ZEW-Projekt: Konzept für ein Monitoring der energiepolitischen Zielerreichung

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Ansprechpartner Andreas Löschel Nikolas Wölfing L 7, 1  68161 Mannheim Postfach 10 34 43

energiepolitische Zielerreichung Illustration: Energiepolitische

Zielerreichung 2012

Mannheim, 6. Juni 2012

Florens Flues Andreas Löschel Frank Pothen Nikolas Wölfing

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Illustration zum Projektbericht

Der vorliegende Kurzbericht bietet eine Illustration zum Projektbericht „Indikatoren für die energiepolitische Zielerreichung“ vom 1. Juni 2012. Es werden die im Projekt‐

bericht ausgewählten Indikatoren, sofern möglich, quantifiziert und dargestellt. Eine ausführliche Diskussion und Beschreibung der Indikatoren sowie des Auswahlprozes‐

ses findet sich im Projektbericht (ZEW, 2012).

Hintergrundinformationen zum Auftrag

Der Projektauftrag lautete, ein Konzept für eine indikatorenbasierte Evaluation der drei abstrakten Ziele Sicherheit, Umweltverträglichkeit und Wirtschaftlichkeit der Energieversorgung zu entwickeln. Getragen und finanziert wurde das Projekt vom Bundesverband der Deutschen Industrie (BDI) und einem breiten Konsortium seiner Mitgliedsverbände sowie der Industriegewerkschaft Bergbau, Chemie, Energie. Der Projektbericht (ZEW, 2012) ist das alleinige Ergebnis der eigenständigen und unab‐

hängigen Arbeiten am Zentrum für Europäische Wirtschaftsforschung GmbH, Mann‐

heim. Alle vorgebrachten Meinungen und Einschätzungen sind, soweit nicht anders gekennzeichnet, ausschließlich die der Autoren.

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Hintergrund

Die klassischen Ziele der Energiepolitik sind die Sicher‐

heit, die Umweltverträglichkeit, und die Wirtschaftlich‐

keit der Energieversorgung. Die folgenden Seiten zeigen eine Auswahl von Indikatoren für diese Ziele.

Indikatoren zeigen Entwicklungen und dringende Prob‐

leme auf und lassen den Leser somit die energiepoliti‐

sche Zielerreichung bündig überblicken. Jedoch sind Indikatoren nicht geeignet, detaillierte Ursache‐

Wirkungs‐Zusammenhänge darzustellen und Gründe für Entwicklungen erkennbar zu machen. Damit sind sie als Ausgangspunkt oder Ergänzung für weitergehende strukturelle ökonomische oder technische Untersuchun‐

gen zu sehen. Indikatoren können hingegen darauf hinweisen, zu welchen Themen weitere Untersuchungen sinnvoll sind.

Die hier dargestellten Indikatoren wurden anhand eines Konzeptes ausgewählt, das vom Zentrum für Europäi‐

sche Wirtschaftsforschung (ZEW) im Projekt “Indikato‐

ren für die energiepolitische Zielerreichung” entwickelt wurde. In diesem Projekt wird die Erfassung der ener‐

giepolitischen Zielerreichung auf zwei Arten versucht.

Zum einen wird im Projektbericht eine umfangreiche Liste an potentiellen Indikatoren vorgestellt. Zum ande‐

ren wird dort ein Konzept entwickelt und angewendet mit dem Indikatoren auf transparente und nachvollzieh‐

bare Weise ausgewählt werden können.

Die Auswahl beschränkt sich dabei einerseits auf eine übersichtliche Zahl von Indikatoren und versucht ande‐

rerseits die Ziele der Energiepolitik breit abzudecken.

Dafür wurden die drei Ziele Sicherheit, Umweltverträg‐

lichkeit und Wirtschaftlichkeit jeweils in eigenständige Dimensionen aufgegliedert und anschließend, soweit möglich, mit Indikatoren besetzt.

Die Sicherheit der Energieversorgung gliedert sich grob in die Sicherheit vor Unfallrisiken und in die Zuverlässig‐

keit der Versorgung. Letztere wird entlang der Lieferket‐

te analysiert. Die Umweltverträglichkeit der Energiever‐

sorgung ist ein in sich vielgestaltiges Ziel. Insgesamt werden, auf Basis der Literatur im Bereich Ökobilanzen (Life Cycle Assessment), zehn Dimensionen von Indikato‐

ren herausgearbeitet. Die Wirtschaftlichkeit der Ener‐

gieversorgung wird anhand von Kriterien für die ge‐

samtwirtschaftliche Effizienz abgebildet.

An verschiedenen Stellen zeigt das Projekt weiteren Forschungsbedarf auf. Zur Messung der Sicherheit der Energieversorgung sollten bessere Indikatoren zu politi‐

schen Versorgungsrisiken und zur Spannungsqualität im Stromnetz entwickelt werden. Vielfach sind Datenlücken zu schließen. Das gilt vor allem im Bereich der Umwelt‐

verträglichkeit, wo geeignete Daten zu Emissionen in Boden‐ und Wasser sowie für den Verbrauch von Res‐

sourcen und die Nutzung von Land fehlen. Besondere Herausforderungen stellt die Messung der Wirtschaft‐

lichkeit der Energieversorgung dar. Einerseits fehlen ausgereifte und unumstrittene Zahlen für externe Effek‐

te. Andererseits müssen bessere Indikatoren für Regu‐

lierungskosten erhoben werden. Diese Dimension um‐

fasst die gesamtwirtschaftlichen Kosten der Regulierung, von Bürokratiekosten bis zu Verlusten bei der internati‐

onalen Wettbewerbsfähigkeit.

Dieser Kurzbericht illustriert nur die ausgewählten Indi‐

katoren. Diese sind als mögliche Maßzahlen für die unterschiedlichen Dimensionen der Sicherheit, die Um‐

weltverträglichkeit, und die Wirtschaftlichkeit der Ener‐

gieversorgung zu sehen. Für weitere Fragen und detail‐

liertere Informationen verweisen wir den Leser auf den umfassenden Projektbericht.

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Prägende Kennzahlen der deutschen Energieversorgung

Die Indikatoren für die energiepolitische Zielerreichung orientieren sich explizit an den Zielen Sicherheit, Um‐

weltverträglichkeit, und Wirtschaftlichkeit der Energie‐

versorgung. Diese Ziele sollten nicht isoliert betrachten werden. Stattdessen sollten zuerst einige zentrale Grö‐

ßen zur allgemeinen Entwicklung der Energieversorgung dargestellt werden. Diese Größen lassen sich meist nicht direkt einem Ziel zuordnen, bieten jedoch einen Rah‐

men, in welchem sich die einzelnen Indikatoren besser interpretieren lassen.

Abbildung 1, Quelle: Eigene Darstellung nach BMWi (2012)

Der Primärenergieverbrauch, gegliedert nach Art des Energieträgers im Zeitverlauf, zeigt die Größe des Ener‐

giebedarfs, die Energieträger auf denen die Versorgung aufbaut, und die Entwicklung der Verbrauchsstruktur der letzten Jahre.

Der Endenergieverbrauch, gegliedert nach Sektoren im Zeitverlauf, stellt das Energiesystem aus Sicht des Nut‐

zers dar und verdeutlicht von welchen Nutzern der Energiebedarf stammt.

Die makroökonomische Energieeffizienz wird gemessen als reales Bruttoinlandsprodukt je Einheit Primärener‐

gieverbrauch.

Die Einfuhrpreise für Gas, Rohöl, und Kohle sowie der Strompreis an der Börse zeigen wie sich die wichtigsten Inputpreise der Energieversorgung über die Zeit entwickeln.

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Petajoule (PJ)

Jahr

Primärenergieverbrauch nach Energieträgern

Mineralöl Steinkohle Braunkohle

Erdgas, Erdölgas Kernenergie Erneuerbare Energien

Außenhandelssaldo Strom Sonstige

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Petajoule (PJ)

Jahr

Endenergieverbrauch nach Sektoren

Verkehr Industrie Gewerbe, Handel, Dienstleistung (GHD) Haushalte

150,0 155,0 160,0 165,0 170,0 175,0 180,0 185,0 190,0

0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0 9,0

GJ / Einwohner

GJ / €

Jahr

Primärenergieverbrauch (PEV) je Einwohner und je Tsd. € Bruttoinlandsprodukt (BIP)

PEV je Tsd. € BIP (in Preisen von 2000) PEV je Einwohner

0 10 20 30 40 50 60 70

0 2 4 6 8 10 12 14 16

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Preis in Euro/MWh

Preis in Euro/GJ

Jahr

Einfuhrpreise für Rohöl, Erdgas und Steinkohle und Strompreis (Phelix Base)

Rohöl in Euro/GJ Erdgas in Euro/GJ Steinkohle in Euro/GJ Strom in Euro/MWh

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Sicherheit der Energieversorgung

Wir gliedern die Sicherheit der Energieversorgung in folgende Dimensionen: Preissicherheit erfasst den ökonomischen Ausdruck von Knappheit in liquiden Weltmärkten. Die Ressourcenverfügbarkeit, die Kapazi‐

tätsreserven der Endenergiebereitstellung und die Netzsicherheit beschreiben die physische Versorgungs‐

sicherheit entlang der Versorgungskette. Die Flexibilität und Resilienz der Nachfrage beschreibt, wie kritisch ein Versorgungsausfall für den Endnutzer wäre. Die Unfall‐

sicherheit umfasst schließlich die direkte Gefährdung, die aus den Gegebenheiten der Energieversorgung resultiert.

Ressourcenverfügbarkeit

Abbildung 5, Quelle: Eigene Berechnung nach Eurostat (2012g)

Abbildung 6, Quelle: Eigene Berechnung nach Eurostat (2012g) und BMWi (2012)

Energieressourcen werden zum Großteil importiert. Ein Ausfall eines Lieferanten beeinträchtigt die Versor‐

gungssicherheit. Konzentrationsmaße wie der Hirschman‐Herfindahl‐Index erfassen, wie stark Importe von nur wenigen Lieferländern bezogen werden. Durch den Anteil der Importe und der jeweiligen Energieträger am Energieverbrauch lässt sich die inländische Abhän‐

gigkeit abschätzen.

Die Europäische Union und die Staaten der Europäi‐

schen Freihandelsassoziation (EFTA) bilden einen Bin‐

nenmarkt. Importe aus diesen Ländern sollten folglich genauso wie inländische Erzeugung behandelt werden.

Abbildung 7, Quelle: BMWi (2012)

Abbildung 8, Quelle: Eigene Berechnung nach Eurostat (2012g) und BMWi (2012)

Abbildung 5 stellt den Hirschman‐Herfindahl‐Index der Nicht‐Binnenmarktimporte von Öl, Kohle und Gas dar.

Dieses Konzentrationsmaß nimmt maximal den Wert eins an, z.B. für Erdgas, für das sämtliche Nicht‐

Binnenmarkt‐Importe aus Russland stammen.

Problematisch ist die Erfassung des „Ursprungslandes“:

Öffentliche Daten hierzu liegen vor, jedoch kann teilwei‐

se nicht unterschieden werden, inwieweit Energieimpor‐

te aus den europäischen Nachbarländern tatsächlich dort produziert wurden, oder ursprünglich aus Importen aus anderen Ländern stammen. Außerdem werden nicht bei allen Importen die Meldungen der Herkunft von den Unternehmen freigegeben.

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1

Hirschman‐Herfindahl‐Index

Jahr

Konzentrationsmaß der Nicht‐Binnenmarkt‐Importe nach Energieträger

Erdölimporte Steinkohleimporte Erdgasimporte

0 10 20 30 40 50 60 70 80

Prozent

Jahr

Abhängigkeit des inländischen Verbrauchs von Nicht‐

Binnenmarkt‐Importen in Prozent

Mineralöl Steinkohle Erdgas

0 5 10 15 20 25 30 35 40

Prozent

Jahr

Anteil der Energieträger am inländischen Primärenergieverbrauch in Prozent

Mineralöl Steinkohle Erdgas

0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18

Jahr

Konzentrationsmaß x Importabhängigkeit x Anteil am Verbrauch

Mineralöl Steinkohle Erdgas Summe

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Preissicherheit

Abbildung 9, Quelle: Eigene Berechnungen auf Basis von täglichen Preisdaten des ICE‐Brent Index (ICE 2012)

Preisschocks können als unerwartet hohe Abweichun‐

gen vom Durchschnittspreis erfasst werden. Abbildung 9 zeigt die prozentuale Abweichung des höchsten wö‐

chentlichen Durchschnittspreises vom Jahresdurch‐

schnittspreis für Rohöl. Die Bedeutung von Rohöl für die inländische Energieversorgung zeigt sich in Abbildung 1 (Abschnitt „Prägende Kennzahlen der deutschen Ener‐

gieversorgung“). Zeitreihen für Steinkohle‐ oder Erdgas‐

preise weisen entweder nicht die erforderliche Länge oder Frequenz auf, und wurden deshalb bisher nicht berücksichtigt.

Kapazitätsreserven der Endenergiebereitstellung

Abbildung 10, Quelle: Eigene Darstellung nach Bundesnetzagentur (2009‐2010), Daten für 2010 ff. wurden nicht veröffentlicht.

Abbildung 10 zeigt, wie viel gesicherte Kapazitäten zum Zeitpunkt des größten inländischen Stromverbrauchs noch verfügbar war. Seit 2010 wurden die Daten nicht mehr veröffentlicht. Zukünftig sollte statt des Zeitpunkts der Höchstlast jeweils der Zeitpunkt mit den geringsten verbleibenden Reserven ausgewiesen werden. Dies ermöglicht eine bessere Abschätzung der Sicherheitsre‐

serven, welche verbleiben, bevor die Versorgung zu‐

sammenbrechen würde.

Abbildung 11, Quelle: Eigene Darstellung nach BNetzA (2006, 2007, 2008, 2009)

Der Verbundgrad des Stromnetzes ergibt sich, indem die durchschnittliche Importkapazität für Strom aus den

Nachbarländern durch die im Inland installierte Erzeu‐

gungsleistung geteilt wird. Je höher der Verbundgrad, desto eher können inländische Erzeugungsausfälle durch Stromimporte kompensiert werden. Der Verbundgrad wird seit 2009 von der Bundesnetzagentur nicht mehr berechnet, die zugrunde liegenden Daten sind jedoch verfügbar.

Abbildung 12, Quelle: Eigene Darstellung nach LBEG Niedersachsen (2012) und BMWi (2012)

Die Kapazität der Gasspeicher beschreibt, wie viel Gas in Deutschland gespeichert und wieder genutzt werden kann. Geteilt durch den durchschnittlichen Jahresver‐

brauch ergibt sich der durchschnittliche Anteil eines Jahres, für den die vollständig gefüllten Speicher die deutsche Energieversorgung übernehmen könnten.

1998 betrug dieser Wert rund ein Sechstel, also ca. zwei Monate. 2010 lag der Wert bei 22 Prozent, also rund 2,6 Monaten.

0 5 10 15 20 25 30 35 40

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Prozent

Jahr

Preisschock als Abweichung des höchsten Wochenpreises vom Jahresdurchschnittspreis

Ölpreisschock

0 20 40 60 80 100

2005 2006 2007 2008 2009 2010*

Gigawatt

Jahr

Gesicherte Erzeugungskapazitäten zum Zeitpunkt der Höchstlast im deutschen Stromnetz

Stundengesicherte Nettoleistung Höchstlast im Inland

12,6 12,8 13 13,2 13,4 13,6 13,8 14 14,2 14,4

2005 2006 2007 2008 2009* 2010* 2011*

Prozent

Jahr

Verbundgrad des Stromnetzes

0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Anteil

Jahr

Kapazität der Gasspeicher bezogen auf den Gasverbrauch im Inland

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Netzsicherheit

Abbildung 13, Quelle: Eigene Darstellung nach Bundesnetzagentur (2010‐2011)

Die Versorgungstörungen im Elektrizitätsnetz nach §52 EnWG geben an, wie viele Minuten im Jahr die Strom‐

versorgung durchschnittlich ausgefallen ist (System Average Interruption Duration Index – SAIDI). Hierbei wird zwischen verschiedenen Spannungsebenen unter‐

schieden. Haushaltskunden nutzen ausschließlich Nie‐

derspannung, Industriekunden benötigen teilweise Mittelspannung. Nicht erfasst sind Ausfälle aufgrund von höherer Gewalt oder Ausfälle welche kürzer als drei Minuten dauerten.

Zukünftig sollte auch die Qualität der Spannung im Elektrizitätsnetz erfasst werden. Diese gibt an, inwieweit die Netzspannung den normgerechten Parametern

entspricht. Ein entsprechender Indikator liegt bisher nicht vor.

Äquivalent zur Stromversorgung werden auch für die Gasversorgung Versorgungsstörungen nach §52 EnWG ausgewiesen.

Spannungsqualität im Stromnetz Keine ausreichenden Daten

Abbildung 15

Flexibilität und Resilienz der Nachfrage

Abbildung 16, Quelle: Eigene Darstellung nach EEX (2012)

Die Volatilität der Spotmarktpreise für Strom misst, wie stark die Preise für kurzfristige Stromlieferungen schwanken. Je flexibler sich Nachfrage und Angebot den Schwankungen der jeweils anderen Marktseite anpas‐

sen, desto geringer die Volatilität der Preise.

Abbildung 17, Quelle: Eigene Darstellung nach EEX (2012)

Abbildung 17 erfasst, wieviel Stromnachfrage am Day‐

Ahead‐Markt der EEX auf Preissignale reagiert. Betrach‐

tet wird dazu derjenige Anteil der Stromnachfragegebo‐

te die zwischen dem halben und dem anderthalbfachen Durchschnittspreis der letzten 365 Tage liegen. Diese Menge wird durch den inländischen Jahresverbrauch von Strom geteilt. Je flexibler die Nachfrage, desto leich‐

ter können Engpässe vermieden werden.

21,53

18,67

2,86 19,26

16,5

2,75 16,89

14,32

2,57 14,63

12

2,63 14,9

12,1

2,8 0

5 10 15 20 25

Gesamt Mittelspannung Niederspannung

SAIDI‐Wert in Minuten

Versorgungstörungen im Elektrizitätsnetz nach § 52 EnWG (in Minuten pro Jahr)

2006 2007 2008 2009 2010

2,09

4,072

1,02

1,88

1,257

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5

2006 2007 2008 2009 2010

SAIDI‐Wert in Minuten

Jahr

Versorgungstörungen im Gasnetz nach § 52 EnWG (in Minuten pro Jahr)

0 10 20 30 40 50 60

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

€/ MWh

Jahr

Volatilität der Spotmarktpreise für Strom

0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Anteil

Jahr

Flexible Nachfrage am Stromspotmarkt bezogen auf den jährlichen Stromverbrauch

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Unfallsicherheit

Die Sicherheit der Energieversorgung richtet sich einer‐

seits auf die Verlässlichkeit der Versorgung mit Energie, andererseits auf die Sicherheit vor Unfallschäden durch Einrichtungen der Energieversorgung. Hierfür liegt kein ausreichend guter Indikator vor.

Die einzige relevante Datenbank für Unfälle in der Ener‐

gieversorgung findet sich beim Paul‐Scherrer‐Institut in der Schweiz (PSI). Die Datenbank ist jedoch nicht öffent‐

lich zugänglich. Daneben sind bei einer Erfassung der Unfallsicherheit auch ethische Fragen zu klären, um

einen allgemein akzeptablen Indikator vorschlagen zu können. Dies kann an dieser Stelle nicht geleistet wer‐

den.

Für weitere Details dieser Diskussion sei auf das ent‐

sprechende Kapitel im Projektbericht verwiesen.

Unfallsicherheit

Kein quantifizierbarer Indikator verfügbar

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Umweltverträglichkeit der Energieversorgung

Die Umweltverträglichkeit der Energieversorgung ist ein vielgestaltiges Ziel. Potentiell ist jeder menschliche Eingriff in die Natur, der zum Zweck der Energieversor‐

gung erfolgt, von Bedeutung. Die Dimensionen der Umweltverträglichkeit orientieren sich an der Literatur im Bereich der Ökobilanzen (Life Cycle Assessments).

Insgesamt wurden zehn Dimensionen herausgearbeitet, mittels derer die Umweltverträglichkeit gemessen wird.

Diese sind Klimawandel, Humantoxizität, Feinstaub, Ionisierende Strahlung, Bodennahe Ozonbildung, Ver‐

sauerung, Eutrophierung, Ökotoxizität, Landnutzung und Ressourcenverbrauch.

Im Folgenden werden die ausgewählten Indikatoren, mit denen die zehn Dimensionen der Umweltverträglichkeit abgedeckt werden, illustriert. Anders als in den Zielen Sicherheit und Wirtschaftlichkeit werden die Indikatoren ohne direkte Zuordnung zu den Dimensionen der Um‐

weltverträglichkeit dargestellt. Dies liegt vor allem da‐

ran, dass die Indikatoren oft für mehrere Dimensionen der Umweltverträglichkeit relevant sind. Die genaue Zuordnung findet sich im Projektbericht in Abschnitt 7.4 Zusammenfassung der ausgewählten Indikatoren.

Energiebedingte Treibhausgasemissionen

Abbildung 18, Quelle: Eigene Darstellung nach Umweltbundesamt (2012a, 2012b)

Abbildung 19, Quelle: Eigene Darstellung nach UNFCCC (1995, 2012), Eurostat (2012), UN (2011).

Die energiebedingten Treibhausgasemissionen dienen in erster Linie als Indikator für die Dimension Klimawan‐

del. Die darin enthaltenen CO2‐Emissionen sind aber auch für die Versauerung (der Meere) von Bedeutung.

Abbildung 18 stellt die Entwicklung der energiebeding‐

ten Treibhausgasemissionen in Kilotonnen CO2‐ Äquivalent relativ zum Jahr 1990 dar. Bei den Zahlen für 2011 handelt es sich um eine vorläufige Schätzung.

Abbildung 19 zeigt die Emissionen in Tonnen CO2‐ Äquivalent pro Kopf im internationalen Vergleich.

0 200.000 400.000 600.000 800.000 1.000.000 1.200.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

kt CO2‐Äquivalent

Jahr

Energiebedingte Treibhausgasemissionen

0 5 10 15 20 25

Deutschland EU‐27 Japan Russland USA

Energiebedingte Treibhausgasemssionen im internationalen Vergleich

Energiebedingte Treibhausgasemissionen in t CO2‐Äquivalent pro Einwohner (2010)

(10)

Energiebedingte Emissionen von Luftschadstoffen

Abbildung 20, Quelle: Eigene Darstellung nach Umweltbundesamt (2012a)

Energiebedingte Emissionen von Luftschadstoffen die‐

nen als Indikator für verschiedene Dimensionen der Umweltverträglichkeit der Energieversorgung. Zu nen‐

nen sind die Dimensionen Feinstaub, Bodennahe Ozon‐

bildung, Versauerung, Eutrophierung, Öko‐ und Hu‐

mantoxizität. Allerdings ist nicht jede Emission auch für jede Dimension relevant. Eine genaue Zuordnung findet sich im Projektbericht in Abschnitt 7.4 Zusammenfas‐

sung der ausgewählten Indikatoren. Abbildung 20 zeigt die Entwicklung des Indikators. Die Zahlen werden rela‐

tiv zum Jahr 1990 dargestellt. Eine Ausnahme bilden die Feinstaubemissionen, die erst seit 1995 verfügbar sind.

Sie werden relativ zum Jahr 1995 ausgewiesen.

Energiebedingte Schwermetallemissionen

Der Indikator energiebedingte Schwermetallemissionen wird als Maßzahl für die Dimensionen Ökotoxizität und Humantoxizität vorgeschlagen. Die Entwicklung des Indikators wird in Abbildung 21 dargestellt. Abbildung 22 zeigt die Zusammensetzung der energiebedingten Schwermetallemissionen im Jahr 2010.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

Prozent (1990=100)

Jahr

Energiebedingte Emissionen von Luftschadstoffen

CO NMVOC NOx SO2 Feinstaub (PM10) Feinstaub (PM2.5)

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

Prozent (1990=100)

Jahr

Energiebedingte Schwermetallemissionen

Arsen Cadmium Kupfer Chrom Quecksilber

Nickel Blei Selenium Zink

Zusammensetzung energiebedingter Schwermetallemissionen (2010)

Arsen Cadmium Kupfer Chrom Quecksilber Nickel Blei Selenium Zink

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Energiebedingte Emissionen persistenter organischer Schadstoffe

In Abbildung 23 werden die polycyclischen aromatischen Kohlenwasserstoffe beispielhaft für die energiebeding‐

ten Emissionen persistenter Organischer Schadstoffe dargestellt. Bei diesen Stoffen handelt es sich um krebs‐

erregende ringförmige Kohlenwasserstoffverbindungen.

Hochradioaktive Abfälle aus der energetischen Nutzung der Kernkraft

Hochradioaktive Abfälle aus der energetischen Nutzung der Kernkraft

Abbildung 24

Der Indikator hochradioaktive Abfälle aus der energeti‐

schen Nutzung der Kernkraft wird für die Dimension ionisierende Strahlung herangezogen. Daten zu seiner Quantifizierung liegen beim Bundesamt für Strahlen‐

schutz vor, werden aber aktuell nicht als regelmäßige Zeitreihe publiziert.

Energiebedingte Wasseremissionen

Energiebedingte Wasseremissionen Keine ausreichenden Daten

Abbildung 25

Der Indikator energiebedingte Wasseremissionen wird für die Dimensionen Öko‐ und Humantoxizität vorge‐

schlagen. Es liegt keine geeignete Datenbasis zu seiner Quantifizierung vor.

Energiebedingte Bodenemissionen

Energiebedingte Bodenemissionen Keine ausreichenden Daten

Abbildung 26

Als Maßzahl für die Dimensionen Öko‐ und Humantoxi‐

zität wird der Indikator energiebedingte Bodenemissio‐

nen vorgeschlagen. Es liegen keine geeigneten Daten zu seiner Quantifizierung vor.

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2

Prozent (1990=100)

Jahr

Emissionen polycyclischer aromatischer Kohlenwasserstoffe

(12)

Materialverbrauch der Energieversorgung

Materialverbrauch der Energieversorgung Keine ausreichenden Daten

Abbildung 27

Um die Dimension Ressourcenverbrauch abzubilden, wird der Indikator Materialverbrauch der Energieversor‐

gung vorgeschlagen. Um ihn zu quantifizieren, fehlen geeignete Daten.

Flächeninanspruchnahme des Energiesystems

Flächeninanspruchnahme des Energiesystems Keine ausreichenden Daten

Abbildung 28

Zur Messung der Dimension Landnutzung wird der Indikator Flächeninanspruchnahme des Energiesystems vorgeschlagen. Es fehlen jedoch Daten zu seiner Quanti‐

fizierung.

(13)

Wirtschaftlichkeit der Energieversorgung

Die Wirtschaftlichkeit der Energieversorgung ist durch die gesamtwirtschaftliche Effizienz der Energieversor‐

gung definiert. Da die direkte Messung der Wirtschaft‐

lichkeit anhand der aggregierten Nutzen und Kosten nicht praktikabel ist, messen wir die gesamtwirtschaftli‐

che Effizienz anhand von Dimensionen, die diese ge‐

währleisten. Daraus ergeben sich die Dimensionen Wettbewerbsintensität, Internalisierung externer Kosten, Informationsverfügbarkeit und Regulierungs‐

kosten.

Wettbewerbsintensität

Abbildung 29, Quelle: Eigene Darstellung nach Bundeskartellamt (2011)

Der Residual Supply Index (RSI) misst die strukturelle Marktmacht im Strommarkt auf Seiten der Erzeuger. Er ist definiert als die Gesamtkapazitäten abzüglich der Kapazitäten des entsprechenden Unternehmens geteilt durch die Nachfrage pro Zeiteinheit. Das Bundeskartell‐

amt (2011) geht davon aus, dass ein Unternehmen über Marktmacht verfügt, für das der RSI in mehr als 5% der gemessenen Zeiträume unter 1,1 liegt. Bei einem RSI von unter 1,0 wird das Vorliegen von Marktbeherr‐

schung vermutet. Der RSI wurde nur einmalig für 2007 und 2008 im Rahmen der Sektoruntersuchung Strom vom Bundeskartellamt (2011) erhoben. Der RSI für die vier größten Stromerzeuger wird in Abbildung 29 darge‐

stellt.

Abbildung 30, Quelle: Eigene Darstellung nach Eurostat (2012 d‐f)1 und EEX (2012)

Abbildung 31, Quelle: Eigene Darstellung nach Eurostat (2012 b‐c) und Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (2012)

Differenz zwischen Endkunden‐ und Großhandelspreisen für Kraftstoff

Keine ausreichenden Daten

Abbildung 32

Die Indikatoren Differenz zwischen Endkunden‐ und Großhandelspreisen für Strom, Gas und Kraftstoffe werden als Maßzahlen für die Wettbewerbsintensität in den jeweiligen Endkundenmärkten herangezogen. Die Entwicklung er Indikatoren seit 2007 wird in Abbildun‐

gen 30‐31 gezeigt. Für Kraftstoffe liegen zurzeit noch keine ausreichenden Daten vor. Zukünftig könnte die vom Bundeskabinett beschlossene Marktransparenzstel‐

le diese Daten ausweisen.

Die Lieferantenwechselquoten für Strom und Gas (Ab‐

bildung 34) stellen den Einfluss des Verbraucherverhal‐

tens auf die Wettbewerbsintensität dar.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

EnBW E.ON RWE Vattenfall

2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008

Erzeuger & Jahr

Residual Supply Index (RSI)

Anteil der Stunden mit RSI < 1 Anteil der Stunden mit 1 < RSI < 1,1

EnBW E.ON RWE Vattenfall

0,00 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05

2007 2008 2009 2010 2011

€/ Kwh

Jahr

Differenz zwischen Endkunden‐und Großhandelsstrompreisen

Industrie Haushalte

0 0,005 0,01 0,015 0,02 0,025 0,03

2007 2008 2009 2010 2011

€/ Kwh

Jahr

Differenz zwischen Endkunden‐und Großhandelsgaspreisen

Industrie Haushalte

(14)

Internalisierung externer Effekte

Nichtinternalisierte externe Effekte Keine ausreichenden Daten

Abbildung 33

Der Indikator nichtinternalisierte externe Kosten bildet alle sozialen Kosten der Energieversorgung ab, die nicht durch Markttransaktionen abgegolten werden. Umso besser sichergestellt wird, dass für negative (positive) externe Effekte Verursacher vollständig aufkommen (entlohnt werden) umso effizienter ist die Energiever‐

sorgung.

Ausgangspunkt für die Internalisierung externer Kosten sind hierbei die sozialen Kosten der Energieversorgung, von denen sämtlichen Internalisierungen externer Kos‐

ten, wie z.B. durch Emissionszertifikatspreise auf Treib‐

hausgase, abgezogen werden. Hierfür stehen noch keine ausreichenden Daten zur Verfügung. Zudem besteht zu den externen Effekten der Energieversorgung noch umfassender Forschungsbedarf (Siehe auch Projektbe‐

richt Abschnitt 8.3.2 Internalisierung externer Effekte).

Informationsverfügbarkeit

Als Indikator für die Informationsverfügbarkeit in Ener‐

giemärkten wird der Indikator Lieferantenwechselquo‐

ten im Strom‐ und Gassektor vorgeschlagen. Die Ent‐

wicklung der Zahlen wird in Abbildung 34 gezeigt.

Regulierungskosten

Abbildung 35, Quelle: Eigene Darstellung nach Eurostat (2012b‐e)

Regulierungskosten setzten sich aus Bürokratiekosten rungskosten). Für einen Indikator zu Bürokratiekosten

0,00%

2,00%

4,00%

6,00%

8,00%

10,00%

12,00%

2006 2007 2008 2009 2010

Lieferantenwechselquote

Jahr

Lieferantenwechselquote im Strom‐und Gassektor

Stromsektor Gassektor

0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14

2007 2008 2009 2010 2011

€/Kwh

Jahr

Abweichung der deutschen Industriestrompreise

Industriestrompreis Deutschland Industriestrompreis EU

Abweichung Industriestrompreis Europäischer Industriestrompreis +/‐

Standardabweichung

0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30

2007 2008 2009 2010 2011

€/ Kwh

Jahr

Abweichung der deutschen Haushaltsstrompreise

Haushaltstrompreis Deutschland Haushaltstrompreis EU Europäischer Haushaltsstrompreis +/‐

Standardabweichung Abweichung Haushaltsstrompreis

0,00 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05

2007 2008 2009 2010 2011

€/ Kwh

Jahr

Abweichung der deutschen Industriegaspreise

Industriegaspreis Deutschland Industriegaspreis EU Abweichung Industriegaspreis Europäischer Industriegaspreis +/‐

0,00 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08

2007 2008 2009 2010 2011

€/ Kwh

Jahr

Abweichung der deutschen Haushaltgaspreise

Haushaltgaspreis Deutschland Haushaltgaspreis EU Abweichung Haushaltsgaspreis Europäischer Haushaltsgaspreis +/‐

(15)

gestaltet sich schwierig. Die Abweichungen der deut‐

schen Industrieendnutzerenergiepreise von den ent‐

sprechenden europäischen Durchschnittspreisen sollen Wettbewerbsfähigkeitsaspekte, einen Aspekt regulie‐

rungsbedingter Wohlfahrtsverluste, darstellen. Die

Abweichungen der deutschen Haushaltsenergiepreise von den entsprechenden europäischen Durchschnitts‐

preisen sind dagegen eher ein Indikator für die Kostenef‐

fizienz (vgl. Projektbericht Abschnitt 8.2.2. Kosteneffizi‐

enz).

(16)

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