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Low and uncertain carbon prices are often stated as a major obstacle for industrial sector investments in technologies to deliver deep emissions reductions. Project-based carbon contracts underwritten by national governments could addressregulatory risk, lower financing costs and strengthen incentives for emission reductions at investment and operation stage. In this paper design options for project-based carbon contracts are assessed using an analytical model capturing risk aversion of investors with a meanvariance utility function. The model is also used to assess how a combination with grant support for innovative projects can minimize overall costs of innovation policy. Savings in financing costs are quantified using a stylized project finance cash flow analysis.

Die Klimaziele können nur mit einem Wechsel hin zu neuen Technologien und Praktiken für die Produktion und Nutzung von Grundstoffen, wie Zement, Stahl und Chemikalien, erreicht werden. Die Produktion solcher Grundstoffe macht nämlich rund 16 Prozent der europäischen und 25 Prozent der weltweiten Treibhausgasemissionen aus. Der moderate CO2-Preis im europäischen Emissionshandel (EU-ETS) und die unsichere Preisentwicklung bieten jedoch nicht genügend Anreize für Investitionen in und den Einsatz von innovativen klimafreundlichen Optionen. Hierfür sind neue Politikinstrumente notwendig. Projekt-basierte CO2-Differenzverträge sind, in Kombination mit einem Klimapfand, besonders geeignet: Sie senken die Finanzierungskosten von klimafreundlichen Investitionen, setzen die richtigen Anreize für Emissionsminderungen und wären ein klares Signal des Engagements der Regierungen für langfristige politische Ziele.

Die steile Entwicklung der Gaspreise hat die Strompreise im vergangenen Jahr in bislang ungeahnte Höhen klettern lassen. Satte Zusatzgewinne gemacht haben die Betreiber von Anlagen für erneuerbare Energien - und zwar indirekt auf Kosten der VerbraucherInnen, die kräftig draufzahlen mussten. Grund dafür ist die geltende Politik der gleitenden Marktprämie, mit der den Betreibern fast aller geförderter Windanlagen und von rund einem Drittel der Solaranlagen eine Mindestvergütung für den verkauften Strom zusteht. In Zeiten von niedrigen Strompreisen werden die Erneuerbare-Energien-Anlagen zusätzlich gefördert: Im Falle von hohen Strompreisen wie jetzt winken zugleich unverhoffte Gewinne, die die Betreiber einstreichen dürfen. Die KonsumentInnen haben das Nachsehen: Obwohl sie bei niedrigen Strompreisen regenerative Energien über die EEG-Umlage über Jahre hinweg gefördert haben, sind sie im Gegenzug nicht gegen hohe Strompreise abgesichert. Hätte die Bundesregierung in der Vergangenheit bereits auf Differenzverträge (Contracts-for-Difference, CfDs) statt auf die gleitende Marktprämie für Wind an Land und Photovoltaik gesetzt, hätten auch die StromkundInnen davon profitiert: Berechnungen des Deutschen Instituts für Wirtschaftsforschung (DIW Berlin) zeigen, dass die Stromkosten im vergangenen Jahr knapp 1,7 Milliarden Euro geringer gewesen wären. Allein im Dezember hätte die Ersparnis bei etwa 750 Millionen Euro gelegen.

Die Europäische Kommission steht vor der Herausforderung und Chance, den Green Deal umzusetzen und dabei gleichzeitig die Erholung der Wirtschaft infolge der Corona-Krise einzuleiten. Investitionen in die Transformation zur Klimaneutralität der Grundstoffindustrie spielen dabei eine zentrale Rolle, da der Sektor für 16 Prozent des CO2-Ausstoßes der EU verantwortlich und zentral für nachgelagerte Wertschöpfungsketten ist. Während oftmals über die Förderung der Investitionsmöglichkeiten diskutiert wird, sind für die Transformation aber vor allem klare Rahmenbedingungen notwendig, mit denen Investitionen in klimafreundliche Technologien erst wirtschaftlich werden und die sicherstellen, dass Unternehmen die Investitionen in die Transformation auch umsetzen. Dafür müssen dann auch die notwendige Infrastruktur und Institutionen bereitgestellt werden. Damit diese Maßnahmen rechtzeitig und koordiniert umgesetzt werden, ist es wichtig, auf nationaler und europäischer Ebene Ziele für den Anteil an CO2-neutraler Produktion zu setzen und diese im Klimaschutzgesetz und der EU-Governancestruktur zu verankern.

[Motivation der Kurzexpertise] Im Zuge der Einführung eines nationalen Brennstoffemissionshandelssystems (nBEHS) vor allem im Wärme- und Verkehrssektor spielt der Erhalt der internationalen Wettbewerbsfähigkeit und die Vermeidung von potentiell möglichen Carbon Leakage Risiken eine wichtige Rolle. Steigen die Kosten für einzelne Sektoren durch den nationalen CO2-Preis stark an, könnte einheimische Produktion durch Importe aus dem Ausland ersetzt und Produktion ins Ausland verlagert werden, was weder im Sinne des Wirtschaftsstandortes Deutschland, noch des Klimas, wäre. Entsprechend internationaler Ansätze zur CO2-Bepreisung und der Regelungen im europäischen Emissionshandel (EU ETS) wird in diesem Gutachten diskutiert, welche Sektoren unter besonderen Wettbewerbsdruck geraten können und wie dieses verhindert werden kann. In der regulatorischen Praxis des EU ETS werden Carbon Leakage Gefahren durch sektorale Bewertungen identifiziert, die sich an den erwarteten Mehrkosten und der internationalen Wettbewerbsintensität orientieren (Europäische Union, 2009 und 2018). Daraus ergibt sich die Fragestellung, wie ähnliche Bewertungsansätze für den deutschen Brennstoffemissionshandel ausgestaltet werden können und welchen Beitrag sie zur Vermeidung von Carbon Leakage leisten können. In dieser Studie werden dazu die in der Literatur verfügbaren Erkenntnisse und Erfahrungen aus dem EU ETS und weiteren internationalen Politikmaßnahmen erläutert und Schlussfolgerungen bezüglich der Implikationen auf das nBEHS dargestellt. Hieraus ergibt sich die Frage, wie die identifizierten oder weitere Kriterien bei der nationalen Umsetzung so ausgestaltet werden können, dass Carbon Leakage Risiken durch höhere Kosten vor allem im Wärmeund Verkehrssektor zielgenau erfasst werden können. Dafür müssen die genutzten Kriterien eines solchen Carbon Leakage Assessments auf Ebene disaggregierter (Teil-)Sektoren anwendbar sein, um Aussagen über die tatsächliche Betroffenheit für einzelne Branchen treffen zu können. Für das gewählte Vorgehen werden also entsprechend fein aufgelöste Daten benötigt. Dies stellt langfristige Praktikabilität und Nachvollziehbarkeit der Analysen sicher. Daher wird eine anschließende Bewertung der Datenquellen bezüglich ihres Nutzens für die Identifikation betroffener Sektoren durchgeführt. Dabei ist die erste Anforderung, die energetisch bedingten Emissionen der Sektoren zu kennen. Im zweiten Schritt ist es notwendig, den Energiebezug, der bereits dem EU ETS unterliegt, von dem Energiebezug zu trennen, der zukünftig unter das nBEHS fällt. Darauf basierend können außerdem diejenigen Sektoren identifiziert werden, die bereits vollständig dem EU ETS unterliegen und somit keine Kosten durch den nationalen Brennstoffemissionshandel haben. Die Ausgestaltung des Carbon Leakage Schutzes ist bereits im Brennstoffemissionshandelsgesetz enthalten, doch noch nicht genauer spezifiziert. Dieser Schutz soll vorrangig durch finanzielle Unterstützung für klimafreundliche Investitionen geschehen. Diese Studie legt dar, wie groß die CO2-Kosten verglichen mit den Investitionssummen sind und skizziert Möglichkeiten für die Ausgestaltung und Umsetzung solcher Fördermaßnahmen. ; Forschungsprojekt im Auftrag des Bundesministeriums der Finanzen.

Driven by the climate conference in Paris in December 2015 countries worldwide are confronted with the question of how to shape their power system and how to establish alternative technologies to reduce harmful CO2 emissions. The German government plans that even before the year 2050, all electricity generated and consumed in Germany should be greenhouse gas neutral [1]. To successfully integrate renewable energies, a future energy system must be able to handle the intermittent nature of renewable energy sources such as wind and solar. One important means to address such electricity production variability is demand-side flexibility. Here, industry plays a major role in responding to variable electricity supply with adequate flexibility. This is where the Kopernikus project SynErgie comes in with more than 80 project partners from academia, industry, governmental, and non-governmental organizations as well as energy suppliers and network operators. The Kopernikus project SynErgie investigates how to best leverage demand-side flexibility in the German industry. The current electricity market design in Germany is not well suited to deal with increasing levels of re- newable energy, and it does not embrace demand-side flexibility. Almost 6 GW of curtailed power in 2019 provide evidence that changes are needed with respect to the rules governing electricity markets. These rules were designed at a time when electricity generation was concentrated on a few large and dispatchable conventional power plants and demand was considered inelastic. The SynErgie Cluster IV investigates how a future-proof electricity market design should be organized. The corresponding Work Package IV.3.1 more specifically deals with analyzing and designing allocation and pricing rules on electricity spot markets. The resulting design must be well suited to accommodate demand-side flexibility and address the intermittent nature of important renewable energy sources. This whitepaper is the result of a fruitful collaboration among the partners involved in SynErgie Cluster IV which include Germany's leading research organizations and practitioners in the field. The collaboration led to an expert workshop in October 2020 with participation from a number of international energy market experts such as Mette Bjørndal (NHH), Endre Bjørndal (NHH), Peter Cramton (University of Maryland and University of Cologne), and Raphael Heffron (University of Dundee). The whitepaper details the key recommendations from this workshop. In particular, the whitepaper recommends a move to a locational, marginal price-based system together with new bidding formats allowing to better express flexibility. We argue in favor of a one-step introduction of locational, marginal prices instead of repeatedly splitting existing zones. Frequent zone splitting involves recurring political debates as well as short- and long-run instabilities affecting the basis for financial con- tracts, for example. Importantly, the definition of stable prize zones is very challenging with increasing levels of distributed and renewable energy sources. The recommendation is the outcome of an intense debate about advantages and downsides of different policy alternatives. However, such a transition to locational, marginal prices is not without challenges, and it is a call to arms for the research community, policymak- ers, and practitioners to develop concepts on how to best facilitate the transition and ensure a reliable and efficient electricity market of the future. We'd like to thank all the project partners and are grateful for the financial support from the Federal Ministry of Education and Research as well as the Project Management Jülich. Hans Ulrich Buhl (Cluster Lead) Martin Bichler (Work Package Lead)

The global energy system is undergoing a major transition, and in energy planning and decision-making across governments, industry and academia, models play a crucial role. Because of their policy relevance and contested nature, the transparency and open availability of energy models and data are of particular importance. Here we provide a practical how-to guide based on the collective experience of members of the Open Energy Modelling Initiative (Openmod). We discuss key steps to consider when opening code and data, including determining intellectual property ownership, choosing a licence and appropriate modelling languages, distributing code and data, and providing support and building communities. After illustrating these decisions with examples and lessons learned from the community, we conclude that even though individual researchers' choices are important, institutional changes are still also necessary for more openness and transparency in energy research.

The global energy system is undergoing a major transition, and in energy planning and decision-making across governments, industry and academia, models play a crucial role. Because of their policy relevance and contested nature, the transparency and open availability of energy models and data are of particular importance. Here we provide a practical how-to guide based on the collective experience of members of the Open Energy Modelling Initiative (Openmod). We discuss key steps to consider when opening code and data, including determining intellectual property ownership, choosing a licence and appropriate modelling languages, distributing code and data, and providing support and building communities. After illustrating these decisions with examples and lessons learned from the community, we conclude that even though individual researchers' choices are important, institutional changes are still also necessary for more openness and transparency in energy research.

The global energy system is undergoing a major transition, and in energy planning and decision-making across governments, industry and academia, models play a crucial role. Because of their policy relevance and contested nature, the transparency and open availability of energy models and data are of particular importance. Here we provide a practical how-to guide based on the collective experience of members of the Open Energy Modelling Initiative (Openmod). We discuss key steps to consider when opening code and data, including determining intellectual property ownership, choosing a licence and appropriate modelling languages, distributing code and data, and providing support and building communities. After illustrating these decisions with examples and lessons learned from the community, we conclude that even though individual researchers' choices are important, institutional changes are still also necessary for more openness and transparency in energy research.

The global energy system is undergoing a major transition, and in energy planning and decision-making across governments, industry and academia, models play a crucial role. Because of their policy relevance and contested nature, the transparency and open availability of energy models and data are of particular importance. Here we provide a practical how-to guide based on the collective experience of members of the Open Energy Modelling Initiative (Openmod). We discuss key steps to consider when opening code and data, including determining intellectual property ownership, choosing a licence and appropriate modelling languages, distributing code and data, and providing support and building communities. After illustrating these decisions with examples and lessons learned from the community, we conclude that even though individual researchers' choices are important, institutional changes are still also necessary for more openness and transparency in energy research.