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Im Zug der Energiewende sind in den letzten Jahren die Anforderungen an das Stromnetz kontinuierlich gestiegen, insbesondere wird die Optimierung der Nutzung vorhandener Ressourcen durch das sogenannte Engpassmanagement - den Umgang mit Engpässen im Netz - bedeutsamer. Vor diesem Hintergrund wird verstärkt diskutiert, ob regional differenzierte Preisgestaltung die richtigen Anreize für Stromerzeuger geben kann. Eine Option für regionale Differenzierung ist die Einführung mehrerer Zonen, in denen sich unterschiedliche Strompreise bilden können. Von einem solchen System werden vielfach Anreize zu Investitionen in Kraftwerkskapazitäten, ein effizienterer Kraftwerkseinsatz, ein sicherer Systembetrieb, die Integration erneuerbarer Energien und liquide Strommärkte erwartet. Im Ergebnis würde so eine effizientere und kostengünstigere Steuerung der Strombereitstellung und der Stromnachfrage ermöglicht. Die deutsche Energiepolitik hat sich bisher eindeutig für die Beibehaltung einer einheitlichen Preiszone im Strommarkt ausgesprochen. Im Rahmen der vorliegenden Studie erstellte modellbasierte Szenarien sowie Plausibilitätserwägungen legen nahe, dass die Einführung von zwei Preiszonen in Deutschland aktuell keinen wesentlichen Beitrag zur Verbesserung des Engpassmanagements leisten würde, im Gegenteil: Es wäre sogar zu befürchten, dass zwei Preiszonen (Norden und Süden) zu einer geringeren Marktliquidität und zu Marktunsicherheiten führen würden. Die Preiseffekte wären gegenwärtig nur gering. Die durchschnittliche Preisdifferenz zwischen den Zonen würde mit 1,70 Euro/MWh weniger als fünf Prozent des Großhandelsstrompreises betragen, und die Notwendigkeit von Anpassungen des Marktergebnisses aufgrund von Netzengpässen (Redispatch) würde sich nicht wesentlich verringern. Zum gegenwärtigen Zeitpunkt ist daher von der Einführung von zwei Preiszonen in Deutschland abzuraten. Davon unberührt sollte die Einführung von stärker regionalisierten Preissignalen ("nodal pricing") sowohl für Deutschland als auch im europäischen Kontext geprüft werden. ; Requirements for the electricity network in Germany increased in recent years due to the energy transition. The utilization of existing infrastructure applying so called congestion management becomes more important. Regional pricing might help to set the right incentives for generation companies. One option for regional price differentiation is splitting the market into multiple bidding zones with deviating electricity prices. Expectations for such a design include incentives for investments in power plants, more efficient power plant dispatch, increased system stability, integration of renewable energy sources, as well as liquid electricity markets. The result would be a more efficient and economic coordination of electricity supply and demand. So far, the German energy policy has taken a clear stand against regional pricing and favors the status quo of a single bidding zone. The model based scenario analysis and qualitative reasoning indicate that at this moment in time two bidding zones do not improve congestion management. The implementation of two bidding zones might even lead to lower market liquidity and market uncertainties. With an average difference of 1.70 Euro/MWh (less than five percent of wholesale prices), price effects between the northern and southern bidding zone are marginal. Also, the necessity for re-dispatch (alternating market results due to network congestion) does not decline significantly. In the current situation it therefore does not seem advisable to introduce two bidding zones in Germany. However, the implementation of farther reaching regional pricing (i. e. nodal pricing) for Germany as well as Europe should be examined.

Damit die Europäische Union ihre selbstgesteckten Energie- und Klimaziele erreichen kann, sind umfangreiche Investitionen in die Stromerzeugung, die Strom- und Erdgasinfrastruktur sowie in die Energieeffizienz notwendig. Eine zentrale Bedeutung kommt dabei dem Stromsektor zu. Dieser DIW Wochenbericht liefert einen Überblick über verschiedene Kostenschätzungen des Investitionsbedarfs im Energiesektor und schätzt die zu erwartenden Gesamtkosten ab. Zur Finanzierung dieser Investitionen bedarf es der konsequenten Umsetzung der europäischen Rahmenbedingungen auf nationaler Ebene; vor allem aber sollte der Regulierungsrahmen für grenzüberschreitende Infrastrukturprojekte gestärkt werden. ; For the European Union to keep on track with its energy and climate targets, large investments are required in electricity generation, infrastructure and energy efficiency. The electricity sector takes the center stage. This article delivers an overview of several estimates of the investment requirement in the European energy sector and estimates the total required investment expenditures until 2030. To ensure the financing of these investment expenditures, further adaptation of the legal framework in the European member states is necessary; even most importantly, the regulatory framework of cross-border infrastructure projects needs to be improved.

For the European Union to keep on track with its energy and climate targets, large investments are required in electricity generation, infrastructure and energy efficiency. The electricity sector takes the center stage. This article delivers an overview of several estimates of the investment requirement in the European energy sector and estimates the total required investment expenditures until 2030. To ensure the financing of these investment expenditures, further adaptation of the legal framework in the European member states is necessary; even most importantly, the regulatory framework of cross-border infrastructure projects needs to be improved.

Die Europäische Kommission hat in ihrem Grünbuch Ein Rahmen für die Klima- und Energiepolitik bis 2030 dazu aufgefordert, Einschätzungen für umwelt- und energiepolitische Entwicklungen jenseits des Jahres 2020 zu entwickeln. Allerdings beruht das Grünbuch ebenso wie die Energy Roadmap 2050 der Kommission vom Dezember 2011 auf Szenarioannahmen, die in wesentlichen Teilen nicht mehr aktuell sind. Die Europäische Kommission sollte umgehend aktualisierte Modellrechnungen bereitstellen, um der Energiepolitik transparente und nachvollziehbare Szenarien als Entscheidungshilfe an die Hand zu geben. Ein vom DIW Berlin durchgeführter Vergleich aktueller Schätzungen zeigt, dass von Seiten der Kommission die Kosten von Atomenergie und CO2-Abscheidung systematisch unterschätzt werden, während die Kosten von erneuerbaren Energien überschätzt werden. Dies gilt insbesondere für die Fotovoltaik, deren Kapitalkosten heute bereits zum Teil unterhalb der Werte liegen, die die Kommission für 2050 erwartet. Im Gegensatz zu den erneuerbaren Energien können weder die Atomkraft noch die CO2-Entsorgung zu vertretbaren Kosten eine tragende Rolle im künftigen europäischen Strommix spielen. Es ist daher unerlässlich, dass Europa konsequent auf den weiteren Ausbau erneuerbarer Energien setzt. Dazu ist es notwendig, dass anspruchsvolle Ziele für erneuerbare Energien für das Jahr 2030 definiert werden, kombiniert mit klaren Emissionsreduktions- und Effizienzzielen. ; In its Green Paper, A 2030 framework for climate and energy policies, the European Commission calls for a framework for the future development of environment and energy policy beyond 2020. However, much like the Energy Roadmap 2050 adopted by the Commission in December 2011, the Green Paper is based on assumed scenarios that are, to a great extent, no longer relevant. The European Commission needs to provide updated model calculations immediately to enable energy policy decisions to be taken on the basis of transparent and comprehensible scenarios. A comparison of recent estimates conducted by DIW Berlin indicates that the Commission systematically underestimates the cost of nuclear power and carbon capture, transport, and storage, while the cost of renewable energies tends to be overestimated. This applies in particular to photovoltaics where capital costs are, to a certain extent, already lower than the Commission's estimates for 2050. In contrast to renewable energies, neither nuclear energy nor carbon capture, transport, and storage are cost efficient enough to play a central role in the future European electricity mix. It is therefore vital for Europe to continue to focus on the further development of renewable energies in future. This requires the setting of ambitious renewables targets for 2030 as well as clear emissions reduction and energy efficiency targets.

This paper, which examines the impacts of phasing out nuclear power in Germany, is the first to include an analysis of energy supply security and critical line flows in both the German and Central European electricity networks. The technical-economic model of the European electricity market, ELMOD, is used to simulate alternative power plant dispatch, imports, exports, and network use for a representative winter day. The results suggest that the shutdown of Germany's nuclear plants will result in higher net imports, especially from the Netherlands, Austria, and Poland, and that electricity generation from fossil fuels will increase slightly in Germany and in Central Europe. We find that no additional imports will come from nuclear plants since they are already fully utilized in the merit order, and that electricity prices will rise on average by a few Euros per MWh. We conclude that closing the seven nuclear power plants within the government's moratorium will cause no significant supply security issues or network constraints and an eventual full phase-out seem to be possible due to the completion of several new conventional power plants now under construction. Finally, we suggest that a nuclear phase-out in Germany within the next 3-7 years will not undermine security of supply and network stability in Germany and Central Europe.

Der Pro-Kopf-Stromverbrauch in Indien, der heute noch zwölf Mal niedriger ist als in Deutschland, soll sich laut Prognosen der Internationalen Energie- Agentur bis 2030 verdreifachen. Die dringend erforderliche Elektrifizierung des Landes wird zum überwiegenden Teil mit Stromerzeugung aus Kohle betrieben. Trotz Reformstau im Strom- und Kohlesektor geht derzeit pro Monat ein neues Kohlekraftwerk ans Netz, und diese Entwicklung wird sich voraussichtlich noch beschleunigen. Erneuerbare Energien spielen zwar eine zunehmende Rolle, ihr Anteil an der Elektrizitätserzeugung ist jedoch gering und konzentriert sich auf bestehende Wasserkraftwerke. Indien befindet sich derzeit also auf einem Entwicklungspfad, der den globalen Zielen nachhaltiger Energieerzeugung und Verminderung des Ausstoßes klimaschädlicher Gase zuwiderläuft. Mit voraussichtlich 3,3 Milliarden Tonnen CO2- Ausstoß im Jahr 2030 gegenüber 1,15 Milliarden Tonnen im Jahr 2005 ist Indien auf dem Weg, der drittgrößte Emittent von Kohlendioxid zu werden. Bei den internationalen Klimaverhandlungen verteidigt Indien die Position der "Kohlenstoffgerechtigkeit". Langfristig wird aber auch Indien einen Beitrag zur Emissionsbeschränkung leisten müssen. Die Industriestaaten können dabei helfen mit Angeboten zu finanzieller Kompensation bei einem Beitritt zu einem globalen Klimaabkommen, mit der Intensivierung der technischen Zusammenarbeit und mit der glaubhaften Durchsetzung von Klimazielen im eigenen Land.

Angesichts ambitionierter Klimaschutzziele und weiterer energie- und industriepolitischer Ziele wie dem Atomausstieg läuft die Energiewende in Deutschland auf eine Vollversorgung mit erneuerbaren Energien hinaus. Dieser Wochenbericht beschreibt erstmals Szenarien für eine zu 100 Prozent durch erneuerbare Energien gedeckte Versorgung in Deutschland im europäischen Kontext und zeigt, dass eine solche möglich und realistisch ist. Auch europaweit würden dann keine fossilen Energieträger oder Kernkraft mehr verwendet werden. Angesichts der verfügbaren Potenziale kann demnach nicht nur die Stromnachfrage, sondern die gesamte Energienachfrage hierzulande mit erneuerbaren Energien gesichert werden. Durch Elektrifizierung und Sektorenkopplung kommt es zu einem Anstieg der Stromnachfrage auf rund 1 200 Terawattstunden, dies entspricht einer Verdopplung gegenüber dem Status quo. Gleichzeitig gibt es aber auch erhebliche Effizienzsteigerungen im Verkehrs- und im Wärmesektor. Durch die Berücksichtigung von Netzausbaukosten würden lastnahe Erzeugungsstrukturen im Vergleich zu heute gestärkt werden. Trotz stärker dezentraler Erzeugungs- und Speicherstrukturen bliebe die Einbindung in das europäische Stromnetz ein Garant für die Versorgungssicherheit. Die Perspektive einer Vollversorgung mit Erneuerbaren muss in die Planung des gesamten Energiesystems einbezogen werden, unter anderem durch 100-Prozent-Erneuerbare-Szenarien in der deutschen und europäischen Netzplanung.

Off-grid renewable energy sources are dramatically altering the energy landscape in countries with low energy access. While techno-economic perspectives are already widely discussed, the political economy is largely ignored, particularly regarding the institutions providing electricity. Two of many ways that the task of electrification can be framed are: (1) as the duty of the government to provide a basic service to its people, or (2) as a goods that can be purchased from private players in a market system. Electrification in our country of focus, Tanzania, has developed a promising off-grid market as an increasing number of private players have recently become active there. While grid extension is still a priority for the government, solar home systems, which are estimated to make up more than half of all new connections by 2030, get surprisingly less attention in terms of coordination, political support, and policy frameworks. This is despite the fact that the population is highly dispersed, making grid extension less suitable and more expensive than off-grid, decentralized systems. After an extensive literature review, our method applies a theory-embedded framework of institutional economics to the use of solar home systems for electrification in Tanzania and examines the realizations of the electricity provided. The framework defines key political economy criteria as drivers for energy access and evaluates their respective relevance. We then apply this framework to evaluate 20 selected projects, which have promoted solar home systems in rural off-grid areas in Tanzania since 2000. As a unique contribution to the literature, this research highlights the underappreciated influence of different institutional arrangements on the political economy landscape and on the electricity provided for rural electrification in sub-Saharan Africa.

At just 4.4 percent, the contribution made by nuclear power to meeting the world's primary energy requirements is marginal and on the decline. The current nuclear power fleet is outdated with around 200 plants due to be phased out over the next ten years compared to as few as 46 new nuclear power plants under construction worldwide. Yet the nuclear industry, particularly the World Nuclear Association (WNA), is propagating the narrative that there is a plethora of countries interested in constructing their first nuclear plants. The reality is quite different, however. As few as four countries are in the process of building their first nuclear power plants and even these projects are heavily subsidized and experiencing significantly delays. As for other potential newcomers, their plans are, at best, vague, frequently abandoned, or delayed. Given the absence of economic and financial incentive, DIW Berlin has conducted an empirical analysis of other characteristics in potential newcomer countries. Our findings show that these countries tend to have a lack of democratic freedom, something which generally goes hand-in-hand with centralized power structures and weak opposition. Moreover, our analysis suggests that countries exporting nuclear technology more often than not pursue geopolitical objectives, something that currently applies to Russia, in particular. Within international organizations, especially the International Atomic Energy Agency (IAEA) but also Euratom, Germany should be working toward ensuring that countries are not encouraged to construct their first nuclear power plants, that the necessary safety standards are met where nuclear power plants are already built or are in operation, and that as yet unresolved issues relating to decommissioning and the long-term storage of nuclear waste worldwide are addressed.

This paper analyzes the nature of democratic development in a nation on the process of introducing nuclear power over the period 1960 - 2017 for an unbalanced panel of 171 countries. Given the involved political process of introducing nuclear power and its political importance, as well as the current tendency of about 30 countries to "go nuclear", this question is both of historic and current interest. We apply a multinomial logistic regression approach that relates the likelihood of a country to introduce nuclear power to its level of democratic quality and nuclear warhead possession. The model results suggest that countries with lower levels of democratic development are more likely to introduce nuclear power. Our results moreover indicate that countries which possess at least one nuclear warhead are more likely to continue to use nuclear power instead of not using nuclear power at all. We discuss these results in the context of the public policy debate on nuclear power, yet beyond energy and environmental issues addressing international relations, conflict, and security issues connected to nuclear energy.

In den kommenden zwei Jahrzehnten wird die CO2-Abscheidung auf dem deutschen Stromsektor keine Rolle spielen. Dies zeichnet sich spätestens seit der öffentlichen Bekanntgabe von Bundesumweltminister Norbert Röttgen vom 29. Oktober 2011 und der Absage des CCTS-Demonstrationsprojekts am Standort Jänschwalde durch den Energiekonzern Vattenfall ab. Auch auf europäischer Ebene liegen ernüchternde Befunde vor: Keines der ersten sechs europäischen Pilotprojekten wird auf absehbare Zeit seine Ziele, eine geschlossene CCTS-Kette und somit die dauerhafte Vermeidung von CO2-Emissionen, erreichen; viele EU-Mitgliedstaaten haben bis heute die europäische CCTS-Richtlinie 2009/31/EC nicht in nationales Recht umgesetzt, darunter auch Deutschland. Kraftwerksprojekte, die heute noch auf die Verfügbarkeit von CCTS in den kommenden zehn bis 20 Jahren vertrauen, müssen vor diesem Hintergrund als überholt betrachtet werden und sind weder ökonomisch noch klima- oder energiepolitisch sinnvoll.