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23. Mai 2014
Aufgrund zahlreicher politischer Anreize, insbesondere rund um das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), versechsfachte sich der Anteil der Erneuerbaren seit 1997 sowohl am Primärenergieverbrauch als auch in der Verstromung. Die deutsche Energiewende 1.0 verursachte nicht nur enorme Kosten, sondern auch Nebeneffekte bei Strompreisen, im Erzeugungsmix sowie dem Emissionshandel. Und trotz EEG lag der Beitrag von Wind/Solar am PEV 2013 bei lediglich gut 2%. Per Saldo könnte der „Grünstromanteil“ bis 2035 ca. 60% betragen. Aber: Wie werden - angesichts der Energiewende 2.0 - die restlichen 40% erzeugt? Je nach Szenario ist Erdgas oder Kohle stärker gefordert. [mehr]
Energiemix in Deutschland im Wandel: Treiber sind Energiewende und internationale Trends Aktuelle Themen Natürliche Ressourcen Aufgrund zahlreicher politischer Anreize, insbesondere rund um das Erneuerba- re-Energien-Gesetz (EEG), versechsfachte sich der Anteil der Erneuerbaren seit 1997 sowohl am Primärenergieverbrauch (PEV, von 2% in 1997 auf knapp 12% in 2013) als auch in der Verstromung (von gut 4% auf 24%). Die deutsche Energiewende 1.0 verursachte nicht nur enorme Kosten, sondern auch Neben- effekte bei Strompreisen, im Erzeugungsmix sowie dem Emissionshandel. Und trotz EEG lag der Beitrag von Wind/Solar am PEV 2013 bei lediglich gut 2%. Die Bundesregierung versucht die Kostenexplosion durch eine Doppelstrategie aufzuhalten bzw. abzubremsen. Erstens erfolgt eine stärkere Anreizbündelung auf Photovoltaik und Windstrom, wo sie besonderes Fortschrittspotenzial ver- mutet. Zweitens werden künftig die Ausnahmen rund um die EEG-Umlage rest- riktiver. Per Saldo soll der „Grünstromanteil“ bis 2035 ca. 60% betragen. Aber: Wie werden – angesichts der Energiewende 2.0 der Regierung – die restlichen 40% des „Nicht-grün“-Stroms erzeugt? Die Energiewende 1.0 hat gezeigt, dass das Ziel eines stärkeren Gasanteils nicht erzielt wurde; der Anteil der Kohle stieg sogar von knapp 43% in 2009 auf über 45% in 2013. Die CO 2 -Emissionen stiegen in Deutschland 2012 und 2013. In einer für Kohle günstigen Konstellation (Szenario 1) verliert diese bis 2035 „nur“ 12%-Punkte auf 33%. Wandeln sich die Umwelt- und Politikbedingungen dagegen stärker „pro Gas“ (Szenario 2), büßt Kohle sogar 17%-Punkte auf 28% ein, also mehr als ein Drittel. Insbesondere Szenario 2 würde auch auf den PEV ausstrahlen, da es Erdgas neue Impulse im Wärmemarkt und in der Mobilität brächte. So begünstigten steigende Emissionskosten das relativ zu Benzin um- weltfreundlichere Erdgas (vorausgesetzt der Verkehrssektor würde künftig Teil des Emissionshandels). Wenn die angepeilte Energiewende 2.0 per Saldo die steigenden Grünstrommengen mit der nun besonders erforderlichen größeren ökonomischen Rationalität versieht, könnte sie ein Vorbild/Muster auch für an- dere Länder werden. Unsere Basisszenarien beruhen auf der Annahme, dass in der Prognosezeit bis 2035 insbesondere die regierenden Parteien zu ihren Ausbauzielen rund um die Erneuerbaren stehen. Die Hauptrisiken für unsere Szenarien sind: Erstens, ein fortgesetzt starker EEG-Kosten- und damit auch Umlageanstieg. Zweitens eine zu starke Verzögerung des geplanten Stromtrassenbaus, in dessen Folge punk- tuelle Blackouts erfolgen. Denkbar auch, drittens, dass die sinkende Auslastung fossiler Kraftwerke im Falle öffentlicher Eigner bei diesen und deren Gesamtpar- tei einen Politikschwenk erzeugt. Private und kommunale Versorger würden verstärkt die Einführung eines Kapazitätsmarktes fordern, um fossile Kraftwerke profitabler zu betreiben. Viertens könnten sich staatliche Eingriffe aufdrängen, um Kapazitäten zu sichern bzw. auszuweiten (Stichwort „Staatskraftwerke“). Autor en Josef Auer +49 69 910-31878 josef.auer@db.com Vasilios Anatolitis Editor Lars Slomka Deutsche Bank AG Deutsche Bank Research Frankfurt am Main Deutschland E-Mail: marketing.dbr@db.com Fax: +49 69 910-31877 www.dbresearch.de DB Research Management Ralf Hoffmann 23. Mai 2014 Energiemix in Deutschland im Wandel Treiber sind Energiew ende und internationale Trends Energiemix in Deutschland im Wandel 2 | 23. Mai 2014 Aktuelle Themen Energiemix schon ab 1970er Jahren ein Thema Wenig ist so typisch für den deutschen Energiemix wie der Wandel. Der Blick zurück zeigt dessen Dynamik. Während der Primärenergieverbrauch in den letzten vier Dekaden fast konstant blieb, gab es doch enorme Anpassungen in der Zusammensetzung der Einzelsegmente. Interessant und aufschlussreich ist dazu eine Zweiteilung der Zeitschiene in, erstens, eine Phase ab 1973 und, zweitens, die Periode ab etwa 1997. Dem Jahr 1973 ging der lange Zeitraum der Nachkriegsphase voraus. Prägend war hier der Wiederaufbau der Wirtschaftstrukturen, der freilich in Westdeutsch- land merklich dynamischer verlief als in Ostdeutschland. Die ungleiche wirt- schaftliche Gesundung war ein wichtiger Grund, weshalb die Bevölkerungszahl in Westdeutschland allein von 1950 bis 1970 um rund 11 Mio. zulegte, während sie im Ostteil um mehr als 1 Mio. Menschen sank. Das demografische und wirt- schaftliche Wachstum zeigte in Deutschland bis dahin die typischen energie- wirtschaftlichen Implikationen, nicht zuletzt einen verstärkten Energiebedarf. Erste Ölpreiskrise und Club of Rome-Perspektive verunsichern … Für 1973 als Orientierungspunkt spricht, dass im Herbst des Jahres die erste Ölpreiskrise begann, die vielen Industrieländern und insbesondere auch (da- mals noch West-) Deutschland ihre Energieimportabhängigkeit verdeutlichte. Das neue Abhängigkeitsgefühl verschmolz in jener Zeit vielerorts mit der dama- ligen Drohkulisse einer globalen Energieverknappung, die infolge des Club of Rome-Berichts „The Limits to Growth“ 1972 aufgekommen war und nicht abeb- ben wollte. Im deutschen Primärenergiemix spielte Mineralöl, die neue globale „Problem- energie“, nämlich 1973 unangefochten die Hauptrolle; immerhin 47% des Pri- märenergieverbrauchs (PEV) entfielen auf sie. Zusammen mit der Braunkohle und der (immer stärker subventionierten heimischen) Steinkohle beruhten auf Öl und Kohle damit 88% des deutschen Primärenergieverbauchs. Rechnet man dazu noch das Erdgas hinzu, das in der Dekade davor (zunächst) dank der Er- schließung heimischer Vorkommen, einer intelligenten Preispolitik (Stichwort Ölpreisbindung) sowie vielfältiger Infrastrukturmaßnahmen immer attraktiver wurde, so dominierten die fossilen Energieträger 1973 zu 97% den PEV. Im Vergleich dazu noch recht klein waren die Beiträge der zu jener Zeit noch „jun- gen“ Hoffnungsträger, der Kernenergie und der erneuerbaren Energien, die bei nicht mehr als 1% bzw. 2% lagen. Während aber die Kernenergie damals zum Wunschenergiemix der großen, etablierten Parteien zählte, fanden die Erneuer- baren noch wenig Unterstützung – abgesehen von der Wasserkraft, die zu jener Zeit den Löwenanteil der grünen Energien beisteuerte. … und führen zu Anpassungen, die auch die Wiedervereinigung erfordert In der Zeit bis zum Beginn von Phase zwei, also die zweite Hälfte der 1990er Jahre, wirkte auf den deutschen Energiemix eine Vielzahl von Einflussfaktoren ein. Wichtige Treiber kamen aus dem Ausland und Deutschland selbst: — Global mit am wichtigsten war wohl die zweite Ölpreiskrise 1979/80 rund um die Islamische Revolution im Iran. Stieg der Preis pro Barrel in der ersten Krise 1973/74 nominal von USD 3 auf USD 12 USD, so wurden in der zwei- ten Krise bereits USD 38 erreicht. Die vielen Politiken, die bereits nach der ersten Preiskrise angestoßen wurden, bekamen zusätzliche Unterstützung und wurden fortgesetzt. Dazu zählten die weitere Diversifizierung des Ener- giemix sowie Strategien zu einem sparsameren Umgang mit Energie. 22,2 19,3 46,8 8,6 0,8 1,8 0,5 Braunkohle Steinkohle Mineralöl Erdgas Kernenergie Erneuerbare Energien Sonstige Anteile am Primärenergieverbrauch, in %, 1973 Quelle: AG Energiebilanzen 97% des Energieverbrauchs 1973 entstammen fossilen Energieträgern 1 28,5 34,2 13,0 10,5 4,0 5,0 4,8 Braunkohle Steinkohle Mineralölprodukte Erdgas Kernenergie Erneuerbare Energien Sonstige Quelle: AG Energiebilanzen Anteile an der Bruttostromerzeugung , in %, 1973 * alte Bundesländer 86% des Stroms in DE* stammt 1973 aus fossilen Energieträgern 2 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 70 72 74 76 78 80 Zwei Ölpreisschocks zeigen globale Ölabhängigkeit 3 Preis pro Barrel (Brent, Dubai, WTI) in Deutschland, in USD, 1970 - 81 Quelle: Hamburgisches Weltwirtschaftsinstitut Energiemix in Deutschland im Wandel 3 | 23. Mai 2014 Aktuelle Themen — Auf nationaler Ebene strahlte die deutsche Wiedervereinigung auf die Ener- giebereitstellung und deren Verbrauch aus. Dies führte schon deshalb zu Anpassungen im deutschen Energiemix, weil Teile der ostdeutschen Indust- rie – wie die dortige Automobilindustrie – den Transformationsprozess nicht ohne massive Neujustierung überleben konnte. Überdies kam es zu merkli- chen Anpassungen in den ostdeutschen Kraftwerks- und Energiever- brauchsstrukturen rund um Wohnen (z.B. Gebäudeheizungen und - dämmung) und Mobilität bis hin zu Information und Kommunikation. Per Saldo setzten in der Zeit nach der ersten Ölkrise viele Entwicklungen ein, die zuvor nicht erwartet wurden. So nahm der PEV weitaus weniger zu als noch Anfang der 1970er Jahre von Marktbeobachtern befürchtet wurde. Damit zu- sammenhängend war das Phänomen, dass die tatsächliche Entwicklung der Energiepreise (z.B. von Öl) hinter den teils dramatischen Langfristprognosen, die Anfang der 1970er Jahre kursierten, merklich zurückblieb. Zu diesen für die Verbraucher erfreulichen Entwicklungen trugen viele Faktoren bei wie gesell- schaftlicher und ökonomischer Strukturwandel (nicht zuletzt in den ostdeutschen Bundesländern), ein zunehmend energiesparender technischer Fortschritt, steuerliche Anreize, aber auch gesetzgeberische Vorgaben sowie das – an- fangs oft unterschätzte – zunehmende Spar- und Umweltbewusstsein immer größerer Bevölkerungsgruppen. Bis 1997 PEV quantitativ kaum verändert, aber Energiemix im Wandel All dies schlug sich auch im Primärenergiemix nieder. Vergleicht man den Ener- gieverbrauch von 1997 mit jenem aus 1973, sind zumindest zwei bedeutsame Entwicklungen erkennbar: Erstens lag der Primärenergieverbrauch in Deutsch- land 1997 kaum höher als 1973. Dabei spielte die Energieeinsparung rund um das Zusammenwachsen beider deutscher Teile zwar eine Rolle. Aber die Ver- brauchsentwicklung insgesamt zeigt auch, dass trotz Wirtschaftswachstum hohe Einsparungen möglich waren. Zweitens sind merkliche Anpassungen im eigentlichen Energiemix erkennbar. Erste Erfolge zeigte die Politik des „weg vom Öl“. Immerhin steuerte Erdöl 1997 nur noch 39% zum Primärenergieverbrauch bei, also immerhin 8%-Punkte we- niger als noch 1973. Zuwächse verzeichneten dagegen Erdgas und die Kern- energie. Erdgas profitierte von seiner steigenden Beliebtheit im Wärmemarkt. Für die Hausbesitzer waren die neuen Gasheizungen oftmals bequemer als Ölheizungen, da nicht zuletzt die Anforderungen an die Öltanks immer an- spruchsvoller wurden. Und ein besonderes Gaspreisrisiko verhinderte – wie bereits bemerkt – die Anbindung an den Ölpreis. Hinzu kam, dass Erdgas auch im Sekundärenergiemix, also der Verstromung, immer beliebter wurde. Dazu trug die Kombination aus relativ überschaubaren Investitionskosten und ver- gleichsweise hoher Stromerzeugungsflexibilität der Gaskraftwerke bei. Unter dem Strich konnte Erdgas seinen Anteil am Primärenergieverbrauch von 9% 1973 auf 21% im Jahr 1997 mehr als verdoppeln. Zweiter großer Gewinner im Primärenergiemix war die Kernenergie, die 1973 erst 1% zum Energieverbrauch beitrug, aber 1997 auf stattliche 13% kam. Da Kernenergie nur zur Elektrizitätserzeugung genutzt wird, ist der schnelle Zubau umso beachtlicher. Dieser Zubau kompensierte einen Teil des rückläufigen Ein- satzes der beiden Kohlearten. Lange Jahre wurde an teuren heimischen Erzeu- gungsquellen festgehalten, was zu einer verminderten Steinkohleverstromung führte. Die verminderte Braunkohleverstromung hing in Ost und West mit der vereinigungsbedingten Strukturbereinigung zusammen. Neben Erdgas, Kernenergie und den beiden Kohlearten war eine weitere wich- tige Entwicklung der Ausbau der „grünen“ Stromerzeugung; diese beeinflusste damit aber freilich auch den Primärenergiemix. Absolut und in Relation zu den 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 1973 1997 2013 Mineralöl Braunkohle Steinkohle Erdgas Kernenergie Erneuerbare Energien Sonstige PEV - Anteile ändern sich 4 Quelle: AG Energiebilanzen Anteile am Primärenergieverbrauch, in % 10,9 14,1 39,4 20,5 12,7 2,4 Braunkohle Steinkohle Mineralöl Erdgas Kernenergie Erneuerbare Energien Erdgas & Kernenergie steigern Anteil am Energieverbrauch bis 1997 5 Anteile am Primärenergieverbrauch, in %, 1997 Quelle: AG Energiebilanzen 25,7 25,9 1,3 8,7 30,8 4,4 3,2 Braunkohle Steinkohle Mineralölprodukte Erdgas Kernenergie Erneuerbare Energien Sonstige Quelle: AG Energiebilanzen Kernenergie trägt 1997 knapp 31% zur Bruttostromerzeugung bei 6 Anteile an der Bruttostromerzeugung, in %, 1997 Energiemix in Deutschland im Wandel 4 | 23. Mai 2014 Aktuelle Themen anderen Energiequellen war der Zubau der Erneuerbaren nicht spektakulär; ihr Anteil am Primärenergiemix erreichte erst gut 2%. Hier spielten erste Förder- programme eine Rolle, z.B. für die Photovoltaik 1990/91. Ende der 1990er Jahre wichtige neue Weichenstellungen … Für das Jahr 1997 als Referenzpunkt sprechen mehrere Gründe: So hatte Deutschland erste wichtige, vereinigungsbedingte Anpassungen im Energiesek- tor vollzogen. Auf den europäischen Energiemärkten versprach die angestrebte Liberalisierung der leitungsgebundenen Energien (die Binnenmarkt-Richtlinie für Elektrizität trat 1997 in Kraft, die für Erdgas 1998) eine Zeitenwende dank mehr internationalem Wettbewerb bei Strom und Gas. Aus eher globaler Perspektive war nicht zuletzt die damalige Entwicklung des Preises für den nach wie vor wichtigsten Energieträger, das Erdöl, von Bedeu- tung. Die Phase beginnt nämlich in einer Zeit, in dem der Ölpreis „nach unten“ korrigiert und sogar tagesweise – während der Asienkrise Ende 1998 – ein Tief von USD 10 pro Barrel erreicht. Dies wiederum strahlte – aufgrund der Ölpreis- bindung des Gaspreises – auch dämpfend auf die deutschen Importpreise für Erdgas aus und erhöhte damit dessen Wettbewerbsfähigkeit z.B. in der Ver- stromung. Zusätzlich zu all diesen internationalen Ereignissen und wettbe- werbspolitischen Weichenstellungen spricht freilich nicht zuletzt ein aus deut- scher Sicht besonders wichtiger Grund für die Periodenabgrenzung. Die Bun- destagswahl 1998 brachte nämlich die erste SPD/Grüne-Koalition in Deutsch- land. Und diese einigte sich bald auf eine neue Energiepolitik mit für alle Akteu- re wichtigen Akzentverschiebungen. Auf der Agenda der neuen Regierung Ende der 1990er Jahre standen insbe- sondere zwei grundsätzliche Weichenstellungen, die vor allem den Elektrizitäts- sektor reformieren sollten: Erstens die allmähliche Beendigung der Kernener- gieerzeugung in Deutschland, also das Auslaufen eines noch wenige Jahre zuvor von der Mehrheit als Hoffnungsträger angesehenen Energieträgers. Zwei- tens der rasche Aufbau neuer Energieerzeugungs- und Nutzungsstrukturen rund um erneuerbare Energien. … strahlen bis heute auf den Energiemix aus In der sich anschließenden Periode bis 2013 kam es in Deutschland zu vielfälti- ger energiepolitischer Einflussnahme. Trotz mehrfacher Regierungswechsel in der langen Phase – also zunächst zu Schwarz-Rot und später dann zu Schwarz-Gelb – blieben die zuvor genannten wichtigen, grundsätzlichen politi- schen Weichenstellungen aber relativ stabil. Eine nennenswerte Ausnahme war die Anfangszeit der Regierung Schwarz-Gelb, in der sich eine merkliche Verlän- gerung der unter Rot-Grün gekürzten Laufzeit für die Kernenergieerzeugung abzeichnete. Dieser Kurswechsel fand allerdings rasch infolge der Probleme in Japan 2011 – Stichwort Fukushima – eine Neujustierung. Unter dem Strich be- deutete dies – abgesehen von Details – erstens eine Rückkehr der deutschen Energiepolitik auf den bereits zuvor eingeschlagenen Ausstiegspfad. Zweitens wurde die Förderung von Neuanlagen erneuerbarer Energien weniger gekürzt als zuvor in Aussicht gestellt, was deren Boom verlängerte. Die Veränderungen des deutschen Energiemix reflektieren neben all dem auch weitere Trends. So gab der Beginn des Emissionsrechtehandels in Europa den Klimaeffekten der unterschiedlichen Energieträger einen Preis. Dieser Handel dämpfte zumindest zu Beginn (also ab 2005), als hohe Preise resultierten, In- vestitionsentscheidungen zugunsten von Kohlekraftwerken. Neben diesen ord- nungspolitischen Neujustierungen kam es auch zu völlig neuen, bis dato kaum zu erwartenden Techniktrends und -sprüngen. Vor allem strahlte der Durch- 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 1973 1997 2013 Mineralöl Braunkohle Steinkohle Erdgas Kernenergie Erneuerbare Energien Sonstige Aufbau des Primärenergieverbrauchs, in Petajoule Deutscher PEV im Wandel 7 Quelle: AG Energiebilanzen 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 1997 2004 2013 Biomasse Wasserkraft Windkraft Photovoltaikanlagen Geothermie Solarthermie Wärmepumpen Biomasse führend; Wind/Solar zuletzt mit mehr Dynamik 8 Beiträge Erneuerbarer am PEV, in Petajoule Quelle: AG Energiebilanzen 0 2 4 6 8 10 12 14 92 96 00 04 08 12 Preis für Erdgas aus Russland an deutscher Grenze Spot - Preis für Erdgas am US - Terminal Henry Hub Erdgas in den USA viel billiger als in Deutschland 9 USD pro Million metrische BTU, 1992 - 2014 Quelle: IWF Energiemix in Deutschland im Wandel 5 | 23. Mai 2014 Aktuelle Themen bruch in den USA hin zu preisgünstigem, unkonventionellem Erdgas (shale gas) auch auf Europa und selbst das durch eine besonders eigenwillige Energiepoli- tik geprägte Deutschland aus. Letzteres indirekt, denn das billige unkonventio- nelle Gas verdrängte in den USA die Steinkohle, die wiederum „verbilligt“ per Schiff den Weg nach Deutschland fand – und damit unseren Energiemix beein- flusst(e). In kurzer Zeit stiegen die USA zu einem der wichtigsten Kohlelieferan- ten Deutschlands auf. Politik startet 2013/14 Energiewende 2.0 Trotz Wirtschaftswachstum seit dem Jahr 1997 lag der PEV 2013 immerhin knapp 5% unter dem damaligen Niveau. Dabei kam es in der Betrachtungsperi- ode zu neuartigen, quantitativ und qualitativ spürbaren Veränderungen des Energiemix: So basierte der deutsche PEV „nur noch“ zu 80% auf fossilen Energien; 5%-Punkte weniger als 1997. Überraschend erscheint, dass die steigende Förderung „grüner“ Energien nicht zu Lasten der traditionellen und stromaffinen Energieträger ging, also Kohle und Gas. Der Anteil von Stein- und Braunkohle zusammen (also 24,5%) lag 2013 lediglich 0,5%-Punkte unter dem Niveau von 1997. Erdgas lieferte 2013 trotz der in den letzten Jahren gestiegenen Sorgen in der Verstromung mit 22,3% sogar 2%-Punkte mehr zum PEV bei als 1997. Der Hauptgrund für den gesun- kenen PEV-Anteil der fossilen Energien liegt eindeutig beim Erdöl; dessen sin- kende Bedeutung im Wärmesegment sowie die vielfältigen Effizienzanstren- gungen im Mobilitätssektor ermöglichten einen um 6%-Punkte verminderten PEV-Anteil. Zweiter großer „Verlierer“ im Energiemix war – hauptsächlich indu- ziert durch die heimische Politik infolge der Japan-Krise vor drei Jahren – die Kernenergie, deren PEV-Anteil gegenüber 1997 um rund 5%-Punkte auf 7,6% einbüßte. Die Erneuerbaren schafften aufgrund vielfältiger politischer Einfluss- nahmen in der Betrachtungsperiode den größten Sprung „nach oben“ von gut 2% 1997 auf knapp 12%; auf Solar/Wind entfallen 2,3%-Punkte. Bis heute ist der stärkste Treiber für den Bedeutungsgewinn der Erneuerbaren im Primärenergiemix das EEG; und dies trotz der mehrfachen Anpassungen. Kamen die Erneuerbaren 1997 erst auf einen Anteil von gut 4% an der deut- schen Bruttostromerzeugung, wobei die Wasserkraft fast das Fünffache zusteu- erte im Vergleich zu Windenergie und Biomasse zusammen, so waren es 2013 bereits rund 24%. Während der Anteil der Wasserkraft aber in etwa stagnierte, wird dieser nun bereits merklich übertroffen von Windkraft, Biomasse und Pho- tovoltaik, denn diese kamen 2013 zusammen auf beachtliche rund 20%. Weite- rer „Gewinner“ im Stromerzeugungsmix in der Gesamtperiode war Erdgas, das 2013 fast 11% nach knapp 9% 1997 erreichte. Allerdings trug Erdgas vor 2013 zum Teil noch 3%-Punkte und damit spürbar mehr bei. Anteilsverluste in der Periode musste neben der Kernenergie auch die Steinkohle hinnehmen; im- merhin minus ein Fünftel auf nur noch 20%. Die Braunkohle dagegen steuerte letztes Jahr in etwa den gleichen Anteil bei wie zu Beginn der Periode. Dies war keineswegs abzusehen zu Beginn des Handels mit Emissionsrechten. Ein Hauptgrund der Energiewende 2.0 sind die steigenden Kosten Die bisherige Energiepolitik hat zu einem starken Anstieg der Kosten geführt. So summiert sich allein die Förderung für Erneuerbare 2014 auf rund EUR 24 Mrd. Deshalb stieg die EEG-Umlage für 2014 auf 6,24 Cent/kWh von 2013 5,28 Cent/kWh und immerhin „nur“ 3,27 Cent/kWh noch 2012. Die Antwort von Schwarz-Rot ist eine Doppelstrategie zur Bändigung der Kostenexplosion. Ers- tens konzentriert sich die EEG-Förderung künftig vor allem auf die Erneuerba- ren mit dem erwartet größten Fortschrittspotential, also vor allem Windenergie und Photovoltaik. Zweitens sollen die Ausnahmeregelungen rund um die EEG- 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 10 11 12 13 Monatlicher harmonisierter US - Exportpreisindex für Steinkohle Monatliche, saisonbereinigte US - Erdgas - und Rohölförderung Juli 2010=100 Quellen: Bureau of Labor Statistics, Federal Reserve Bank Steigende Erdgasförderung in den USA begünstigt fallende US-Steinkohlepreise 10 11,7 12,8 33,4 22,3 7,6 11,5 0,7 Braunkohle Steinkohle Mineralöl Erdgas Kernenergie Erneuerbare Energien Sonstige Anteile am Primärenergieverbrauch, in %, 2013 Quelle: AG Energiebilanzen Energieverbrauch in DE zuletzt 12% aus Erneuerbaren Energien 11 25,6 19,6 1,0 10,5 15,4 23,9 4,0 Braunkohle Steinkohle Mineralölprodukte Erdgas Kernenergie Erneuerbare Energien Sonstige Quelle: AG Energiebilanzen Anteile an der Bruttostromerzeugung, in %, 2013 Erneuerbare steuern 2013 knapp 24% zur Bruttostromerzeugung bei 12 Energiemix in Deutschland im Wandel 6 | 23. Mai 2014 Aktuelle Themen Umlage künftig strenger ausgelegt werden und damit zu einem Rückgang der umlagebefreiten Unternehmen führen. Beides erscheint zwar zweckmäßig, wird jedoch den EEG-bedingten Preisanstieg „lediglich“ dämpfen, den Preisrück- stand zu anderen Industrieländern wie den USA aber keineswegs ausgleichen. Energiemix der Zukunft (2035) von vielen Faktoren abhängig Wichtige Zielwerte für den künftigen deutschen Energiemix und dessen Zu- sammensetzung haben Schwarz-Rot bereits gesetzt. Diese haben nämlich neue Zielmarken für den künftigen Grünstromanteil vereinbart, und zwar 40 bis 45% bis 2025 sowie 55 bis 60% bis 2035. Wir halten beide Ziele für erreichbar, da sie von den in Deutschland zahlenmäßig größten Parteien getragen werden. Dennoch glauben wir, dass dies weitere Kostensteigerungen bewirkt, von denen Öffentlichkeit und Unternehmen überzeugt werden müssen, insbesondere wenn Deutschland weitaus ambitionierter agiert als viele Länder. In anderen Koalitio- nen künftiger Jahre dürfte stets die größte Partei dominieren, was grundsätzli- che Zielstabilität verspricht. Sollten bis 2035 auch „Bündnis 90/Die Grünen“ mitregieren, sollten eher 60% realisiert und damit angenommen werden. Auf der Basis der von der Politik angestrebten Anteile der Erneuerbaren am künftigen Energiemix drängt sich folgende Frage auf: Wie wird wohl – insbe- sondere vor dem Hintergrund der Energiewende 2.0 und der absehbaren globa- len Entwicklung der Energiemärkte – der Rest der deutschen Stromversorgung bzw. des Primärenergieverbrauchs bis 2035 ausfallen? Also z.B. bei Elektrizität: Welche Energieträger liefern 2035 die restlichen 40% des „Nicht-grün“-Stroms? Letztlich drängen sich zwei Szenarien auf, um die Differenz der Erneuerbaren zu 100% einzufangen. Da nämlich 2035 erstens schon über eine Dekade zuvor die Kernenergieerzeugung auslief, konzentriert sich die Analyse zunächst allein auf die Konkurrenz zwischen den verbleibenden fossilen Energieträgern. Zwei- tens verkleinert sich der Untersuchungsbereich weiter, denn aus heutiger Sicht hat Erdöl in Deutschland in der Verstromung keine Zukunft. Im Kern geht es daher um den aktuellen und künftigen Wettbewerb zwischen Kohle und Erdgas. Und hier erscheinen zumindest zwei Szenarien überlegenswert, deren Verlauf bzw. Ausgang von den jeweiligen Zukunftserwartungen abhängt. Den künftigen Energiebedarf determinieren eine Vielzahl von Einflussfaktoren; nicht zuletzt die unterstellte Bevölkerungsentwicklung, das Wirtschaftswachstum sowie die Preise der einzelnen Energieträger und der CO 2 -Zertifikate, die ein wichtiges Kostenelement sind. All dies beeinflusst wiederum Effizienz- und Ein- sparanstrengungen sowie – ganz allgemein – den technischen Fortschritt rund um Energieerzeugung und -verbrauch. Während die Prognosen hinsichtlich des Bevölkerungs- und Wirtschaftswachstums relativ verlässlich erscheinen, streuen die Ansichten bezüglich der künftigen Energie- und Zertifikatspreise; deshalb unsere unterschiedlichen Szenarien. Die Bevölkerungszahl für Deutschland sinkt bis 2035 auf rund 75 bzw. 77 Mio. Einwohner von aktuell etwa 80,5 Mio., je nachdem, ob man eine Nettozuwande- rung p.a. von 100.000 oder 200.000 Personen unterstellt. Das sind trotz positi- ver Zuwanderungssalden Rückgänge um immerhin 5,5 oder 3,5 Mio. Personen bzw. -7% oder -4%. Dies mindert den Energiebedarf. Auch das Wirtschaftwachstum, also der Zuwachs des Bruttoinlandsprodukts (BIP), das bis 2035 – aufgrund auch des demographisch bedingt schrumpfen- den Erwerbspersonenpotenzials – um bestenfalls 1% p.a. zulegen dürfte, spricht eher für einen rückläufigen Energiebedarf. Gestützt wird dies vom ener- giesparenden technischen Fortschritt, der Alterung der Bevölkerung sowie der Arbeitsplatzverschiebung Richtung Dienstleistungssektor. Zielvorgaben im EEG 2.0 13 Das kürzlich beschlossene Gesetz zur Reform des EEG, auch „EEG 2.0“ genannt, soll die steigenden Kosten der Energiewende bre m- sen. Um das vorgegebene Ziel eines Anteils der erneuerbaren Energien von 80% am Brutt o- stromverbrauch von 2050 zu erreichen, wu r- den folgende Zwischenziele definiert: — ein Anteil Erneuerbarer von 40 - 45 % am Bruttostromverbrauch bis zum Jahr 2025 und — ein Anteil von 55 - 60% bis 2035. Die bisherige Ausgestaltung des EEG hat zu hohen Kosten der Energiewende geführt. Deshalb fokussiert sich die Förderung des EEG 2.0 auf den Ausbau der kostengünstig s- ten Technologien mit folgenden Ausbaukorr i- doren: Bei der Offshore - Windenergie sollen 6,5 GW bis 2020 und 15 GW bis 2030 installiert we r- den — Onshore - Windenergie soll jährlich um 2,5 GW (netto) ausgebaut werden — Photovoltaik soll jährlich um 2,5 GW (brutto) ausgeb aut werden — Biomasse soll jährlich um ca. 100 MW ausgebaut werden — Geothermie und Wasserkraft benötigen keine Maßnahmen zur Mengensteuerung Quelle: Gesetzentwurf des novellierten EEG, Bundesregierung 0 10 20 30 40 50 Braunkohle Steinkohle Mineralöl Erdgas Kernenergie Erneuerbare Energien Sonstige 1973 1997 2013 Erneuerbare werden wichtiger 14 Anteile am Primärenergieverbrauch, in % Quelle: AG Energiebilanzen Energiemix in Deutschland im Wandel 7 | 23. Mai 2014 Aktuelle Themen Szenario 1: Kohle bleibt wichtig für die Elektrizitätserzeugung In Deutschland wird Kohle heutzutage überwiegend zur Elektrizitätserzeugung und teilweise auch für Wärmezwecke genutzt. Aber Stein- und Braunkohle un- terscheiden sich merklich: Die heimische Braunkohle ist nämlich aufgrund des niedrigen Energieinhalts kaum exportfähig. Die Nutzung dieses relativ emissi- onshaltigen, aber preislich wettbewerbsfähigen Energieträgers hat die deutsche Industriestruktur über Dekaden hinweg mitgeprägt. Im Unterschied zur Braun- kohle gibt es für Steinkohle einen funktionsfähigen Weltmarkt. Mit dem vereinbarten Auslaufen der heimischen Steinkohleförderung 2018 und dem Aufkommen des Emissionshandels wurde mancherorts ein rasches Ende der Steinkohlenutzung (und auch der Braunkohle) vorhergesehen. Das Zusam- mentreffen mehrerer Trends verhinderte dies aber: Erstens schwächten sich die Emissionspreise nach der Einführungsphase – z.B. wegen des EEG – spürbar ab, was die preisliche Wettbewerbsfähigkeit der Kohle verbesserte. Hinzu kam zweitens die Korrektur der Weltkonjunktur 2008/09, welche wiederum die Ener- gienachfrage dämpfte und – angesichts global üppiger Kohlekapazitäten – zu Preiszugeständnissen bei Steinkohle führte. Drittens sorgte der Schiefergas- boom in den USA zu einer Substitution der dortigen Kohlekraft; die damit über- schüssige US-Kohle drängte zusätzlich auf den Weltmarkt und fand auch in Deutschland – dank günstiger Wettbewerbspreise – steigenden Absatz. Die Kohlenutzung hat in Deutschland bis 2035 unter bestimmten Annahmen eine günstigere Perspektive als lange Zeit erwartet wurde. Und dies ist durchaus un- abhängig davon, dass der heimische Steinkohlebergbau programmgemäß bis 2018 endet, es also ab 2019 keine Steinkohleförderung mehr gibt. Für einen nur gemäßigt rückläufigen Kohlebeitrag spräche, was derzeit durchaus plausibel er- scheint, dass – erstens – die Preise am globalen Steinkohlemarkt weiterhin nied- rig bleiben. Hinzu kommt, zweitens, die Prämisse einer nur relativ verhaltenen Erholung der Emissionspreise – auch nach 2020. Darauf deutet nicht zuletzt die EU-Politik hin, die auch von vergleichsweise kohleintensiven Ländern mitgestaltet wird; diese dürften nämlich auch künftig – wie bereits in den letzten Jahren zu beobachten – gegen allzu stark steigende Belastungen infolge eines aus ihrer Sicht allzu rasch und stark verknappten Emissionshandels agieren. Neben der Stein- profitierte davon per Saldo auch die deutsche Braunkohle. Drittens sehen wir keine Trendumkehr in dem bis zuletzt rasch aufstrebenden, neuen Kohleex- portland, den USA. Grund hierfür ist, dass wir auch keineswegs mit einem allzu raschen Ende des gegenwärtigen Gasbooms in Nordamerika rechnen. Überdies mindert, viertens, die spezielle Preisfindung bei Erdgas bei uns dessen Wettbe- werbsfähigkeit zusätzlich. Trotz vielfältiger Bemühungen gibt es nämlich immer noch eine gewisse Nähe der Importpreise von östlichem Pipelinegas zum Ölpreis. Szenario 2: Erdgas stabilisiert sich in der Stromproduktion Im Erdgasszenario bekommt der Energieträger künftig Impulse aus mehreren Richtungen. Da wir mit der Realisierung der Erneuerbaren-Ziele in Deutschland bis 2035 rechnen, müssten die Impulse von anderer Seite kommen. So erscheint, erstens, ein rascheres Anziehen der Kohlepreise möglich, sollten z.B. die USA künftig weniger exportieren als erwartet. Zudem dürfte auch eine rasche und an- haltende Verbesserung der Weltkonjunktur die Preise für Kohle stärker stimulie- ren als die von Gas. Zweitens könnte – z.B. motiviert durch Umweltprobleme – die EU eine doch ehrgeizigere Klimastrategie anstimmen, die wiederum eine sprung- hafte und massive Verteuerung der Emissionsrechte induziert. Da dies Kohle stärker als Gas beträfe, wäre Gas ein Profiteur. Drittens könnte letztlich in Deutschland als eine Folge des jüngsten Russland/Ukraine-Konflikts 1 ein Votum pro Fracking unkonventionellen Gases resultieren. Dies verbilligt Erdgas zusätz- 1 Zu Details siehe Deutsche Bank Research. 2014. Standpunkt Deutschland: Die Ökonomie von Sanktionen: Der Westen kann Härte zeigen. Aktueller EE-Zubau führt zu Merit-Order-Effekt auf Strommarkt 16 p** = Großhandelspreis morgen Quelle: D eutsche B ank Research 33 1 6 60 Kohle Mineralölprodukte Erdgas Erneuerbare Energien Anteile an der Bruttostromerzeugung, in %, 2035 Quelle: Deutsche Bank Research Szenario 1: Kohle weiterhin wichtiger Teil der Stromerzeugung 2035 15 28 1 11 60 Kohle Mineralölprodukte Erdgas Erneuerbare Energien Anteile an der Bruttostromerzeugung, in %, 2035 Quelle: Deutsche Bank Research Szenario 2: Erdgas kann seine Position in der Verstromung 2035 stabilisieren 17 Energiemix in Deutschland im Wandel 8 | 23. Mai 2014 Aktuelle Themen lich und erhöht damit dessen Wettbewerbsfähigkeit. In die gleiche Richtung wirkt, viertens, wohl ein massiver Ausbau der LNG-Infrastrukturen, denn letztlich käme Deutschland stärker in den Genuss der in einigen Weltregionen niedrigeren Gas- preise. Fünftens wäre ein Kapazitätsmarkt hilfreich, dessen Notwendigkeit derzeit noch kontrovers diskutiert wird. Per Saldo stabilisiert Erdgas damit seine Position in der Verstromung. Die Gas- kraftwerke würden wieder länger, weil wettbewerbsfähiger laufen. Dies wäre nicht nur aus Umweltsicht ein Vorteil, da durch die Expansion der Erneuerbaren künftig auch die Flexibilitätsanforderungen an den restlichen Kraftwerkspark steigen und bekanntlich Gaskraftwerke besonders flexibel sind. Fazit: Risiken in der kosteneffizienten Umsetzung Der Strombeitrag fossiler Energien sinkt bis 2035 auf 40% von 2013 noch 56,5%. Unter für die Kohle günstigen Konstellationen (Szenario 1) verliert diese bis dahin „nur“ 12%-Punkte. Wandeln sich die Umweltbedingungen und Regu- lierungen stärker „pro Gas“ (Szenario 2), büßt Kohle sogar 17%-Punkte auf 28% ein. Insbesondere Szenario 2 würde auch auf den PEV ausstrahlen, da es Erd- gas neue Impulse im Wärmemarkt und in der Mobilität brächte. Derzeit sprechen für Szenario 1 insbesondere die günstigen Kohlepreise. Um das Gas-Szenario zu realisieren, erscheinen nicht zuletzt auf internationaler Ebene größere und schnellere Schritte rund um den Emissionshandel nötig, die derzeit wenig wahrscheinlich sind. Einen von all dem völlig losgelösten deutschen Allein- gang rund um die Kohle, sprich ein schnelles Ende der Kohlenutzung in Deutsch- land, ist zwar nicht völlig auszuschließen. Ökonomische Rationalität und spezielle Interessen in den kohlenahen Bundesländern sprechen aber dagegen. Unsere Szenarien basieren darauf, dass in der Prognosezeit die großen Volkspar- teien zu ihren Ausbauzielen rund um die Erneuerbaren stehen. Sollte – trotz all der Risiken und Herausforderungen – alles „glatt gehen“, ist unser Energiemix 2035 merklich nachhaltiger und umweltfreundlicher. Auch wenn die politische Zielsetzung klar ist, ist festzustellen, dass die kosteneffiziente Umsetzung der Energiewende problematisch bleibt. Zudem erstaunt die öffentliche und politische Fokussierung auf das EEG und hier insbesondere auf Solar und Wind (2,3% des PEV). Bedeutendere internationale Vereinbarungen beim Emissionshandel, die stärkere (nationale) Einbeziehung von Verkehr und Gebäudesanierung bei den Bemühungen, Emissionen zu senken und Energieeffizienz zu erhöhen, sollten stärker in den politischen Fokus rücken. Josef Auer (+49 69 910-31878, josef.auer@db.com) Risikofaktoren 18 Risikofaktoren für eine Abkehr von den Au s- bauzielen der Erneuerbaren in der Stromve r- sorgung: — Blackouts in der Stromversorgung mit massiver Verschiebung des Wählerwi l- lens — Weiterer massiver Kostenanstieg au f- grund des EEG und damit der Umlage — Ausbleibender bzw. verschleppter Ausbau der Stromtrassen — Zukunft der EE - Anlagen ungewiss, we l- che aus der EEG - Förderung aussche i- den; abstellen, neue Förderu ng oder pr o- f i tabel genug? — Auslastung fossiler Kraftwerke geht stark zurück; niedrigere Auslastung nicht mehr profitabel; Druck durch private Anbieter und kommunale Erzeuger Kapazität s- markt einzuführen — Staatliche Eingriffe möglich (Bundesnet z- agentur) um Kap azitäten sicherzu stellen; (fossile) „Staatskraftwerke“ für Verso r- gungssicherheit denkbar Diese Entwicklungen können zu höheren Strompreisen führen, welche letztendlich die EEG - Akzeptanz der Wähler schmälert; Druck durch (kommunale) Stromerzeuger wird gr ö- ß er; Politik könnte somit von ihren EE - Zielen zurückrudern. Quelle: Deutsche Bank Research © Copyright 2014. Deutsche Bank AG, Deutsche Bank Research, 60262 Frankfurt am Main, Deutschland. Alle Rechte vorbehalten. Bei Zitaten wird um Quellenangabe „Deutsche Bank Research“ gebeten. Die vorstehenden Angaben stellen keine Anlage-, Rechts- oder Steuerberatung dar. Alle Meinungsaussagen geben die aktuelle Einschätzung des Verfassers wieder, die nicht notwendigerweise der Meinung der Deutsche Bank AG oder ihrer assoziierten Unternehmen entspricht. Alle Meinungen können ohne vorherige Ankündigung geändert werden. Die Meinungen können von Einschätzungen abweichen, die in anderen von der Deutsche Bank veröffentlichten Dokumenten, einschließlich Research-Veröffentlichungen, vertreten werden. Die vorstehenden Angaben werden nur zu Informationszwecken und ohne vertragliche oder sonstige Verpflichtung zur Verfügung gestellt. Für die Richtigkeit, Vollständigkeit oder Angemessenheit der vorstehenden Angaben oder Einschätzungen wird keine Gewähr übernommen. 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