CO2-Emissionshandel in der Handelsperiode 2008-2012

Diplomarbeit von Gunnar Möller

Problemstellung:

Mit dem Kyoto-Protokoll, einem Zusatzprotokoll zur Ausgestaltung der Klimarahmenkonvention der vereinten Nationen für den Klimaschutz, verständigten sich 1997 die teilnehmenden Nationen auf das Ziel die Emission von Treibhausgasen, vor allem CO2, bis 2012 um durchschnittlich 5,2% unter das Niveau von 1990 zu senken. Neben den flexiblen projektbezogenen Mechanismen Joint Implementation (JI) und Clean Development Mechanism (CDM) stellt der Handel mit CO2 Emissions-Zertifikaten das wichtigste Instrument zur Erreichung der Emissionsziele dar.

Als Umsetzung der Ergebnisse des Kyoto-Protokolls auf EU Ebene wurde am 1. Januar 2005 mit dem Emission Trading Scheme (ETS) ein Handelssystem für Emissions-Zertifikate eingeführt. In Zukunft soll das ETS den Handel aller Arten von Treibhausgasen ermöglichen. Derzeit werden jedoch ausschließlich CO2-Emissions-Zertifikate gehandelt. Die EU Richtlinie 2003/87/EG bildet die gesetzliche Grundlage auf EU-Ebene für die nationale Gesetzgebung in den einzelnen EU-Nationen. Das Reduktionsziel in Bezug auf CO2 Emissionen auf EU-Ebene beträgt 8% zur Basisperiode 1990.

Die gesetzliche Grundlage für den CO2 Emissionshandel in Deutschland bilden zum einen das Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG) von 2004, zum anderen der Nationale Allokationsplan (NAP) für die jeweils aktuelle Handelsperiode. Die erste Handelsperiode umfasst den Zeitraum 2005-2007. Der entsprechende Nationale Allokationsplan (NAP I) wurde 2004 vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) verabschiedet und ist derzeit gesetzliche Grundlage für die kostenlose Primärallokation von CO2 Emissions-Zertifikaten am Anfang eines Handelsjahres. Der NAP I wird zum 1. Januar 2008 durch den NAP II ersetzt. Der NAP II wurde am 28. Juni 2006 vom BMU verabschiedet und der Europäischen Kommission zur Prüfung vorgelegt.

Ziel der deutschen Bundesregierung ist laut Selbstverpflichtung bis zum Ende des Jahres 2012 die CO2 Emissionen in Deutschland um 21% zum Basisjahr 1990 zu senken. Der Handel mit CO2 Emissions-Zertifikaten soll dabei als Anreiz dienen, bestehende Anlagen in Industrie und Energieerzeugung durch neue, bezogen auf CO2 Emissionen effizientere, zu ersetzen oder zu modernisieren. Der Trend der jüngsten Vergangenheit offenbart jedoch eher eine Zurückhaltung, insbesondere der Energieunternehmen, bei der Investition in neue Anlagen. Einige Studien dokumentieren in diesem Zusammenhang sogar einen ‚Investitionsstau’. Dagegen wird durch eine veränderte Ausgangslage u.a. durch den NAP II sogar mit einem ‚Investitionsboom’ vor allem bei fossil befeuerten Kraftwerken gerechnet.

Der Fokus dieser Arbeit liegt auf Unternehmen der Energiebranche, insbesondere Kraftwerksbetreibern in Deutschland. Aus Unternehmensperspektive, stellt sich die Frage, inwieweit der CO2 Emissionshandel das Entscheidungskalkül hinsichtlich Investitionen in neue Anlagen beeinflusst. Im Hinblick auf den CO2 Emissionshandel ist zwischen der ersten und zweiten Handelsperiode zu unterscheiden. Die erste Handelsperiode läuft bereits seit Anfang des Jahres 2005. Die Energieunternehmen haben die gesetzlichen Bestimmungen des NAP I in ihr Entscheidungskalkül bezüglich Investitionen in ihre Anlagen aufgenommen und erste Erfahrungen gesammelt. Mit dem NAP II ergibt sich in Teilen eine neue Situation für die, da sich die gesetzlichen Rahmenbedingungen ändern. Gleichzeitig spielt die Prognose der Preise für CO2 Emissions-Zertifikate eine große Rolle für Investitionsentscheidungen in Kraftwerke. Bisher sind die Preise für CO2 Emissions-Zertifikate starken Schwankungen unterworfen. Eine langfristige Prognose ist mit großen Unsicherheiten verbunden.

Die klassischen Formen der Investitionsrechnung, wie z.B. die Kapitalwertmethode, können diese Unsicherheit sowie die dringend benötigte Flexibilität bei Investitionsentscheidungen nur unzureichend abbilden und bewerten. Weiterhin beschäftigt sich die Mehrheit der wissenschaftlichen Beiträge zum CO2 Emissionshandel ausschließlich mit Betrachtungen zur gesamtwirtschaftlichen Effektivität und Effizienz und lässt eine Betrachtung aus Unternehmensperspektive außer Acht. Aus diesen Gründen leistet diese Arbeit einen Beitrag für Energieunternehmen Investitionsentscheidungen in Kraftwerke in der Handelsperiode 2008-2012 mit Hilfe von Realoptionen zu betrachten.

Dazu werden nach eingehender Betrachtung der internationalen und nationalen gesetzlichen Rahmenbedingungen hinsichtlich des CO2 Emissionshandels die ökonomischen Auswirkungen auf den Kraftwerksbetrieb sowie langfristige Entwicklungen der für Kraftwerksinvestitionen entscheidenden Einflussfaktoren untersucht. Diese Betrachtungen ergeben, neben einem kurzen Überblick über technische Optionen zur CO2-Vermeidung in Kraftwerken, die Grundlage für einen Ansatz zur Unterstützung von Investitionsentscheidungen in Kraftwerke mit Hilfe von Realoptionen.

Gang der Untersuchung:

Zielsetzung des Buches ist es, einen Beitrag zur Entscheidungsunterstützung hinsichtlich Investitionsentscheidungen in CO2 effiziente Kraftwerke von Energieunternehmen unter besonderer Berücksichtigung des CO2 Emmissionshandels in der Handelsperiode 2008-2012 zu leisten.

Kapitel zwei ordnet den CO2 Emissionshandel zunächst in den umweltpolitischen Rahmen ein und gibt einen Überblick über die wichtigsten Konzepte und Begriffe. Im Anschluss steht eine Betrachtung über die Umsetzung der beschriebenen Konzepte auf internationaler Ebene durch das Kyoto-Protokoll, über den CO2 Emissionshandel in der EU bis zur Umsetzung in nationales Recht in Deutschland. Der Fokus liegt dabei auf der Ausgestaltung des NAP II für die Handelsperiode 2008-2012 in Deutschland.

Kapitel drei beschäftigt sich mit den ökonomischen Rahmenbedingungen von Energieerzeugern in Deutschland. Der Fokus liegt in diesem Zusammenhang auf Betreibern von fossil befeuerten Kraftwerken, da diese besonders vom CO2 Emissionshandel betroffen sind. Insbesondere wird auf die veränderte Kostenstruktur und die damit verbundenen Veränderungen im Betrieb von Kraftwerken eingegangen. Weiterhin werden Einflussfaktoren auf Investitionsentscheidungen in Kraftwerke untersucht und einer langfristigen Prognose unterzogen. Es werden insbesondere technische Optionen zur CO2-Vermeidung in Kraftwerken untersucht sowie die historischen Preise für CO2 Emissions-Zertifikate und deren mögliche langfristige Entwicklung betrachtet.

Kapitel zwei und drei bilden die Grundlage für die abschließende Betrachtung von Realoptionen als Methode zur Unterstützung von Investitionsentscheidungen für Kraftwerke. Dazu werden der Ansatz von Realoptionen sowie dessen wesentliche Begriffe zunächst erläutert. Im Anschluss wird untersucht, welchen Beitrag Realoptionen leisten können, um Investitionsentscheidungen im zuvor erarbeiteten Umfeld von Energieerzeugern zu unterstützen. Der Fokus liegt in diesem Zusammenhang auf der Entscheidungsunterstützung bezüglich Kraftwerksinvestitionen vor allem im Hinblick auf den CO2 Emissionshandel. Dazu wird ein Vorgehensleitfaden erarbeitet und beispielhaft angewendet.

Den Abschluss des Buches bilden ein Fazit sowie ein Ausblick auf offene Fragestellungen und Erweiterungsmöglichkeiten des erarbeiteten Ansatzes.

Inhaltsverzeichnis:

Textprobe:

Kapitel 3.2.1, Verfügbarkeit und Preise von Brennstoffen:

Fossile Brennstoffe wie Erdgas, Erdöl oder Kohle, aber auch nicht-fossile Kernbrennstoffe wie Uran sind global nur begrenzt verfügbar. Die statische Reichweite von Erdgas, Erdöl, Kohle und Uran prognostiziert das BMWi derart, dass bis 2030 keine Engpässe erwartet werden. Diese Prognose ist jedoch anzuzweifeln. Die Begründung dafür liegt in der angewandten Methodik. So werden Einflussfaktoren wie die zukünftig zur Verfügung stehende Technologie zur Gewinnung sowie zur Verwendung von Brennstoffen, aber auch die Nachfrageentwicklung als konstant angenommen. Abhilfe würde eine dynamische Betrachtung (dynamische Reichweite) bieten. Die Unsicherheit bezüglich der Entwicklung dieser Einflussfaktoren, die über einen so langen Zeitraum besteht, würde jedoch auch keine verlässlichere Prognose bieten.

Bezüglich der Preise für fossile Brennstoffe prognostiziert das BMWi bis 2030 für Erdöl eine Steigerung von knapp 30% und für Erdgas von 22%. Die Preise für Braun- und Steinkohle werden sich im selben Zeitraum nur geringfügig ändern. Auch diese Prognosen sind als fraglich einzuschätzen. Die Begründung für diese These ist zum Einen die zuvor festgestellte Unsicherheit hinsichtlich der langfristigen Verfügbarkeit von fossilen Brennstoffen. Eine schnellere als die prognostizierte Verknappung fossiler Brennstoffe hätte erhebliche Auswirkungen auf die Preise. Zum Anderen liefert die Betrachtung der Preisentwicklung fossiler Brennstoffe der Vergangenheit (2000-2005) Anhaltspunkte dafür, dass die Preise deutlich stärker steigen könnten als durch den Energiereport IV prognostiziert.

Der Preis für Steinkohle erhöhte sich zwischen 2000 und 2005 um 55%, Erdöl verteuerte sich um 88% und Erdgas um 50%. Braunkohle lässt sich aufgrund der geringen Energiedichte nicht wirtschaftlich transportieren. Aus diesem Grund wird 90% der gewonnenen Braunkohle nahe der Lagerstätte verstromt und es existiert kein Marktpreis.

Als Fazit lässt sich festhalten, dass sich fossile Energieträger, abgesehen von Braunkohle, langfristig weiter verteuern werden, dass sich das Ausmaß der Verteuerung aber schwer prognostizieren lässt.

Nachfrageentwicklung nach Strom:

Bis zum Jahr 2030 wird sich laut Energiereport IV die Endenergienachfrage in Deutschland um 8,8% von 9241 PJ auf 8427 PJ verringern. Gleichzeitig erhöht sich der Anteil von Strom an der Endenergienachfrage von 18,8% auf 22%. Unter dem Strich ergibt sich also eine Erhöhung der Nachfrage nach Strom um 6,71%. Diese Zahlen zeigen, dass sich der Anteil von Strom am Endenergieverbrauch erhöht und somit an Bedeutung gewinnt. Diesen Trend belegt ebenfalls eine modellgestützte Analyse des Instituts für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung (IER) von 2001. In diesem Zusammenhang ist zu beachten, dass sich die Entwicklung der Stromnachfrage in Zukunft noch weniger am Wirtschaftswachstum orientieren wird als in der Vergangenheit. Die Entkopplung der Stromnachfrage vom Bruttoinlandsprodukt (BIP) ist schon seit Anfang der neunziger Jahre zu beobachten. Dieser Trend wird sich bis 2030 weiter fortsetzen.

Strompreise:

Für Kraftwerksbetreiber sind in erster Linie die Strompreise an den Großhandelsmärkten, nicht die Strompreise für Endverbraucher, wie z.B. für Haushalte oder Industrie relevant. Betrachtet man die Strompreisentwicklung in Deutschland seit 2000, ist ein starker Anstieg der Strompreise auf den Großhandelsmärkten zu verzeichnen. Dieser Trend wird sich voraussichtlich bis 2010 fortsetzen, so dass sich im Zeitraum zwischen 2000 und 2010 eine Steigerung von durchschnittlich 85% von 1,90 Cent auf 3,50 Cent pro kWh ergibt. Der Hauptgrund für diese Preissteigerung ist der Abbau von Überkapazitäten aus der Zeit vor der Liberalisierung des Strommarktes durch das Energiewirtschaftsgesetz aus dem Jahr 1998. Durch bestehende Überkapazitäten war im Jahr 2000 der Strompreis auf das Niveau der kurzfristigen Grenzkosten gesunken. Bis 2010 wird eine entsprechende Preiskorrektur prognostiziert, so dass sich die Großhandelspreise für Strom wieder auf Vollkostenniveau befinden. In diesem Zeitraum werden sich gleichzeitig Überkapazitäten entsprechend abbauen. Der zweite Grund für die starken Steigerungen des Strompreises ist in der Einführung des CO2 Emissionshandels in diesem Zeitraum zu sehen, da die Energieerzeuger die Kosten für CO2 Emissions-Zertifikate ‚einpreisen’. Im Zeitraum zwischen 2010 und 2030 werden sich die Strompreise an den Großhandelsmärkten weniger stark von circa 3,50 Cent auf circa 4,50 Cent erhöhen.

Gesetzliche Rahmenbedingungen:

Gesetzliche Rahmenbedingungen spielen eine wichtige Rolle in der Energiewirtschaft und haben einen großen Einfluss auf Entscheidungen und Entscheidungsträger in der Energiewirtschaft. In diesem Zusammenhang stellen gesetzliche Regelungen auf nationaler Ebene, aber zunehmend auch auf internationaler Ebene, wie z.B. Richtlinien der EU, einen Einflussfaktor für Investitionsentscheidungen dar. Der CO2 Emissionshandel als umweltpolitisches Instrument in Form von Verordnungen und Gesetzen wurde bereits in Kapitel 2 ausführlich thematisiert. Die Auswirkungen auf Investitionsentscheidungen in Kraftwerke wurden im Verlauf des Buches und werden auch in den folgenden Abschnitten weiter ausgeführt. Neben den Regelungen zum CO2 Emissionshandel existieren jedoch weitere entscheidungsrelevante Gesetze in Deutschland, die Investitionsentscheidungen beeinflussen. Dazu gehören:

- das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG).

- das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG).

- das Gesetz zur geordneten Beendigung der Kernenergienutzung zur gewerblichen Nutzung von Elektrizität.

Diese Gesetze werden an dieser Stelle nicht näher erläutert, jedoch an geeigneter Stelle im Verlauf des Buches aufgegriffen, um Zusammenhänge zu erklären.

Struktur des Kraftwerkparks:

Die Struktur des Kraftwerkparks wird sich bis zum Jahr 2030 entscheidend verändern. Betrachtet man zunächst ausschließlich Schätzungen über das erwartete Gesamtvolumen von Kraftwerksinvestitionen, so unterscheiden sich die Zahlen zum Teil beträchtlich. Die Prognosen reichen von 45 Mrd. Euro Investitionsbedarf in Kraftwerke bis 2030 bis zu 70 Mrd. Euro bereits bis 2020. Es wird erwartet, dass allein im Zeitraum zwischen 2010 und 2020 der Bedarf neu zu errichtender Kraftwerke in Deutschland einen Umfang von ca. 40 GW erreichen wird. Allen Prognosen, unabhängig davon in welcher Höhe sie zukünftige Investitionen in Kraftwerke quantifizieren, ist gemeinsam, dass der Investitionsbedarf spätestens ab 2010 beträchtlich sein wird. Die Gründe für diesen Investitionsbedarf liegen zum einen in der derzeitigen Altersstruktur des deutschen Kraftwerkparks, zum anderen am beschlossenen Ausstieg aus der Nutzung von Kernenergie zur Stromerzeugung in Deutschland. Die Ursachen, warum Investitionen in der Vergangenheit verschoben wurden, sind einerseits der zuvor erwähnte Preisverfall der Strompreise, verursacht durch Überkapazitäten aus Zeiten vor der Liberalisierung des Strommarktes. Andererseits ist im Bezug auf den CO2 Emissionshandel ein strategisches Verhalten derart zu beobachten, dass Investitionen aufgrund von Unsicherheiten bezüglich der zukünftigen Entwicklung des Marktes für CO2-Emissions-Zertifikate verschoben wurden.