe beliefen sich die Nettoimportkosten für Öl, Gas und Steinkohle im Jahre 2012 auf 94 Mrd. Euro. Nie zuvor musste eine höhere Summe für die fossilen Energieimporte aufgebracht werden. Im laufenden Jahr 2013 ist mit Kosten in Höhe von 91 Mrd. Euro zu rechnen, dem bislang zweithöchsten Jahreswert.

Kumuliert ergibt sich für die Jahre 2000-2013 die beeindruckende Summe von 833 Mrd. Euro für die fossilen Nettoimporte.

Die monatlichen Importkosten für Öl, Gas und Kohle liegen 2012 und 2013 in der Nähe der Rekordwerte, die im Sommer 2008 kurz vor dem Zusammenbruch der internationalen Finanzmärkte gezahlt werden mussten.

Deutlich sichtbar ist die Dominanz der Ölimportkosten, während die Steinkohle (Kraftwerkskohle) kaum ins Gewicht fällt. Der Anstieg der Kosten seit 2005 geht fast ausschließlich auf das Konto der gestiegenen Ölpreise.

Übersicht: Kosten der fossilen Nettoimporte Deutschlands

Übersicht: Kosten der fossilen Nettoimporte Deutschlands

3.3 Importkosten je Kopf und als BIP-Anteil

Im Jahr 2012 mussten 3,5 % des deutschen BIP aufgebracht werden, um die fosssilen Energieimporte zu finanzieren. Das ist der bislang höchste Jahreswert. Im Jahr 2013 sind es voraussichtlich 3,4%.

Selbst das Jahr 2008, das im ersten Halbjahr hohe Monatswerte von über 4% aufwies, hatte einen niedrigeren Jahresdurchschnitt von 3,3%. Vor zehn Jahren lagen die Werte bei 1,6 Prozent des deutschen BIP, also nur halb so hoch. Mit anderen Worten: Ein immer größerer Anteil unserer Wirtschaftskraft muss für die fossile Energieabhängigkeit aufgebracht werden.

Kosten fossiler Nettoimporte als Anteil am BIP

Kosten fossiler Nettoimporte als Anteil am BIP

Dementsprechend stiegen auch die Pro-Kopf-Ausgaben für die fossilen Energieimporte13  im Jahr 2012. Auf jeden Bundesbürger entfielen im Jahr 2012 1169 Euro. Im laufenden Jahr sind es voraussichtlich 1135 Euro. Vor 10 Jahren (2003) waren es nur 410 Euro.

Pro-Kopf-Ausgaben für fossile Energieimporte

Pro-Kopf-Ausgaben für fossile Energieimporte

3.4 Indirekte Kosten fossiler Energieimporte

CO2-Emissionen

Bei der Nutzung, also der Verbrennung von Öl, Gas und Kohle entstehen große Mengen an CO2. Im Jahr 2012 prouzierten die importierten fossilen Energieträger ca. 581 Mio. Tonnen CO2. Sie können folgendermaßen zugeordnet werden:14

  • Nettoimporte Öl/Ölprodukte: 332 Mio. Tonnen CO2
  • Nettoimporte Erdgas: 159 Mio. Tonnen CO2
  • Nettoimporte Steinkohle: 90 Mio. Tonnen CO2.

Zur Größenordnung dieser CO2-Mengen: 80% der gesamten Biomasse in Deutschland wird benötigt, um das bei der Verbrennung der fossilen Importe Jahr für Jahr entstehende CO2 der Atmosphäre zu entziehen.15

Insgesamt gelangten durch die Verbrennung der fossilen Energieimporte 2000-2012 etwa 7.850 Mio. Tonnen CO2 in die Atmosphäre.

Wertschöpfung und Arbeitsplätze

Eine fossile, importabhängige Energieversorgung verzichtet gegenüber einer einheimischen Lösung auf erhebliche Wertschöpfungs- und Arbeitsplatzeffekte.

Die fossile Infrastruktur ist kapitalintensiv (Tanker bzw. Frachter, Pipelines, Häfen, Großkraftwerke) und erzeugt vergleichsweise wenige Arbeitsplätze. Die finanziellen Aufwendungen für die laufende Verbrennung der Energieträger verlassen das Land bzw. die EU und erzeugen damit die Notwendigkeit, exportstarke Branchen aufzubauen, um die Energieimporte finanzieren zu können.

Diese außenwirtschaftliche Abhängigkeit erscheint so lange nebensächlich, wie die eigene Wirtschaft konkurrenzfähig ist. Wenn dies jedoch nicht mehr der Fall ist, aus welchen Gründen auch immer, kann eine Exportschwäche die Einfuhr lebensnotwendiger, teurer Energieressourcen erschweren oder sogar verhindern. Das ist ein wirtschaftspolitisches und gesellschaftliches Risiko, das minimiert werden sollte.

Der Aufbau und die Unterhaltung einer Energieversorgung, die auf regenerative heimische Energiequellen setzt, ist demgegenüber vergleichsweise arbeitsplatzintensiv und hält einen großen Teil der Wertschöpfung im Land bzw. sogar in der nahen Region.

Die Nettoimportausgaben für Öl, Gas und Steinkohle in Höhe von 91 Mrd. Euro (2013) stellen eine Kaufkraft von 1135 Euro pro Kopf und Jahr dar, die theoretisch in der Region bleiben und über Multiplikatoreffekte entsprechenden Wohlstand schaffen könnten.

Die Dezentralität moderner, regenerativer Energiesysteme erhöht zudem die Resilienz   (Widerstandsfähigkeit) und Planbarkeit des Gesamtsystems und verteilt die Wertschöpfung gleichmäßiger über die Fläche.

Wechselkursrisiken

Im letzten Jahr wurde deutlich, welche Preisrisiken durch Energieimporte aus anderen Währungsräumen entstehen können. Obwohl 2012 die Rohölpreise 20 Prozent unter den Höchstständen des Jahres 2008 lagen, mussten an der Tankstelle und für Heizöl Rekordpreise gezahlt werden, da der Euro gegenüber dem Dollar an Wert verloren hatte.

Eine regenerative Energieversorgung könnte diese Währungsrisiken weitgehend eliminieren, da lediglich bei bestimmten Kapitalkosten und bei einzelnen Komponenten, die auf dem Weltmarkt zugekauft werden müssen, solche Risiken auftreten könnten. Im laufenden Betrieb spielen die Wechselkurse dann keine Rolle mehr.

Kosten für strategische Ölvorräte

Wegen der hohen Importhängigkeit Deutschlands entstehen der Gesellschaft zusätzliche Kosten durch die Vorhaltung strategischer Reserven, die im Notfall die Öl- und Gasversorgung für mehrere Monate sichern können.

Die in Deutschland vom EBV (Erdölbevorratungsverband) eingelagerten Rohöl- und Ölproduktmengen (ohne Delegationsmengen) haben einen Marktwert von etwa 20 Mrd. Euro.16

Dieses Kapital könnte dem Haushalt zur Verfügung stehen, sobald es gelingt, die Abhängigkeit von Ölimporten auf ein strategisch erträgliches Maß zu reduzieren. Die Reserven könnten dann verkauft werden – eine Art „Begrüßungsgeld“ im postfossilen Zeitalter. Allerdings ist hier eine Gegenrechnung notwendig, da die fluktuierende Einspeisung von Sonnen- und Windenergie beim gegenwärtigen Stand der Technik die kapitalintensive Vorhaltung aufwendiger Puffer notwendig macht.

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6 Bei Redaktionsschluss (20. Dezember 2013) lagen bei der Bafa noch nicht alle Daten für das laufende Jahr vor. Die fehlenden Monatswerte wurden daher von der AG Energiebilanzen, MWV, BDEW und VDKi übernommen, die bereits vorläufige Jahrezahlen vorgelegt haben. Fehlende Preisdaten wurden geschätzt (Kohle: Rotterdamer Importpreise; Erdgas: NBP, EEX/NCG und zeitversetzte Ölindexierung; Öl: Rotterdamer Produktpreise und ICE-Brent).

7 Vgl. detailliert: http://www.energycomment.de/olverbrauch-deutschland-1995-2012/

8 Vorläufige Daten des Mineralölwirtschaftsverbandes MWV.

9 Laut Bafa; zur Vorgehensweise und zu methodischen Einschränkungen siehe Anhang.

10 Vgl. Bafa und auch BDEW: Entwicklungen in der deutschen Erdgaswirtschaft 2013, Dez. 2013, vorläufige Zahlen.

11 Die offiziell gemeldeten Daten über fossile Energieimporte (Bafa) im Jahr 2013 sind vorläufig.

12 Die Bafa-Statistik erfasst nur die Steinkohle für Kraftwerke (Kesselkohle). Daneben wird Importkohle v.a. in der Eisen- und Stahlindustrie eingesetzt. Datenquellen für die Daten in diesem Bericht sind Bafa, VDKi, AGEB, McCloskey.

13 Wenn nicht ausdrücklich anders angegeben, handelt es sich in diesem Text stets um Nettoimporte, also Import minus Export.

14 Die Menge an CO2-Emissionen, die bei der Verbrennung einzelner Energieträger und Kraftstoffe entsteht, ist je nach Quelle leicht unterschiedlich. Wir verwenden die Daten des Umweltbundesamtes (UBA).

15 Auf Basis folgender Untersuchung: Nationale Akademie der Wissenschaften Leopoldina (2013): Bioenergie – Möglichkeiten und Grenzen. Halle (Saale). Der Wert bezieht sich auf die Nettoprimärproduktion.

16 Geschäftsbericht des EBV: http://www.ebv-oil.org/cms/pdf/EBV_GB_2011_2012.pdf und eigene Berechnung auf Grundlage der EBV-Daten.

 

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