Klimawandel

63,3 Mio t CO2

Direkte Scope-1-Emissionen aus unseren Kraftwerken1)

503 g/kWh

CO2-Intensität Uniper insgesamt2)

476 g/kWh

CO2-Intensität des Segments Europäische Erzeugung2)

2,8 Mio t

vermiedene CO2-Emissionen durch unsere Wasserkraftwerke in Deutschland im Vergleich zum deutschen Energiemix

Herausforderung Klimawandel

Der Klimawandel ist eine der größten globalen Herausforderungen und eines unserer wichtigsten langfristigen Nachhaltigkeitsthemen. Insbesondere die Klimaauswirkungen der direkten CO2-Emissionen aus unseren fossil befeuerten Anlagen sind von besonderer Bedeutung für uns und unsere Stakeholder.

In den kommenden Jahren werden soziale, regulatorische und wirtschaftliche Entwicklungen, die mit CO2-Emissionen und deren Auswirkungen auf den Klimawandel in Verbindung stehen, unser Geschäft zunehmend beeinflussen. Das ist für uns Herausforderung und Chance zugleich.
Deshalb haben wir langfristige Verpflichtungen für das Thema Klimawandel festgelegt:

  • Förderung kohlenstoffarmer Brennstoffe wie Gas und LNG weltweit und Ausweitung unseres globalen Gas- und LNG-Handels
  • Entwicklung von Geschäftsmodellen für die CO2-Nutzung
  • Förderung von weniger CO2-intensiven Erzeugungstechnologien
  • Überwachung und Optimierung der CO2-Intensität unseres Erzeugungsportfolios

Mit diesen Verpflichtungen unterstützen wir SDG 7, 9 und 13:

Das wesentliche Thema „Klimawandel” umfasst die drei Unterthemen: „Politische Rahmenbedingungen“, „Treibhausgasemissionen aus unserer Geschäftstätigkeit“ und „Physikalische Auswirkungen des Klimawandels“.

Politische Rahmenbedingungen

Vertreter von 195 Nationen unterzeichneten auf dem UN-Gipfel im Dezember 2015 das „Pariser Abkommen“. Sie verpflichteten sich hiermit, den Temperaturanstieg auf unter 2° C zu begrenzen. Damit hat sich die Weltgemeinschaft erstmals ein verbindliches Klimaschutzziel gesetzt. Die Anstrengungen von Regierungen, Unternehmen und der Zivilgesellschaft müssen nun auf verantwortungsvolle Weise gebündelt werden, um einen koordinierten, stetigen Übergang zu einer weniger CO2-intensiven Weltwirtschaft zu ermöglichen.

Ziel der EU-Politik ist es, die Verbraucher – ob Haushalte oder Unternehmen – mit sicherer, nachhaltiger, wettbewerbsfähiger und bezahlbarer Energie zu versorgen. Aktuell ist geplant, die Regulierung des europäischen Binnenmarkts für Energie anzupassen. Damit würde die Grundlage geschaffen, um die Ziele der Europäischen Energieunion sowie insbesondere des klima- und energiepolitischen Rahmens bis 2030 zu erreichen.

Europäisches Emissionshandelssystem (EU Emissions Trading Scheme, EU-ETS)

Aus unserer Sicht bleibt das EU-ETS nach wie vor der kostengünstigste marktgestützte Mechanismus, um Europa bei der Erreichung seiner Klimaziele zu unterstützen. Im November 2017 wurde die lang erwartete Reform des EU-ETS beschlossen. Sie sieht vor, dass die Überführung von Zertifikaten an die Marktstabilitätsreserve ab 2019 verdoppelt wird. Ab 2023 sollen überschüssige Emissionszertifikate zudem aus der Reserve gestrichen werden. Der CO2-Preis reagierte zuletzt mit einem Aufwärtstrend, der ein 7-Jahres-Hoch von rund 14 € pro Tonne CO2 erreichte. Experten gehen von einem Anstieg von bis zu 25 bis 30 € pro Tonne CO2 im Rahmen des EU ETS bis 2025 aus.

Die Entwicklung einer flexibleren und kohlenstoffarmen Erzeugung spielt in den einzelnen EU-Mitgliedsstaaten eine zentrale Rolle. Sie wird ausschlaggebend dafür sein, wie die nationalen Kapazitätsmechanismen in den nächsten zehn Jahren gestaltet werden.

Regulatorische Entwicklungen auf Länderebene

Das Beispiel Deutschland zeigt, wie komplex das politische Umfeld im Zusammenhang mit dem Klimaschutz ist. Der Atomausstieg soll bis 2022 abschlossen werden. Gleichzeitig gibt es den politischen Willen, die erneuerbaren Energien weiter auszubauen. Der Übergang zu einem CO2-ärmeren Energiesystem muss auf einer sicheren Energieversorgung beruhen, um den hohen Grad der Industrialisierung und Wettbewerbsfähigkeit Deutschlands zu gewährleisten. Umbrüche müssen durch faire Übergangslösungen abgefedert werden. Hierfür benötigen wir belastbare und eindeutige politische Bedingungen, die Unternehmen Perspektiven bieten, kurzfristig in neue Infrastruktur und bessere Technologien zu investieren. Die Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung“ soll bis Ende 2018 Vorschläge für ein Aktionsprogramm zur schrittweisen Reduzierung und Beendigung der Kohleverstromung, einschließlich eines Abschlussdatums und der notwendigen rechtlichen, wirtschaftlichen, sozialen und strukturpolitischen Begleitmaßnahmen vorlegen.

Im Jahr 2017 haben wir kommuniziert, dass wir nach der Inbetriebnahme des hocheffizienten 1,1-GW-Kohlekraftwerks in Datteln, Deutschland, nicht mehr in den Neubau von Kohlekraftwerken investieren werden.

Klaus Schäfer, Vorstandsvorsitzender

Ähnlich ist die Lage in Großbritannien, wo infolge des europäischen und nationalen Umweltrechts absehbar ist, dass eine Reihe von Kohlekraftwerken geschlossen werden müssen. Nach einer Konsultationsphase hat die britische Regierung das Ende der Kohleverstromung auf das Jahr 2025 festgeschrieben.

In den Niederlanden soll die Energieerzeugung aus Kohle im Dialog mit den Betreibern von Kohlekraftwerken bis spätestens 2030 eingestellt werden. Außerdem führt die niederländische Regierung ab 2020 einen Mindestpreis für CO2 von 18 € pro Tonne ein. Dieser Preis soll bis 2030 auf 43 € pro Tonne steigen.

In Frankreich wurde der Kapazitätsmarkt im Januar 2017 eingeführt. In diesem Zuge wurden Beratungen über CO2-Steuern aufgenommen, jedoch keine formellen Gesetze vorgelegt. Es wird erwartet, dass die Verstromung von Kohle bis 2022 auslaufen wird.

Treibhausgasemissionen aus unserer Geschäftstätigkeit

Direkte CO2-Emissionen aus unserer Strom- und Wärmeerzeugung sind für den Großteil unserer Treibhausgasemissionen verantwortlich. 2017 machten sie rund 3 % der gesamten CO2-Emissionen aus dem Brennstoffverbrauch von Kraftwerken und Industrieanlagen aus, die durch das EU-Emissionshandelssystem erfasst wurden. Die Daten erheben wir in Übereinstimmung mit dem Greenhouse Gas Protocol.

Im Jahr 2017 sanken unsere direkten CO2-Emissionen aus der Verbrennung fossiler Brennstoffe zur Strom- und Wärmeerzeugung auf 63,3 Mio t (2016: 73,6 Mio t). Gründe dafür sind vor allem die geringere Erzeugung in Russland und Deutschland, die Schließung der Blöcke 1 und 2 im Kraftwerk Maasvlakte in den Niederlanden und der verstärkte Einsatz von Gas anstelle von Kohle in Großbritannien.

Entwicklung von Unipers CO2-Emissionen in Europa1)

in Mio t CO2e

Der Rückgang der direkten CO2-Emissionen ist ein anhaltender Trend. Seit 2005, dem Zeitpunkt der Einführung des EU-Emissionshandelssystems, sind die direkten CO2-Emissionen aus unserem europäischen Erzeugungsportfolio um rund 60 % gesunken. Damit sind sie in einem höheren Maße verringert worden, als es die gegenwärtigen Klimaziele der EU vorsehen.

Aufgrund regulatorischer Unsicherheiten auf europäischer und nationaler Ebene ist es schwierig, genaue Voraussagen zu den absoluten und spezifischen CO2-Emissionen unserer fossilen Kraftwerke zu treffen. Dennoch haben wir uns für die Jahre 2018 bis 2020 ein CO2-Intensitätsziel von durchschnittlich 500 Gramm CO2 pro Kilowattstunde gesetzt. Für das nächste Jahrzehnt sehen wir weitere Senkungspotenziale, nicht zuletzt aufgrund unseres stabilen Wasser- und Nukleargeschäfts, den Auswirkungen möglicher Kohleausstiege in vielen europäischen Ländern auf unsere Kraftwerke sowie insgesamt einer stärkeren Rolle von klimafreundlicherem Gas.

Im Jahr 2017 belief sich die CO2-Intensität unserer konsolidierten Anlagen insgesamt auf 503 g/kWh – nahezu unverändert im Vergleich zum Vorjahr (502 g/kWh).

Die CO2-Intensität unserer konsolidierten Anlagen des Segments Europäische Erzeugung lag insgesamt bei 476 g/kWh – niedriger als im Vorjahr (481 g/kWh).

CO2-Intensität des Uniper-Portfolios2)

g/kWh

Klimabezogene Finanzberichterstattung

Darüber hinaus beobachten wir die Ergebnisse der „Arbeitsgruppe zur Offenlegung klimabezogener Finanzrisiken“ (Task Force on Climate-related Financial Disclosures – TCFD). Sie hat sich zum Ziel gesetzt, ein Rahmenwerk für eine freiwillige, konsistente Berichterstattung über klimabezogene Finanzrisiken zu entwickeln, das Unternehmen nutzen können, um ihren Stakeholdern und Investoren entsprechende Informationen zur Verfügung zu stellen.

Wir werden weiter prüfen, ob das Rahmenwerk für Uniper und seine Stakeholder bezüglich der Offenlegung klimabezogener Risiken im Rahmen der finanziellen Berichterstattung künftig einen Mehrwert bieten kann und unsere Berichterstattung dahingehend ggf. künftig weiterentwickeln. Außerdem beteiligen wir uns an der Neuauflage des Climate Disclosure Projects (CDP).

Indirekte Scope-2-Emissionen

Neben unseren direkten Emissionen und unserer CO2-Intensität, erheben wir auch indirekte Scope-2-Emissionen aus extern bezogenem Strom sowie Wärme und Kühlung.

0,25 Mio t CO2e

Indirekte Scope-2-Emissionen (standortbasierter Ansatz)1)

0,32 Mio t CO2e

Indirekte Scope-2-Emissionen (marktbasierter Ansatz)1)

Zusätzlich erheben wir indirekte Scope-3-Emissionen, die in unserer Wertschöpfungskette auftreten, etwa durch Geschäftsreisen, Rohstoffhandel oder in der Lieferkette. Wir planen, Scope-3-Emissionen künftig ebenfalls offenzulegen.

Beiträge für eine klimafreundlichere Energiewelt

Wir fördern globale Bestrebungen für eine klimafreundliche Energieerzeugung. Mehr als 50 % unserer installierten Leistung in Europa entfallen auf Wasser- und Gaskraftwerke. Damit unterstützen wir den Übergang zu einer CO2-armen Energieerzeugung.

Mit einer durchschnittlichen Brennstoffeffizienz von knapp 50 % und vergleichsweise geringen CO2-Emissionen pro kWh trägt unsere europäische Gasflotte dazu bei, unsere CO2-Intensität zu reduzieren. Der Gasbedarf in Europa wird bis 2040 voraussichtlich um 45 % steigen.3) Aus diesem Grund möchten wir das Potential von Erdgas als sinnvolle Ergänzung zu den Erneuerbaren Energien nutzen und unser Engagement bei der Erzeugung und beim Handel weiter intensivieren.

Wir führen zahlreiche Modernisierungsprojekte durch, um unsere Kraftwerksblöcke effizienter zu machen. Im Fokus steht dabei vor allem ein schnelleres Herauf- und Herunterfahren. Denn dies reduziert den Brennstoffverbrauch, die Kosten und den Ausstoß von Kohlendioxid. Diese Maßnahmen kommen insbesondere bei unseren Gas- und Dampfturbinen zum Einsatz, weil diese über die höchste thermische Effizienz verfügen.

Rund 10 % unserer gesamten Erzeugungskapazitäten und 13 % unseres europäischen Erzeugungsportfolios basieren auf klimafreundlicher Wasserkraft. Unsere 110 Wasserkraftwerke in Deutschland liefern Strom für 1,6 Millionen Haushalte.

In Deutschland vermeiden unsere Wasserkraftwerke im Vergleich mit dem deutschen Energiemix jährlich rund 2,8 Mio t CO2-Emissionen.

In Schweden betreiben wir weitere 68 Wasserkraftwerke. Schweden hat sich zum Ziel gesetzt, bis 2040 zu 100 % Energie aus erneuerbaren Quellen zu nutzen. Als drittgrößter Wasserkraftproduzent des Landes werden unsere Wasserkraftwerke dort weiterhin eine wichtige Rolle bei der klimafreundlichen Energieversorgung spielen.

In Schweden deckt klimafreundliche Kernenergie etwa die Hälfte des nationalen Strombedarfs und ist so ein entscheidender Faktor für das CO2-arme Energiesystem des Landes. Uniper ist Mehrheitseigner des Kernkraftwerks Oskarshamn und Minderheitsgesellschafter bei den Kernkraftwerken Ringhals und Forsmark. Wir gehen verantwortungsbewusst mit unseren Kernenergieaktivitäten um und legen dabei großen Wert auf Sicherheit.

Zukünftig wollen wir außerdem eine größere Rolle bei innovativen Ansätzen wie der Speicherung Erneuerbarer Energien durch unterschiedliche Technologien und der Nutzung von CO2 spielen. Im Dezember 2017 haben wir den Vorsitz in der Organisation CO2 Value Europe übernommen. Im Rahmen dieser Plattform engagieren wir uns gemeinsam mit 42 anderen Gründungsmitgliedern aus verschiedenen Sektoren und Ländern für eine verantwortungsvolle industrielle Nutzung von CO2.

Nach Ende der Reparaturarbeiten an unserem russischen Kraftwerk Berezovskaya soll dies einen zentralen Bestandteil des regionalen Energieversorgungsnetzes darstellen. Damit unterstützen wir auch die Entwicklung von landwirtschaftlichen Flächen in der Umgebung der Anlage. Denn dort beginnt ECO-Culture, eines der größten Agrarunternehmen in Russland, in diesem Jahr mit dem Bau von Gewächshäusern. Zukünftig wird unser Kraftwerk die Gewächshäuser mit Wärme und CO2 versorgen.

Speicherung Erneuerbarer Energie

Wir investieren in Pilotprojekte und den Einsatz von innovativen Technologien. Dadurch wollen wir die Flexibilität unseres Geschäfts erhöhen und den Übergang in eine kohlenstoffarme Zukunft unterstützen. Wir sind überzeugt, dass die Power-to-Gas-Technologie ein wichtiger Baustein zum Gelingen der Energiewende ist. Bei diesem Verfahren wird Strom elektrolytisch in klimafreundlichen Wasserstoff umgewandelt und die Energie darin gespeichert. Europa verbraucht rund 80 Mrd m3 Wasserstoff pro Jahr. Um diesen Bedarf zu decken, wird er bisher meist konventionell aus Erdgas gewonnen. Dabei wird allerdings CO2 frei. „Grüner Wasserstoff“ ist für viele Anwendungsbereiche eine klimaschonende Alternative, beispielsweise in der Industrie oder der Mobilität. Der wichtigste Vorteil besteht aber in der Möglichkeit einer Partnerschaft mit Erdgas. In Deutschland kann die bestehende Gasinfrastruktur genutzt werden, um Erneuerbare Energie zu speichern.

Drei Jahre haben wir im brandenburgischen Falkenhagen als eines der ersten Unternehmen weltweit eine nach dem Prinzip der Elektrolyse arbeitende Demonstrationsanlage betrieben. Sie wandelt den grünen Strom aus den zahlreichen benachbarten Windrädern in Wasserstoff um. Im Projektzeitraum erzeugten wir auf diese Weise insgesamt acht GWh Wasserstoff und speisten es in das Erdgasnetz ein. Die Tests haben gezeigt, wie sich erneuerbare Energie im Erdgasnetz speichern lässt. Dadurch können Erzeugung und Verbrauch voneinander entkoppelt werden. Die Technologie funktioniert gut: Sie hat auf stark schwankende Windbedingungen zuverlässig reagiert, ist marktreif und verspricht, noch effizienter und günstiger zu werden.

Wasserstoff darf allerdings aus technischen Gründen nur in geringen Mengen in das Erdgasnetz eingespeist werden. Größere Potentiale ergeben sich, wenn der grüne Wasserstoff mit CO2 zu klimaneutralem Methan (synthetisches Erdgas) umgesetzt wird. Für synthetisches Erdgas gelten die genannten Einschränkungen nicht. Dadurch könnten große Mengen an Wind- und Sonnenenergie in Gas umgewandelt und für die spätere Nutzung gespeichert werden. Damit die Energiewende gelingen kann, ist eine bessere Nutzung der überschüssigen erneuerbaren Energien unerlässlich. Deshalb sind wir einen Schritt weitergegangen und haben die Anlage für die Methanerzeugung ausgebaut. Methan kann theoretisch unbeschränkt ins Gasnetz eingespeist werden. Die Anlage wurde im Mai 2018 eröffnet und ist Teil des europäischen Forschungsprojekts STORE&GO, das bis 2020 läuft.

In branchenübergreifenden Partnerschaften – etwa mit BP – entwickeln wir derzeit weitere Power-to-Gas-Modelle, um Biokraftstoff bereitzustellen. Ob die Technologie ihr Potential für die Energiewende im Bereich der Mobilität entfalten kann, hängt allerdings von den künftigen politischen Rahmenbedingungen ab.

Neben Power-to-Gas entwickeln wir weitere Speichermöglichkeiten wie die Power-to-Power-Technologie weiter. Dabei werden Stromüberschüsse aus Wind- oder Sonnenenergie am Ort der Erzeugung beispielsweise mithilfe von großen Batterien gespeichert.    Versorgungssicherheit

Physikalische Auswirkungen des Klimawandels

Wir stehen in den kommenden Jahren vor zwei Aufgaben: Zum einen müssen wir mögliche langfristige Auswirkungen des Klimawandels auf unser Erzeugungsportfolio bewerten. Zum anderen gilt es, ein besseres Verständnis über die physikalischen Klimaauswirkungen unserer Aktivitäten in Entwicklungs- und Schwellenländern zu entwickeln.

Wissenschaftliche Szenarien zeigen, dass die Begleiterscheinungen des Klimawandels wie extreme Wetterereignisse, der Anstieg des Meeresspiegels und Trinkwassermangel in dichtbevölkerten Regionen einschließlich Zentraleuropa oder Großbritannien spürbar sein werden. Dadurch werden Industriestandorte und Kraftwerke betroffen sein, die an größeren Flüssen oder an der Küste liegen. Der Klimawandel erhöht auch das Risiko, dass unsere Anlagen durch schwere Stürme beschädigt werden oder aufgrund von Dürre nicht betrieben werden können.

Unser Asset Risk Team prüft regelmäßig, welche physikalischen Risiken in Verbindung mit Extremwetter und anderen Klimaauswirkungen unsere Anlagen betreffen könnten. Potentiell bedeutende Risiken werden daraufhin eskaliert und einer umfassenden Risikobewertung mit geeigneten Kontrollmechanismen unterzogen.

Beispielsweise im Bereich Wasserkraft adressieren wir physikalische Risiken, die sich durch schnelle Wasserspiegelschwankungen ergeben. Unsere Aktivitäten entlang größerer Flüsse beinhalten oft Maßnahmen zum Bau von Dämmen und zur Uferbefestigung.    Gesellschaftliche Akzeptanz

1) Die Werte umfassen sowohl vollkonsolidierte Uniper-Einheiten als auch nicht vollkonsolidierte Unternehmen, für die wir die Betriebsführung innehaben.

2) Datenquelle: berichtete Emissionen (auf Basis EU-ETS und System in Russland); Methode: Stromerzeugung angepasst, um Wärme- und Dampfkomponenten zu berücksichtigen (nur kombinierte Wärme- und Stromerzeugung); Ansatz für die Konsolidierung: finanzielle Kontrolle.

3) International Energy Association (IEA) – World Energy Outlook 2017