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26. November 2013
Der Ausbau der Erneuerbaren ist ein erstrebenswertes Zukunftsziel. Das bisherige Förderregime gefährdet jedoch zunehmend die deutsche Wettbewerbsfähigkeit. Um dies zu verhindern, muss die Energiewende effizienter gestaltet werden. Wir begrüßen das Vorhaben der Politik, neue Eigenverbrauchsanlagen mit einer Mindestumlage zu belegen. Um einem dauerhaften Anstieg der EEG-Umlage entgegenzuwirken, sollte die Förderung von erneuerbarem Strom in marktwirtschaftliche Preis- und Mengenmechanismen überführt werden. Die Ausnahmeregelungen bei der EEG-Umlage sind zu verschärfen; energieintensive Unternehmen im internationalen Wettbewerb müssen befreit bleiben. [mehr]
Energiewende 2.0 - Wettbewerbsfähigkeit nicht riskieren Standpunkt Deutschland Die hart erarbeitete Wettbewerbsfähigkeit Deutschlands ist bedroht. In den frü- hen 2000ern, als Deutschland noch als „kranker Mann Europas“ galt, hat das Land erfolgreiche Anstrengungen unternommen, um die Kosten des Faktors Arbeit zu senken. Nun gilt es, die Kosten eines anderen Inputfaktors – Energie – zu kontrollieren , damit Deutschlands Status als Exportmacht nicht durch stei- gende Energiepreise gefährdet wird und seine Wettbewerbsfähigkeit gegenüber den USA und dem Rest der Welt erhalten bleibt. Die Strompreise für industrielle und private Endkunden sind in Deutschland seit 2007 um rd. 20 bis 40% gestie- gen; damit zählen sie zu den höchsten in Europa. Dies ist die Folge der politi- schen Entscheidung, Deutschland in eine CO 2 -arme Volkswirtschaft umzuwan- deln. Die Subventionen für erneuerbare Energien belaufen sich 2014 auf ca. EUR 23,6 Mrd. Deutschland bezieht schon 23% seines Stroms aus Erneuerbaren, und ein wei- terer Ausbau könnte die Wettbewerbsfähigkeit langfristig erhöhen. Aktuel l muss die Industrie hierzulande jedoch zweieinhalbmal so viel für Energie bezahlen wie in den USA. Als Folge fallen Standortentscheidungen energieintensiver Industrien zunehmend gegen Deutschland aus. So wird Europa laut IEA bis zum Jahr 2035 einen Marktanteilsverlust beim Export energieintensiver Produk- te von 10%-Punkten hinnehmen müssen. Hohe Strompreise sind vor allem für den deutschen Mittelstand ein Risiko, da er – anders als global agierende Unternehmen – oft über weniger Ausweichmöglichkeiten verfügt. Der Ausbau der Erneuerbaren ist ein erstrebenswertes Zukunftsziel. Das bisherige Förder- regime gefährdet jedoch zunehmend die deutsche Wettbewerbsfähigkeit. Bei unveränderter Förderpolitik werden über EUR 100 Mrd. zusätzliche Investitio- nen benötigt, um die 2020-Ziele zu erreichen. Infolgedessen würde die EEG- Umlage für alle nichtbefreiten Kunden bis 2020 um ca. 50% ansteigen. Sollten die EEG-Umlage und die umlagebefreite Eigenerzeugung weiter ansteigen, würde dies zu immer schneller steigenden Strompreisen für nichtbefreite indust- rielle und private Kunden führen. Um dies zu verhindern, muss die Energiewende effizienter gestaltet werden. Wir begrüßen das Vorhaben der Politik, neue Eigenverbrauchsanlagen mit einer Mindestumlage zu belegen. Um einem dauerhaften Anstieg der EEG-Umlage entgegenzuwirken, sollte die Förderung von erneuerbarem Strom in marktwirt- schaftliche Preis- und Mengenmechanismen überführt werden. Die Ausnahme- regelungen bei der EEG-Umlage sind zu verschärfen; energieintensive Unter- nehmen im internationalen Wettbewerb müssen befreit bleiben. Damit Deutschland eine Exportmacht bleibt, ist eine Energiewende 2.0 nötig; diese soll die Effizienz des momentanen Systems verbessern und Marktme- chanismen für zukünftige Energie-Preisgestaltungen einführen . Nur durch diese Maßnahmen werden energieintensive Unternehmen im Wettbewerb mit auslän- dischen Konkurrenten möglichst gleichen Rahmenbedingungen unterliegen. David Folkerts-Landau Group Chief Economist Editoren Gilles Moec Head of European Economic Research Barbara Böttcher Head of European Policy Research Stefan Schneider Chief German Economist Deutsche Bank AG DB Research Frankfurt am Main Germany E-Mail: marketing.dbr@db.com Fax: +49 69 910-31877 www.dbresearch. de 26. November 2013 Energiewende 2.0 – Wettbewerb s- fähigkeit nicht riskieren 2 | 26. November 2013 Standpunkt Deutschland Energiewende 2.0 – Wettbewerbsfähigkeit nicht riskieren Deutsche Bank Research Energiewende 1.0 mindert Wettbewerbsfähigkeit Die deutsche Energiepolitik legte seit Ende der 1990er Jahre ein Hauptaugen- merk auf den Auf- und Ausbau erneuerbarer Quellen sowie – ganz allgemein – auf das Umweltziel im energiepolitischen Zieldreieck (Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit und Umweltverträglichkeit). Daraus resultiert letztlich der heu- tige Zielkonflikt zwischen der Finanzierung der steigenden Kosten der Energie- wende und dem Erhalt der Wettbewerbsfähigkeit der Industrie. Da die Weltleit- energie, das Erdöl, bis in die späten 2000er Jahre überaus günstig war und auch den Erdgaspreisanstieg dämpfte, war es nachvollziehbar, die Ziele Wirt- schaftlichkeit und Sicherheit der Energieversorgung etwas niedriger zu gewich- ten. Die EU-weite Liberalisierung des Elektrizitätsmarktes trug ebenfalls zu- nächst zu dieser Priorisierung bei, da sie in den Anfangsjahren den Wettbewerb stimulierte und preisdämpfend wirkte. Seit wenigen Jahren befindet sich die globale Energiewelt aber in einem kolos- salen Wandel. Der in den USA gestartete Trend zu unkonventionellem Erdgas und auch Erdöl drückt dort auf praktisch alle Energiepreise. Dies entlastet in Nordamerika die privaten Verbraucher und stärkt dessen Industrie. Längst wird nicht mehr nur von der „Re-Industrialisierung“ in den USA gesprochen, sie findet auch statt; so ist der Anteil der Industrie am BIP in den letzten Jahren wieder gestiegen. Deutsche Unternehmen investieren zunehmend in den USA, auch wegen der dort niedrigen Energiepreise – zuletzt auch größere Chemiekonzer- ne. In ihrem aktuellen World Energy Outlook erwartet die Internationale Ener- gieagentur (IEA), dass der Kostenvorteil der USA gegenüber Europa bis 2035 anhalten wird. In den ersten Jahren nach Einführung des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes (EEG) im Jahr 2000 war die Kostenbelastung für die deutsche Wirtschaft noch erträglich. Seit Ende der letzten Dekade hat das EEG jedoch dazu beigetragen, Das EEG in Kürze DX Das Erneuerbare - Energien - Gesetz (EEG) ist das wichtigste Instrument zur Förderung erneuerbarer Energien im deutschen Strommarkt. Das EEG garantiert die bevorzugte Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren ins Stromnetz (Einspeisevorrang). Ferner erhalten die Erzeuger von Strom für die Zeit von 20 Jahren eine garant ierte Vergütung für den eingespeisten Strom (EEG - Umlage); dadurch werden Investitionen in Erneuerbare betrieb s- wirtschaftlich rentabel. Die EEG - Umlage wird auf den Strompreis aufgeschlagen; Risiken für Investitionen in Erneuerbare werden somit faktisch auf die Stromkunden übertragen. Die Höhe der EEG - Umlage unterscheidet sich in Abhängigkeit von den verschiedenen Formen erneuerbarer Energien und weiteren Kriterien (z.B. Standort oder Größe der Anlage). Grundsätzlich gilt, dass die EEG - Umlage umso höher ist, je höher die Stromgestehungskosten der einzelnen Erneuerbaren sind. Es existieren viele Ausnahmeregelungen von der EEG - Umlage; sehr energieintensive Unterne h- men zahlen eine stark reduzierte Umlage; auch die Eigenerzeugung ist bis lang von der EEG - Umlage bef reit. Bei privaten Haushalten und der Mehrzahl der gewerblichen Kunden fällt die volle EEG - Umlage an. Der Einspeisevorrang für Erneuerbare führt dazu, dass in wind - und/oder sonnenreichen Phasen konventionelle Kraftwerke zurückgefahren werden müssen, was d eren jahresdurchschnittliche Auslastung und Rentabilität senkt. Zudem hat das EEG zu einer gegenläufigen Entwicklung bei den Strompreisen geführt: Durch die äußerst niedrigen Grenzkosten der Erneuerbaren und den Einspeisevorrang sinken die Strompre i- se an S trombörsen wie der EEX, weil dort die Preisbildung nach dem Grenzkostenprinzip erfolgt (Merit - Order - Effekt). Dagegen steigen die Stromkosten für die meisten Endkunden, weil die EEG - Umlage auf den Strompreis aufgeschlagen wird, mit der die Investitionskoste n der Erneuerbaren finanziert werden. 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 1 USD pro Million metrische BTU Quelle: IWF 10 12 14 16 18 90 94 98 02 06 10 Quelle: Bureau of Economic Analysis Anteil des Verarbeitenden Gewerbes am BIP, % Industrie gewinnt in den USA zuletzt wieder an Bedeutung 2 0 1 2 3 4 5 6 7 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 EEG - Umlage steigt stark 3 Ct/kWh Quelle: BMU 3 | 26. November 2013 Standpunkt Deutschland Energiewende 2.0 – Wettbewerbsfähigkeit nicht riskieren Deutsche Bank Research dass die Strompreise in Deutschland sprunghaft gestiegen sind; gleichwohl kommen einige energieintensive Unternehmen in den Genuss von strompreis- dämpfenden Sonderregelungen. Gleichzeitig sind in den meisten EU-Ländern die Strompreise deutlich niedriger als in Deutschland, sogar ohne den Vorteil unkonventioneller Erdgasvorkommen. Hierzulande würde die Energiewende – ohne grundlegende Reform – in den nächsten Jahren die deutschen Elektrizi- tätspreise weiter in die Höhe treiben und damit die internationale Wettbewerbs- fähigkeit deutscher Unternehmen verschlechtern – vom Mittelstand bis hin zu den industriellen Großunternehmen. Soeben wurde die EEG-Umlage für 2014 auf 6,24 Cent/kWh von 2013 5,28 Cent/kWh (2012: 3,27 Cent/kWh) erhöht. Die Förderung/Subvention der Erneuerbaren in Deutschland beträgt damit mittler- weile EUR 20 Mrd. pro Jahr; eine Reform vor allem des EEG ist damit überfällig. Für das Gelingen der Energiewende sind zudem konventionelle Kraftwerke in der Transformationszeit, der rasche Ausbau des Fernstromnetzes für Transpor- te des Windstroms von Nord- nach Süddeutschland sowie der Speicherausbau notwendig. Die neue große Koalition ist gut beraten, sich den Herausforderungen rund um die Energiewende und die steigenden Energiekosten in Deutschland rasch zu stellen und die nötigen Reformen vorzunehmen. Ein wichtiger Beleg für die oft übersehene Dringlichkeit sind die Investitionsvorhaben in der Wirtschaft. Hier zeigt sich die gestiegene und um sich greifende Verunsicherung rund um die künftige Energiepolitik. Derzeit überproportional steigenden Energiekosten am Produktionsstandort Deutschland ist dringend ein Ende zu bereiten. Ansonsten droht insbesondere bei energieintensiven Branchen oder auch einzelnen Groß- emittenten im Falle anstehender Investitionsvorhaben eine Standortwahl jen- seits von Deutschland oder gar Europa; mit negativen ökonomischen Effekten für Deutschland (z.B. Arbeitsplatzverluste) und häufig negativen ökologischen Folgen (u.a. höheres Transportaufkommen, niedrigere Umweltstandards außer- halb Europas). Die Statistik der letzten Jahre belegt, dass es sich hier keines- wegs um ein pessimistisches Zukunftsszenario rund um künftige Energiekosten- anstiege handelt, sondern dass sich eine solche Entwicklung bereits seit Jahren andeutet und immer mehr an Relevanz gewinnt (s. Grafiken 4 und 5). Trotz teilweise vergünstigter Strompreise in Deutschland investieren gerade energie- intensive Branchen spürbar weniger in den Erhalt ihrer Fertigungsanlagen. Seit Mitte der 1990er Jahre waren die Nettoanlageinvestitionen der energieintensi- ven Industriezweige lediglich in zwei Jahren positiv, d.h. es wurde zugebaut. Nach Schätzungen der IEA wird die EU bis zum Jahr 2035 einen Marktanteils- verlust beim Export energieintensiver Produkte von 10%-Punkten hinnehmen müssen. Unterm Strich dürfte die (erwartete) Verteuerung von Energie in Deutschland sicherlich ein wesentlicher Grund für die Investitionszurückhaltung sein. Denn wenn ein (energieintensives) Unternehmen eine Investition tätigen will, aus der es 20 oder 30 Jahre Nutzen ziehen möchte, sind die Erwartungen hinsichtlich der Energiepreise, aber auch der Versorgungssicherheit sowie der Verlässlich- keit der energiepolitischen Rahmenbedingungen ein entscheidender Faktor. In dieser Hinsicht schneidet Deutschland derzeit schlecht ab. Überdies hätte eine hohe Kostenbelastung energieintensiver Betriebe auch negative Auswirkungen auf nachgelagerte Branchen, die selbst nicht energieintensiv produzieren (z.B. Automobilindustrie, Maschinenbau, Elektrotechnik) oder die zum Teil sogar Pro- dukte für das Gelingen der Energiewende herstellen. Ein Vorteil Deutschlands, nämlich die vertikale Integration der industriellen Wertschöpfungskette, die ein wesentlicher Erfolgsfaktor bei der Bewältigung der jüngsten Wirtschaftskrise war und ist, geriete bei einer übermäßigen Belastung der energieintensiven Bran- chen in Gefahr. 0 50 100 150 200 250 300 NO US SE NL PL FR GR GB PT DE JP IT USD pro MWh, 2012 Quelle: IEA Elektrizitätskosten für die deutsche Industrie relativ hoch 6 - 30 - 20 - 10 0 10 20 95 98 01 04 07 10 Verarbeitendes Gewerbe Energieintensive Branchen Nicht - energieintensive Branchen Energieintensive Branchen fahren Anlagen auf Verschleiß 4 Quelle: Statistisches Bundesamt Anteil der Nettoanlageinvestitionen an den Brutto - anlageinvestitionen, % 85 90 95 100 105 110 95 97 99 01 03 05 07 09 11 Verarbeitendes Gewerbe Energieintensive Branchen Nicht - energieintensive Branchen Quelle: Statistisches Bundesamt Nettoanlagevermögen sinkt in energie - intensiven Branchen 5 Nettoanlagevermögen, 1995=100 4 | 26. November 2013 Standpunkt Deutschland Energiewende 2.0 – Wettbewerbsfähigkeit nicht riskieren Deutsche Bank Research Ausweichmöglichkeiten für Mittelstand limitiert Zumeist global agierende Großunternehmen aus Deutschland haben einen doppelten Vorteil bei der Reaktion auf die kostenmäßigen Herausforderungen der Energiewende. Erstens verfügen sie, dank langjähriger Erfahrung im Aus- landsgeschäft und auf den Exportmärkten, über einen Know-how-Vorsprung. Deshalb fällt es ihnen leichter, die Fertigung ganz oder teilweise ins Ausland zu verlagern bzw. dort zu investieren, um die hohen Energiekosten zu Hause zu umgehen. Zweitens bietet sich gerade ihnen auch die Möglichkeit, Elektrizität in Deutschland selbst – zumeist „vor Ort“ – zu erzeugen; dies geschieht sowohl auf Basis fossiler als auch erneuerbarer Energieträger. Die Kombination von Eigenerzeugung und Eigenverbrauch kann von mehreren Umlagen und Steuern befreien. So entfallen grundsätzlich die Konzessionsabgaben, Netzentgelte, die KWK- sowie die Offshore-Umlagen. Überdies entfallen in bestimmten Konstellationen die Mehrwertsteuer und bei Stromerzeugungsanlagen kleiner 2 MW die Stromsteuer. Per Saldo – so Prognos – sind die vermiedenen Kosten für den Strombezug mittlerweile in etwa doppelt so hoch wie die entgangene EEG-Einspeisevergütung. Bei den großen Elektrizitätsverbrauchern entsprechen die Umlagen durchaus dem Elektrizitäts- bezugspreis. Mittelständler haben grundsätzlich weniger Anpassungsmöglichkeiten rund um Auslandsproduktion oder Energieeigenversorgung. Das macht sie anfälliger für die steigenden Kosten der Energiewende. Je mehr Stromverbraucher durch Ausnahmeregelungen und/oder aufgrund eigener Stromerzeugung von der EEG-Umlage und sonstigen Belastungen (z.B. Netzentgelte) befreit werden, desto höher fallen die Kosten für alle anderen Verbraucher aus. Die Gefahr einer sich selbst verstärkenden Wechselwirkung ist offensichtlich. Insofern hat auch der steigende Eigenverbrauch merkliche Kosteneffekte für die Allgemein- heit zur Folge. Die meisten „Selbstversorger“ in Deutschland sind aber keines- wegs völlig unabhängig vom deutschen Stromnetz. Wenn die Sonne nicht scheint oder der Wind nicht weht, fließt in der Regel über das allgemeine Stromnetz Elektrizität an die Selbstversorger. Wenn aber eine kleiner werdende „Allgemeinheit“ die Systemkosten für eine steigende Zahl von Eigenverbrau- chern tragen muss, kommt dies einer Entsolidarisierung unter den Stromver- brauchern gleich, die betriebswirtschaftlich nachvollziehbar ist. Es ist ökono- misch sinnvoll, die Selbstversorger und nicht die Allgemeinheit für die teuren Anschlussleitungen aufkommen zu lassen. Ferner könnte eine „Besteuerung“ des Eigenverbrauchs oder eine pauschale Netzabgabe das zuvor skizzierte Dilemma abmildern. Dieses Problem ist möglichst sofort anzugehen, da schon heute etwa 10% der in Deutschland erzeugten Elektrizität selbst verbraucht werden. Die jüngst erzielte Einigung in den Koalitionsverhandlungen zwischen CDU/CSU und SPD, neue Eigenverbrauchsanlagen mit einer Mindestumlage zur Grundfinanzierung der erneuerbaren Energien zu belegen, ist sinnvoll. Anstieg der EEG-Umlage sollte begrenzt werden Die Strompreise für deutsche Privathaushalte und Industriekunden sind seit 2007 um rd. 20 bis 40% gestiegen und zählen zu den höchsten in Europa. Sie sind zweieinhalbmal höher als die Energiekosten vergleichbarer Unternehmen in den USA. Im selben Zeitraum ist der Börsenpreis für Strom hierzulande um 60% gefallen. Hauptgrund für den rasanten Anstieg der Strompreise ist, dass Deutschland in den letzten zehn Jahren etwa EUR 165 Mrd. in den Ausbau erneuerbarer Energien (EE) investiert hat. Der EE-Anteil am deutschen 5 | 26. November 2013 Standpunkt Deutschland Energiewende 2.0 – Wettbewerbsfähigkeit nicht riskieren Deutsche Bank Research Strommix beträgt mittlerweile ca. 23%; die jährliche Förderhöhe hat ein Niveau von ca. EUR 20 Mrd. erreicht. Die gegenwärtige Energiepolitik hat sich zum Ziel gesetzt, den Anteil der EE an der Stromerzeugung bis 2020 auf 35% zu steigern; wir rechnen allein daher mit einem weiteren Investitionsbedarf von deutlich mehr als EUR 100 Mrd. Bei un- veränderter Förderpolitik droht ein Anstieg der EEG-Umlage auf ca. 9 bis 10 Cent/kWh bis 2020 (2014: 6,24 Cent/kWh) für alle nichtbefreiten Kunden. Der absehbare Strompreisanstieg bleibt somit eine zentrale Bedrohung für den Industriestandort Deutschland. Für das 2050-Ziel, 80% erneuerbare Energien am Strommix zu erreichen, muss daher die Effizienz der Instrumente umgehend erhöht werden. Der gesetzlich geregelte Einspeise-Vorrang mit über 20 Jahren fixierten Ein- speise-Vergütungen war ein probates Mittel, um den Ausbau der EE in Deutsch- land voranzutreiben. Wegen der erreichten Umlagenhöhe von EUR 20 Mrd. p.a. müssen nun jedoch marktwirtschaftliche Komponenten eingeführt bzw. gestärkt werden, um damit den Anstieg der Strompreise durch Förderumlagen abzu- bremsen. Dies sollte durch das schrittweise Überführen der Erneuerbaren in marktwirtschaftliche Preis- und Mengenmechanismen erfolgen. Dabei ist unse- res Erachtens der Bestandsschutz für bestehende Anlagen weiterhin zu ge- währleisten. Relativ schnell könnte das gegenwärtig im EEG als Option verankerte Markt- prämienmodell verpflichtend eingeführt werden. Danach wären alle Erzeuger verpflichtet, EE-Strom direkt zu vermarkten, z.B. an Strombörsen oder auf bila- teralem Wege. Die finanziellen Unterschiede zu einer gewünschten Förderhöhe würden durch eine Marktprämie ausgeglichen. Die Marktprämien sollten techno- logiespezifisch sein und ein stark degressives Element enthalten (z.B. Aukti- onswettbewerb), um die schrittweise Überführung in eine Direktvermarktung ohne staatliche Subventionen zu motivieren. Die Anpassung der Marktprämie ist schnell und flexibel zu gestalten und sollte variabel vorgegebenen Ausbauzielen folgen (so würde z.B. beim Überschreiten einer vorher bestimmten monatlichen Zubaumenge die Marktprämie automatisch fallen, um den Zubau zu verlangsa- men). Ein weitergehendes Konzept wäre, den Zubau von EE-Kapazitäten über ein Auktionsmodell nach dem Grenzkostenprinzip zu steuern (der Anbieter mit den geringsten Erzeugungskosten erhält den Zuschlag). Dabei würden alle EE- Technologien untereinander um ein festgelegtes Budget konkurrieren. In einem Zwischenschritt könnten technologiespezifische Auktionsbudgets festgelegt werden. Einen Schritt weiter ginge eine Ausschreibung von EE-Kapazitäten im Rahmen der Entgeltregulierung von Strom- und Verteilernetzen. Investitionen in EE- Kapazitäten könnten in die „regulated asset base“ einfließen und eine vorge- schriebene Kapitalrendite (allowed return) erwirtschaften, die vom Gesetzgeber festgelegt wird. Die Netzbetreiber hätten den Anreiz, den günstigsten Anbieter einer Technologie oder von EE-Kapazitäten insgesamt zu wählen, da sie Kapi- talrenditen oberhalb des regulierten Niveaus als Zusatzrendite vereinnahmen. Überrenditen würden innerhalb der folgenden Regulierungsperiode abgeschöpft (und somit Kosten des Zubaus reduziert), indem die „allowed return levels“ durch den Gesetzgeber abgesenkt werden und die Netzbetreiber so zu mehr Kosteneffizienz gezwungen werden. Wahrscheinliche Ergebnisse des Koalitionsvertrages im Überblick 8 Schnelle und grundlegende Reform des EEG; Bestandsschutz für Altanlagen Ausbaukorridor für Erneuerbare; Abbau von Überförderungen und Degression von Einspeisevergütungen; Überprüfung der Au s- nahmeregelungen Biomasse: Begrenzung des Zubaus auf Abfall - und Reststoffe Wind: Senkung der Fördersätze für Onshore - Anlagen; Konzentration auf windreiche St an d- orte; Anpassung der Ausbauziele für Offshore - Anlagen Mehr Direktvermarktung v.a. für regelbare Erneuerbare Eventuell Übergang auf ein Ausschreibung s- modell ab 2018 Eigenstromerzeuger: Einführung einer Mi n- destumlage Versorgungssicherheit: Problem erkannt, aber konkrete Maßnahmen noch vage Netzausbau soll parallel zum Ausbau der Erneuerbaren erfolgen „Nationaler Aktionsplan Energieeffizienz“ soll dazu beitragen, die Effizienzpotenziale z.B. im Wärme - und Verkehrssektor zu heben 0 5 10 15 20 25 30 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Privathaushalt Mittelstand Großunternehmen Strompreisanstieg 7 Deutschland, ct/kWh Quelle: DB Research 6 | 26. November 2013 Standpunkt Deutschland Energiewende 2.0 – Wettbewerbsfähigkeit nicht riskieren Deutsche Bank Research Reduktion der Ausnahmen von der EEG- Umlagepflicht nach ökonomischen Maßstäben Es zeichnet sich ab, dass sich einige der oben skizzierten Maßnahmen im Koali- tionsvertrag (s. Textbox) wiederfinden werden. So scheint es einen breiten Kon- sensus zu geben, die Zahl der Unternehmen zu reduzieren, die ganz oder teil- weise von der Pflicht zur EEG- und/oder Netzumlage befreit sind. Wir unterstüt- zen das Konzept, eine steigende Förderlast auf mehrere Schultern zu verteilen, um damit den Anstieg der EE-Förderung für die (nicht-umlagenbefreite) Allge- meinheit zusätzlich zu limitieren. Bei der Neugestaltung der Ausnahmeregelung sollten unseres Erachtens nur Unternehmen im internationalen Wettbewerb und mit hohem Energieverbrauch (Großindustrie und auch Mittelstand) weiterhin von der EEG-Umlage befreit bleiben; die anderen dagegen sind in die Umlagepflicht zu re-integrieren. Darüber hinaus dürfte künftig marktwirtschaftlichen Prinzipien bei der Förderung erneuerbarer Energien eine größere Bedeutung beigemes- sen werden. Grundsätzlich soll die Überförderung einzelner Erneuerbarer ver- mindert werden; dies ist dringend notwendig und wird von uns befürwortet. Un- ter dem Strich dürften die erwarteten Maßnahmen der neuen Bundesregierung jedoch allenfalls dazu beitragen, dass der Anstieg der Strompreise künftig nur abgemildert wird. Die Kostendebatte wird also auch künftig geführt werden. Versorger an der Grenze der Belastbarkeit? Die Energiewende 1.0 hat bislang vor allem bei den klassischen Elektrizitätsver- sorgern zu Belastungen geführt. Durch die niedrigen Grenzkosten der Erneuer- baren und deren Einspeisevorrang sinken die Strompreise an der Strombörse. Konventionelle Kraftwerke müssen in wind- und/oder sonnenreichen Phasen zurückgefahren werden, was deren jahresdurchschnittliche Auslastung und Rentabilität senkt. Infolgedessen schätzen wir, dass ca. ein Drittel der konven- tionellen Stromerzeugungskapazität in Deutschland defizitär ist, da der Strom- markt unter einem erheblichen Überangebot an Erzeugungskapazitäten leidet – nicht zuletzt verursacht durch die stürmische Expansion der erneuerbaren Energien. Das Überangebot an Kraftwerksleistung (ausgedrückt in der „Reser- ve-Marge“, also der Relation von Erzeugungskapazität zu Spitzennachfrage von Strom) wird bis 2016 kontinuierlich bis auf ein Niveau von etwa 20% steigen, trotz der Abschaltung von 8GW Nuklearkapazität in den Jahren 2011/12. Die Stromnachfrage liegt seit der Kreditkrise 2008/09 ca. 10% unter den pro- gnostizierten Niveaus. Sie wird sich trotz des von uns erwarteten konjunktu- rellen Aufschwungs – wegen der steigenden Effizienzanforderungen – gleich- wohl nur unterdurchschnittlich erholen. Gleichzeitig erwarten wir einen starken Zubau an konventioneller und erneuerbarer Erzeugungskapazität: 6 bis 7GW konventionelle Kapazität (8% der Spitzennachfrage) befinden sich derzeit im Bau. Wir schätzen, dass 25 bis 35GW erneuerbare Elektrizitätserzeugungska- pazität bis 2020 zugebaut wird, während die „Winterreserveverordnung“ die Schließung defizitärer Kraftwerke erheblich erschwert. Aus Sicht der Versorgungssicherheit ist ein wachsendes Überangebot an Kraft- werksleistung eine komfortable Situation. Aus Sicht der traditionellen Strom- versorger hingegen sind dies Milliarden Euro an unwiederbringlichen Investi- tionen („sunk costs“) in nicht mehr profitable Kraftwerkskapazitäten. Steigende Kraftwerkskapazitäten verhindern eine (aus Versorgersicht) dringend erforderli- che Erholung der Börsenstrompreise und Anlagenauslastung und führen zu erheblichem Druck auf die Gewinne der Versorger, welcher gravierende Bilanz- probleme zur Folge hat. 0% 5% 10% 15% 20% 25% 2011 2013 2015 2017 2019 Reserve Marge 9 Relation Erzeugungskapazität zu Spitzenlast Quelle: DB Research 7 | 26. November 2013 Standpunkt Deutschland Energiewende 2.0 – Wettbewerbsfähigkeit nicht riskieren Deutsche Bank Research Die sog. „Winterreserveverordnung“ erschwert ein Abschalten unprofitabler Kraftwerke erheblich, da sie der Zustimmung der Bundesnetzagentur bedarf. Die Winterreserveverordnung ist zeitlich bis 2017 limitiert und wird solange die Versorgungssicherheit erhöhen (die Bundesnetzagentur wird keine Abschaltun- gen erlauben, die die Versorgungssicherheit gefährden könnte). Für die Zeit danach jedoch muss über ein mögliches Neudesign des Strommarktes nachge- dacht werden, sodass derzeit „unprofitable“ Gaskraftwerke in Zukunft als Reser- vekapazität zur Verfügung stehen, um volatile erneuerbare Energien ausglei- chen zu können. Wir plädieren dafür, die Zeit bis 2017 zu nutzen, sich strukturell Gedanken über die Einführung möglicher Kapazitätsmechanismen zu machen, bei denen Mitnahmeeffekte zu verhindern sind. Derartige Mechanismen würden wiederum die Bilanzen der Versorger entlasten. Augenmaß bei CO 2 -Markt-Reformen angezeigt Parallel zur Diskussion rund um die Energiewende in Deutschland gibt es auf EU-Ebene Überlegungen, den EU-Emissionshandel (EU ETS) strukturell zu reformieren. Hintergrund der Debatte ist die Tatsache, dass es derzeit ein mas- sives Überangebot an CO 2 -Zertifikaten gibt. Dieses liegt laut Schätzungen der EU-Kommission bei rd. 2 Mrd. Zertifikaten, was dem Ausstoß aller am EU ETS beteiligten Branchen eines Jahres entspricht. Maßgeblich für das Überangebot ist die historisch gewachsene großzügige Zuteilung von Zertifikaten. Darüber hinaus geht die anhaltende Wirtschaftskrise in Europa mit geringeren CO 2 - Emissionen (und damit mit einer geringeren Nachfrage nach Zertifikaten) einher. Ferner war der Zufluss von Zertifikaten aus internationalen Klimaschutzprojek- ten in das EU ETS in den letzten Jahren größer als erwartet. Ohne strukturelle Reformen würde das Überangebot während der dritten Handelsperiode des EU ETS, die bis 2020 dauert, bestehen bleiben. Wegen des Überangebots ist der CO 2 -Preis seit Monaten auf einem im historischen Vergleich niedrigen Niveau; er liegt aktuell unter EUR 5 pro Tonne. Teile der Politik argumentieren, dass dieses Preisniveau nicht ausreicht, um Investitionen in CO 2 -arme Technologien zu stimulieren, weshalb Reformen am Instrument notwendig seien. Gleichwohl wird das vorgegebene CO 2 -Reduktionsziel für die beteiligten Anlagen erreicht. Um den EU-Emissionshandel zu revitalisieren (und in der Folge den CO 2 -Preis zumindest zu stabilisieren), strebt die EU an, die für den Zeitraum 2013 bis 2015 geplante Auktion von 900 Mio. Zertifikaten auf die Jahre 2019 bis 2020 zu ver- schieben (Back Loading). CDU/CSU und SPD scheinen sich im Rahmen der laufenden Koalitionsverhandlungen auf eine Unterstützung der EU-Pläne zum Back Loading verständigt zu haben. Aus unserer Sicht bliebe der Markt struktu- rell dennoch von einem Überangebot geprägt, was einem von der Politik er- wünschten Anstieg des CO 2 -Preises Grenzen setzen würde. Um in der Strom- erzeugung den politischen gewünschten Wechsel von Kohle zu Gas über das EU ETS anzureizen, wären aktuell CO 2 -Preise in Höhe von etwa EUR 40 pro Tonne notwendig. Ein solcher Preis ist unter den aktuellen Gegebenheiten frei- lich nicht realistisch (und er würde zudem zu deutlich Erhöhungen des Strom- preises führen). Weitergehende Strukturreformen, die von der EU-Kommission vorgeschlagen wurden 1 und die zu einem dauerhaft höheren CO 2 -Preise führen würden, befin- den sich derzeit in der politischen Diskussion. Beispiele für diese strukturellen Maßnahmen sind eine generelle Verknappung des CO 2 -Angebots durch schär- fere Emissionsreduktionsziele oder den permanenten Einzug von Zertifikaten aus dem EU ETS. 1 Zu Details dieser Vorschläge siehe EU-Kommission (2012). Report from the Commission to the European Parliament and the Council. The state of the European carbon market in 2012. Brüssel. 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Zertifikate Emissionen Back Loading: Zertifikate aus 2013 - 15 verschoben auf 2019/20 10 Quelle: DB Research 0 10 20 30 40 50 10 11 12 13 Börsenpreis CO2 - Zertifikate "Fuel switching" Zertifikatepreis CO 2 - Preis im Vergleich zum benötigten "Fuel - Switching - Preis" 11 EUR/Tonne CO 2 Quelle: DB Research 8 | 26. November 2013 Standpunkt Deutschland Energiewende 2.0 – Wettbewerbsfähigkeit nicht riskieren Deutsche Bank Research Nach unserer Auffassung sollte die Politik vorerst keine weiteren Maßnahmen dieser Art unterstützen, solange Umlagen und Abgaben, die aus anderen In- strumenten wie dem EEG resultieren, erheblichen Einfluss auf die Strompreise haben. Denn merklich höhere CO 2 -Preise würden auch zu höheren Stromprei- sen führen, was die Wettbewerbsnachteile in Europa gegenüber den USA wei- ter verschärfen könnte. Lars Slomka (lars.slomka@db.com, +49 69 910-31942) Josef Auer (josef.auer@db.com, +49 69 910-31878) Alexander Karnick (alexander.karnick@db.com, +49 69 910-31945) © Copyright 2013. Deutsche Bank AG, DB Research, 60262 Frankfurt am Main, Deutschland. Alle Rechte vorbehalten. Bei Zitaten wird um Quellenan- gabe „Deutsche Bank Research“ gebeten. Die vorstehenden Angaben stellen keine Anlage-, Rechts- oder Steuerberatung dar. 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