{"id":69641,"date":"2023-03-23T17:00:00","date_gmt":"2023-03-23T16:00:00","guid":{"rendered":"https:\/\/dezernat-zukunft.org\/?p=69641"},"modified":"2024-12-19T12:14:44","modified_gmt":"2024-12-19T11:14:44","slug":"die-zukunft-energieintensiver-industrien-zwischenbericht-aus-unserem-industrieprojekt-2","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/dezernatzukunft.org\/en\/die-zukunft-energieintensiver-industrien-zwischenbericht-aus-unserem-industrieprojekt-2\/","title":{"rendered":"Die Zukunft energieintensiver Industrien – Zwischenbericht aus unserem Industrieprojekt"},"content":{"rendered":"\n

Janek Steitz<\/a><\/strong>, Philippa Sigl-Gl\u00f6ckner <\/p>\n\n\n

Es ist soweit: In vorherigen Geldbriefen sprachen wir bereits unser laufendes Industrieprojekt mit Frontier Economics und der IW Consult an, jetzt gibt es Zahlen und erste Zwischenergebnisse. Um was geht es? Wir wollen besser verstehen, welche Auswirkungen die globale Umstellung auf erneuerbare Energien und klimaneutrale Produktionsverfahren f\u00fcr die Wettbewerbsf\u00e4higkeit der deutschen energieintensiven Industrien hat. Im ersten Teil des Projekts haben wir uns dazu internationale Erzeugungskosten von erneuerbarem Strom und Wasserstoff und deren Auswirkungen auf Herstellungskosten von Grundstoffen angesehen. Unsere vorl\u00e4ufige Erkenntnis ist: Deutschland schneidet bei Strom- und Wasserstoffkosten im internationalen Vergleich schlecht ab. In der Tendenz k\u00f6nnen Verlagerungen von Wertsch\u00f6pfungsschritten oder der vollst\u00e4ndige Import von Grundstoffen deshalb mit Kostenvorteilen gegen\u00fcber der heimischen Produktion verbunden sein. Im zweiten \u2013 nun bevorstehenden \u2013 Teil des Projekts werden wir uns ansehen, wie Abnehmer:innen dieser Grundstoffe auf potenzielle Kostenunterschiede reagieren und anschlie\u00dfend Wertsch\u00f6pfungs- und Arbeitsmarkteffekte sch\u00e4tzen. Dazu dann im Juni mehr. Wie immer freuen wir uns \u00fcber kritisches Feedback.<\/p>\n

Deutschland hat im Vergleich zu anderen Industrienationen \u2013 relativ zum BIP \u2013 noch sehr viel energieintensive Industrien. Zu ihnen geh\u00f6ren unter anderem die Herstellung von Metallen und Chemieerzeugnissen sowie von Glas und Papier. Die Energieintensiven verbrauchen in Deutschland rund 76 Prozent des Energiebedarfs, erbringen 21 Prozent der Wertsch\u00f6pfung und stellen 15 Prozent der Arbeitspl\u00e4tze des verarbeitenden Gewerbes.[1]<\/sup><\/a> Bis sp\u00e4testens 2045 sollen sie klimaneutral produzieren.<\/p>\n

Energiekosten matter <\/strong><\/h4>\n

Energiekosten sind ein wesentlicher Faktor f\u00fcr die Wettbewerbsf\u00e4higkeit der energieintensiven Industrien. Deshalb ist in der aktuellen Energiekrise die Angst vor der \u201eDeindustrialisierung\u201c gro\u00df. F\u00fcr die meisten energieintensiven Industrien betr\u00e4gt der Anteil der Energiekosten an den Gesamtkosten heute mehr als 20 Prozent. F\u00fcr einige Produkte, z.B. Ammoniak, sind es \u00fcber 50 Prozent. Eingesetzt werden heute neben Strom vor allem noch fossile Energietr\u00e4ger, darunter Gas, Kohle und Mineral\u00f6le. Im Jahr 2020 betrug der Anteil der erneuerbaren Energien nur 16 Prozent der industriellen Energieverwendung (ebd.).<\/p>\n

Bis sp\u00e4testens 2045 muss die Industrie dann laut Klimaschutzgesetz klimaneutral sein. Erneuerbarer Strom und Wasserstoff spielen dabei die wichtigste Rolle. Die deutsche Bundesregierung will daf\u00fcr jetzt die Weichen stellen. Um die energie- und emissionsintensivsten Prozesse zu dekarbonisieren und neue Schl\u00fcsseltechnologien einzuf\u00fchren, sollen sogenannte Klimaschutzvertr\u00e4ge eingef\u00fchrt werden, die Mehrkosten zwischen gr\u00fcnen und fossilen Industrietechnologien im \u00dcbergang ausgleichen und so die Transformation beschleunigen. Zudem wird \u00fcber einen Industriestrompreis verhandelt, der der Industrie g\u00fcnstigen gr\u00fcnen Strom sichern soll. Eine Frage, die sich deshalb schon jetzt stellt, ist: Wie wettbewerbsf\u00e4hig werden energieintensive Industrien in Deutschland in einer neuen Welt, in der alle auf Erneuerbare umgestiegen sind, eigentlich produzieren k\u00f6nnen?<\/p>\n

Erneuerbare sind im Ausland strukturell g\u00fcnstiger<\/strong><\/h4>\n

Um die Frage beantworten zu k\u00f6nnen, analysieren wir \u2013 d.h. unsere Consultants von Frontier Economics und IW Consult \u2013 zu welchen Kosten emissionsfreie Industrieproduktion an verschiedenen globalen Standorten m\u00f6glich ist und vergleichen wie die heimische Produktion gegen\u00fcber dem Import abschneidet. Wir gucken uns auch Verlagerungsszenarien an, in denen nur erste Produktionsschritte ausgelagert werden und anschlie\u00dfend das Zwischenprodukt importiert wird. Die Untersuchung fokussiert sich auf die Wertsch\u00f6pfungsketten der Prim\u00e4rherstellung von Stahl, Aluminium, Ammoniak und Olefinen (hochwertige Chemie).<\/p>\n

Der Ausgangspunkt der Analyse sind die Erzeugungskosten von erneuerbarem Strom und Wasserstoff, die sogenannten Gestehungskosten.[2]<\/sup><\/a> Die Gestehungskosten geben an, was die Produktion einer Einheit Strom oder Wasserstoff, z.B. einer Megawattstunde, unter Ber\u00fccksichtigung von Investitionen und Betriebsausgaben \u00fcber die gesamte Anlagendauer kostet.<\/p>\n

Unsere Analyse vergleicht dabei einen g\u00fcnstigen Standort in Deutschland \u2013 einen Offshore-Windpark in der Nordsee, von denen es nur eine begrenzte Menge geben wird \u2013 mit g\u00fcnstigen Standorten in sieben Vergleichsl\u00e4ndern.[3]<\/sup><\/a> Hier zeigt sich: Der deutsche Standort wird im internationalen Standortvergleich deutlich h\u00f6here volatile Gestehungskosten f\u00fcr erneuerbare Energien haben. Von \u201evolatil\u201c spricht man, da das Erzeugungsprofil der Erneuerbaren volatil bzw. fluktuierend ist. Mal weht der Wind oder scheint die Sonne stark, mal nicht so sehr. Dass der deutsche Standort schlecht abschneidet, hat mehrere Gr\u00fcnde: Zum einen sind die Investitionsausgaben f\u00fcr einen Offshore-Windanlagenpark im Vergleich zu anderen Erneuerbaren, z.B. Onshore-Wind, Solar oder Wasserkraft, h\u00f6her. Zum anderen ist der deutsche Standort im Vergleich zu internationalen Standorten weniger stark ausgelastet. Der Wind weht zwar stark in der Nordsee, aber die Vergleichsstandorte haben alle noch bessere Bedingungen. Die g\u00fcnstigsten volatilen Stromgestehungskosten hat der australische Standort, der Offshore-Wind- und Solarerzeugung kombiniert. Im Ergebnis wird die Produktion von erneuerbarem Strom in Deutschland im Jahr 2045 voraussichtlich bis zu 100 Prozent teurer sein als an g\u00fcnstigen Standorten. F\u00fcr erneuerbaren Wasserstoff liegen die volatilen Gestehungskosten bis zu 65 Prozent \u00fcber den Vergleichsl\u00e4ndern.<\/p>\n

Ein bisschen besser sieht es aus, wenn man die Kosten f\u00fcr die konstante Bereitstellung von Strom und Wasserstoff vergleicht. Die meisten Industrieprozesse k\u00f6nnen nicht nur dann laufen, wenn die Sonne scheint oder der Wind weht, sondern ben\u00f6tigen eine relativ konstante Strom- und Wasserstoffversorgung. Man spricht dann auch von \u201egegl\u00e4tteten\u201c Gestehungskosten. Sie ber\u00fccksichtigen dabei das volatile Profil und die Saisonalit\u00e4t des jeweiligen Standorts \u2013 Solarstandorte generieren z.B. im Winter weniger Strom \u2013 sowie die jeweiligen Speicherm\u00f6glichkeiten in den jeweiligen Standorten, um Strom bzw. Wasserstoff konstant bereitzustellen. Hier kann der deutsche Offshore-Standort punkten (weshalb er auch vom verwendeten Optimierungsmodell gew\u00e4hlt wurde). Der Wind weht in der Nordsee relativ gleichm\u00e4\u00dfig und zudem hat Deutschland f\u00fcr Wasserstoff g\u00fcnstige Speicherm\u00f6glichkeiten \u2013 ganz im Gegensatz zu Spanien zum Beispiel. Daher sind die Kosten f\u00fcr eine konstante Bereitstellung in Spanien trotz viel Sonne \u00fcberraschend hoch. In Deutschland sind die gegl\u00e4tteten Stromgestehungskosten bis zu 65 Prozent und Kosten f\u00fcr Wasserstoff bis zu 45 Prozent h\u00f6her als in Vergleichsl\u00e4ndern. Norwegen ist der einzige wettbewerbsf\u00e4hige Standort in Europa unter den Vergleichsl\u00e4ndern. Abbildung 1 fasst die Gestehungskosten f\u00fcr Strom und Wasserstoff zusammen.<\/p>\n

Abbildung 1: Gestehungskosten von erneuerbarem Strom und Wasserstoff
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Gestehungskosten reagieren sensitiv auf Kapitalkosten<\/strong><\/h4>\n

Spanien hat noch ein weiteres Problem: vergleichsweise hohe Kapitalkosten (auf Englisch: Weighted Average Cost of Capital<\/em>, kurz WACC). Erneuerbare Energieanlagen wie Windr\u00e4der, Solaranlagen und Elektrolyseure sind kapitalintensiv. Die Gestehungskosten reagieren deshalb sensibel auf \u00c4nderungen in den Kapitalkosten, also den Finanzierungskosten f\u00fcr die Investitionen.<\/p>\n

F\u00fcr unsere Berechnungen benutzen wir Kapitalkosten, die sich aus der Summe zweier Komponenten ergeben: einem risikofreien Zins sowie einem l\u00e4nderspezifischen Risikoaufschlag, der strukturelle Risiken der L\u00e4nder widerspiegelt, in denen die Investitionen get\u00e4tigt werden. F\u00fcr Ersteres nehmen wir deutsche zehnj\u00e4hrige Bundesanleihen. F\u00fcr Letzteres einen Risikoaufschlag, der sich aus l\u00e4nderspezifischen Ausfallrisiken ableitet.[4]<\/sup><\/a><\/p>\n

Im Ergebnis liegen die Kapitalkosten der Vergleichsl\u00e4nder zwischen 5 und 7,5 Prozent. Spanien liegt bei 7 Prozent, Deutschland bei 5 Prozent. Die folgende Abbildung verdeutlicht den Einfluss der Kapitalkosten am Beispiel der Wasserstoff-Gestehungskosten.<\/p>\n

Abbildung 2: Gestehungskosten Wasserstoff mit einheitlichen und l\u00e4nderspezifischen Kapitalkosten, 2045\"\"<\/strong>Zusammenfassend l\u00e4sst sich f\u00fcr gegl\u00e4ttete Gestehungskosten, die f\u00fcr die Industrie ausschlaggebend sind, festhalten: Der Haupttreiber f\u00fcr die Kosten ist die Auslastung der Standorte. Saisonalit\u00e4t und Speicherkosten spielen f\u00fcr konstante Energiebereitstellung eine ebenfalls gro\u00dfe Rolle. Zuletzt haben die Kapitalkosten einen wesentlichen Einfluss. Folgendes ist dabei noch zu ber\u00fccksichtigen: Wir sehen uns zur Vergleichbarkeit der Standorte Gestehungskosten an, keine Marktpreise. Letztlich werden Industrieabnehmer aber Energie zu Marktpreisen beziehen. Da die Opportunit\u00e4tskosten f\u00fcr die Verwendung in Deutschland aufgrund begrenzter Erzeugungspotenziale sehr hoch sein werden, werden die durchschnittlichen Kosten f\u00fcr erneuerbaren Strom und Wasserstoff in Deutschland vermutlich noch deutlich \u00fcber den errechneten Gestehungskosten liegen. F\u00fcr die deutsche Industrie kommt beim Wasserstoffimport dann noch ein weiterer Kostenfaktor dazu: der Transport.<\/p>\n

Wasserstofftransport: Pipeline ist g\u00fcnstiger als Schiff<\/strong><\/h4>\n

Der Bedarf an erneuerbarem Wasserstoff wird in Deutschland auf absehbare Zeit die inl\u00e4ndischen Erzeugungspotenziale \u00fcbersteigen. Deshalb gehen Klimaneutralit\u00e4tsszenarien davon aus, dass wir mehr als die H\u00e4lfte des in 2045 verbrauchten Wasserstoffs importieren m\u00fcssen.[5]<\/sup><\/a> Der Wasserstoff muss also irgendwie nach Deutschland kommen. Unsere Analyse zeigt, dass der Transport einen wesentlichen Einfluss auf die tats\u00e4chlichen Wasserstoff-Importkosten hat. Am billigsten sind Pipeline-Importe aus Norwegen und Marokko. Die \u201eglobalen Champions\u201c bei den Gestehungskosten, vor allem Australien und die USA, verschieben sich wegen der h\u00f6heren Transportkosten auf mittlere Pl\u00e4tze (vgl. Abbildung 3).<\/p>\n

Abbildung 3: Kosten f\u00fcr Wasserstoffimporte nach Deutschland im Jahr 2045\"\"<\/strong>Zu ber\u00fccksichtigen sind hier zwei Punkte: Erstens rechnen wir nach wie vor mit den Kosten konstanter Wasserstoffbereitstellung, also gegl\u00e4tteter Gestehungskosten. Das ergibt deshalb Sinn, da auch der f\u00fcr den Export bestimmte Wasserstoff in Exportl\u00e4ndern zwischengespeichert werden muss und in regelm\u00e4\u00dfigen Abst\u00e4nden f\u00fcr den Schiffstransport bereitstehen muss. Das gleiche gilt f\u00fcr die Einspeisung in Pipelines, wobei sich hier argumentieren l\u00e4sst, dass die Anbindung an das europ\u00e4ische Verbundnetz zu geringeren Speicherkosten f\u00fchren kann. Diesen Effekt sehen wir uns in einer Sensitivit\u00e4t an.<\/p>\n

Zweitens ist die tats\u00e4chliche Verwendung des Wasserstoffs f\u00fcr die Wirtschaftlichkeit der Importe ausschlaggebend: Wasserstoff l\u00e4sst sich n\u00e4mlich nicht, bzw. nur sehr teuer, als Wasserstoff transportieren, sondern muss f\u00fcr die Verschiffung zum Beispiel in Ammoniak umgewandelt und am Zielort dann wieder in Wasserstoff konvertiert werden. Das macht das Unterfangen unwirtschaftlich. Wird hingegen Ammoniak gebraucht, lohnt es sich Ammoniak via Schiff zu importieren, denn die R\u00fcckumwandlung entf\u00e4llt.[6]<\/sup><\/a><\/p>\n

Auswirkung auf industrielle Wertsch\u00f6pfungsketten<\/strong><\/h4>\n

Und damit zum eigentlichen Kern der Analyse \u2013 den m\u00f6glichen Auswirkungen auf die Wettbewerbsf\u00e4higkeit der energieintensiven Industrien in Deutschland. Wir betrachten die Wertsch\u00f6pfungsketten der Prim\u00e4rherstellung von vier Grundstoffen (Stahl, Aluminium, Ammoniak und Olefine) und vergleichen Energiekosten der vollst\u00e4ndig heimischen Erzeugung mit den Energie- und Transportkosten von bis zu drei Verlagerungsszenarien pro Vertikale: i) heimische Produktion mit importiertem Wasserstoff, ii) heimische Produktion mit aus dem Ausland importierten Zwischenprodukten, und iii) vollst\u00e4ndige Produktion im Ausland und anschlie\u00dfender Import.<\/p>\n

Abbildung 4 fasst die Ergebnisse zusammen. Allgemein l\u00e4sst sich sagen, dass die Summe aus Energie- und Transportkosten der Produktion mit zunehmender Verlagerung abnehmen. Das ist logisch, denn obwohl die Energieintensit\u00e4t entlang der Wertsch\u00f6pfungsschritte abnimmt[7]<\/sup><\/a>, f\u00fchrt die zunehmende Verlagerung in L\u00e4nder mit niedrigeren Energiekosten zu Einsparungen, die gr\u00f6\u00dfer sind als die zus\u00e4tzlichen Transportkosten. Die Ergebnisse zeigen auch, dass sich eins in den meisten F\u00e4llen nicht lohnt: der Import von Wasserstoff f\u00fcr die anschlie\u00dfende heimische Industrieproduktion. In den relevanten Vertikalen \u2013 Stahl, Ammoniak, Olefine \u2013 schneidet diese Option f\u00fcr die meisten L\u00e4nder jeweils am schlechtesten ab. Das liegt vor allem daran, dass der Transport von Wasserstoff deutlich teurer ist als der Import von Zwischenprodukten, in denen die Energie gebunden ist. Lediglich die heimische Produktion mit importiertem Wasserstoff aus Norwegen lohnt sich in allen Vertikalen, ob der geringen Gestehungskosten in Norwegen und sehr niedriger Transportkosten via Pipeline. Der Kostenvorteil des sogenannten \u201eembedded\u201c Energieimports, also Energie gebunden im festen oder fl\u00fcssigen Zwischenprodukt, ist ein wesentlicher Treiber f\u00fcr die Ergebnisse unserer Analyse.<\/p>\n

Abbildung 4: Energie- und Transportkosten f\u00fcr heimische Erzeugung und die jeweils g\u00fcnstigsten Verlagerungsrouten, 2045<\/strong>\"\"<\/strong>Hinsichtlich der einzelnen Sektoren l\u00e4sst sich Folgendes festhalten: Der Kostenaufschlag der heimischen Produktion gegen\u00fcber der g\u00fcnstigsten Importroute (aus Australien) ist f\u00fcr Aluminium mit knapp 80 Prozent besonders hoch. Der Kostenaufschlag der heimischen Olefin-Produktion gegen\u00fcber der g\u00fcnstigsten Importroute (Australien) liegt bei rund 45 Prozent. Der Import des Zwischenproduktes Methanol ist \u00e4hnlich vorteilhaft. Im Fall von Ammoniak schneidet der Import aus Australien ebenfalls am besten ab. Der Kostenaufschlag der heimischen Produktion betr\u00e4gt circa 30 Prozent. Die heimische Produktion mit importiertem Wasserstoff lohnt sich nur f\u00fcr Norwegen. F\u00fcr Stahl liegt der Kostenaufschlag der heimischen Produktion bei knapp 25 Prozent. Der Import des Zwischenprodukts aus den USA ist auch vorteilhaft, die heimische Produktion mit Wasserstoff aus Norwegen hat nur geringe Kostenvorteile.<\/p>\n

Welche Schlussfolgerungen lassen sich ziehen?<\/strong><\/h4>\n

Auf Basis der diskutierten Ergebnisse k\u00f6nnte man zu dem Schluss gelangen, dass die Herstellung energieintensiver Grundstoffe in Deutschland in einer neuen gr\u00fcnen Welt wenig wettbewerbsf\u00e4hig sein wird. Doch dieser Schluss ist \u00fcbereilt. Die heimische Produktion hat Vorteile, die in der Analyse nicht ber\u00fccksichtigt sind. Dazu geh\u00f6ren beispielsweise Verbundeffekte industrieller Industrieverbundstandorte (vor allem in der Chemie), die sich nur schwer quantifizieren lassen. Einzelne Grundstofferzeugungen vollst\u00e4ndig auszugliedern, kann im schlimmsten Fall den ganzen Standort gef\u00e4hrden. Bisherige Expert:inneninterviews und j\u00fcngste Entwicklungen deuten darauf hin, dass es zwischen vollst\u00e4ndiger Produktionsverlagerung und unver\u00e4nderter Fortf\u00fchrung ein breites Spektrum industrieseitiger Reaktionsoptionen gibt, Verlagerungsentscheidungen werden nicht vom Typ 0 oder 1 sein. So hat BASF k\u00fcrzlich angek\u00fcndigt, eine der beiden Ammoniakproduktionsanlagen in Ludwigshafen aufgrund der zuk\u00fcnftig hohen Erdgaspreise stillzulegen \u2013 ein Indiz f\u00fcr diese Hypothese. Andere Faktoren, die Verlagerungsdynamiken entgegenstehen k\u00f6nnen, sind beispielsweise Qualit\u00e4tsvorteile der heimischen Produktion oder regionale Vernetzung. Auch aus einer Resilienz-Perspektive l\u00e4sst sich gerade angesichts der j\u00fcngsten geopolitischen Entwicklungen argumentieren, eine Mindestkapazit\u00e4t an heimischer Produktion zu erhalten.<\/p>\n

Um diese Faktoren besser zu verstehen, f\u00fchren wir derzeit eine Umfrage unter Downstream-Abnehmer:innen industrieller Grundstoffe in Deutschland durch. Wir werden au\u00dferdem noch weitere Expert:inneninterviews mit Industrie-Stakeholdern f\u00fchren. Schlie\u00dflich werden wir auf dieser Basis Reaktionsfunktionen der nachgelagerten Wertsch\u00f6pfungsketten ableiten und die Wertsch\u00f6pfungs- und Arbeitsmarkteffekte szenariobasiert dimensionieren. Diese Ergebnisse werden wir dann in einem Schlussbericht zeigen, der f\u00fcr diesen Juni geplant ist.<\/p>\n

Was sich aber jetzt schon mit Sicherheit sagen l\u00e4sst: Die Struktur der energieintensiven Industrien wird sich wandeln. Wir brauchen einen realistischen Blick auf das was kommt, um jetzt richtige Weichenstellungen treffen und alle mitnehmen zu k\u00f6nnen. Auch bei der Ausgestaltung von Industriesubventionen sollten diese Dynamiken Ber\u00fccksichtigung finden. Dazu dann bald mehr.<\/p>\n

Den vollst\u00e4ndigen Zwischenbericht findet Ihr hier<\/a>. Die exklusive Berichterstattung von Jakob Schlandt im Tagesspiegel Background gibt es hier<\/a> (allerdings hinter Paywall).<\/p>\n

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Fu\u00dfnoten<\/strong><\/h4>\n

[1]<\/a> Statistisches Bundesamt (2023). Bedeutung der energieintensiven Industriezweige in Deutschland.<\/em>https:\/\/www.destatis.de\/DE\/Themen\/Branchen-Unternehmen\/Industrie-Verarbeitendes-Gewerbe\/produktionsindex-energieintensive-branchen.html<\/a>.<\/p>\n

[2]<\/a> Strom- bzw. Wasserstoff-Gestehungskosten werden im Fachjargon auch Levelized Cost of Electricit<\/em>y (LCOE) bzw. Levelized Cost of Hydrogen<\/em> (LCOH) genannt.<\/p>\n

[3]<\/a> Wir analysieren Standorte in den Spanien, Norwegen, Marokko, Vereinigte Arabische Emirate, Australien, USA und Chile. Vgl. S. 13 im Zwischenbericht.<\/p>\n

[4]<\/a> Kapitalkosten werden i.d.R. ermittelt als gewichtetes Mittel der Eigen- und Fremdkapitalkosten und spiegeln die Opportunit\u00e4tskosten des Investitionsprojektes gegeben dem spezifischen Risikoprofil f\u00fcr die Investoren wider. In unserer Analyse wollen wir nur strukturelle Faktoren ber\u00fccksichtigen, nicht aber politische F\u00f6rderrahmenbedingungen, die kurzfristig ver\u00e4nderbar sind. So senkt z.B. das EEG-F\u00f6rderregime, das Strompreisrisiken nach unten absichert, die Erl\u00f6srisiken und damit die Mindestrenditeerwartung von Investoren erheblich ab. W\u00fcrde das EEG abgeschafft oder ge\u00e4ndert werden, w\u00fcrde sich das Risikoprofil und damit die Kapitalkosten \u00e4ndern. Deshalb klammern wir diese Faktoren aus und berechnen die Kapitalkosten auf der Basis eines risikofreien Zinses zzgl. l\u00e4nderspezifischer Risikoaufschl\u00e4ge gem\u00e4\u00df Damodaran (2023). https:\/\/pages.stern.nyu.edu\/~adamodar\/New_Home_Page\/datafile\/ctryprem.html<\/a>.<\/p>\n

[5]<\/a> Kopernikus-Projekt Ariadne (2021): Ariadne-Report: Deutschland auf dem Weg zur Klimaneutralit\u00e4t 2045 – Szenarien und Pfade im Modellvergleich.<\/em> https:\/\/doi.org\/10.48485\/pik.2021.006<\/a>.<\/p>\n

[6]<\/a> Siehe Seite 21-23 des Zwischenberichts f\u00fcr Details zu den Transportkosten und Umwandlung.<\/p>\n

[7]<\/a> So braucht die Direktreduktion zur Herstellung von Eisenschwamm beispielsweise deutlich mehr Energie als der nachgelagerte Prozessschritt, die Weiterverarbeitung zu Rohstahl im Elektrolichtbogenofen.<\/p>\n

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Medien- und Veranstaltungsbericht 23.03.2023<\/strong><\/h4>\n