Energiewende 2011 Einfluss auf die deutschen Strompreise 21. März 2012

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1 zur Energiewende 2011 Einfluss auf die deutschen Strompreise 21. März 2012 Kurzfassung Um die Strompreiswirkung der beschleunigten Energiewende in Deutschland seit April 2011 zu beurteilen, kann es nicht ausreichen, die bloße absolute Höhe zu betrachten. Dazu kamen Ende 2011 die beschwichtigenden Botschaften: Der Preis ist wieder auf Vor-Fukushima-Niveau. Also: Entwarnung! Die Energiewende bringe keine erhöhten Preise. Für ein exportorientiertes Land wie Deutschland ist aber weniger die absolute Preishöhe als vielmehr der Vergleich zu den Wettbewerberländern, in denen die Energielandschaft eine ganz andere ist, wichtig. Durch einen solchen Vergleich kann man sich der Antwort auf die Frage nähern: Was wäre wenn? Oder genauer: Wo könnte der Preis liegen ohne den Moratoriumsbeschluss? Der VIK hat einen Versuch unternommen, dieser Frage auf den Grund zu gehen, in einem Vergleich von Strompreisen in Großbritannien und Skandinavien mit deutschen Strompreisen: Und hier zeigen sich tatsächlich deutliche Effekte, die unzweifelhaft mit dem Moratorium im März einsetzen: um 4 bis 6 Euro/MWh haben sich die Preisabstände zu den verglichenen Märkten zu Ungunsten der deutschen Verbraucher verändert. Damit sind seit diesem Ereignis Wettbewerbsvorteile ab- und Wettbewerbsnachteile ausgebaut worden. Die folgende umfangreiche Strompreisanalyse zeigt darüber hinaus die folgenden Ergebnisse: 1. Auf die Spotmarktpreise hat das Moratorium Mitte März keine Auswirkungen gezeigt. Da die Strommengen aus den weggefallenen Erzeugungskapazitäten vollumfänglich vor allem durch zusätzliche Importe ersetzt werden konnten, verspürten der Markt und die Marktteilnehmer keine zusätzlichen Knappheiten. 2. Der Terminmarktpreis machte dagegen Mitte März einen spontanen Sprung um etwa plus 7 /MWh. Psychologische Aspekte über die Erwartungen der weiteren Entwicklung von zur Verfügung stehenden Kapazitäten waren hierfür ausschlaggebend. Die Händler rechneten demnach wohl nicht damit, dass der Ersatz durch Importe auch langfristig tragfähig sein könne. 3. Die Preisminderungen im Terminmarkt im weiteren Verlauf des Jahres 2011 (vor allem getrieben durch geringere Brennstoff- und CO2-Kosten) waren in Deutschland weniger kräftig als in den betrachteten Vergleichsmärkten: Der Preissprung nach oben wurde dadurch jedenfalls nicht wieder abgebaut, wodurch sich Wettbewerbsnachteile um 4 6 /MWh ergeben haben. Seite 1 von 17 Autor: Dipl.-Ing. Carsten van Plüer VIK Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e.v. Hauptgeschäftsstelle Essen: Richard-Wagner-Straße Essen Büro Berlin: Prager Straße Berlin Tel.: +49 (0)2 01/ Fax. +49 (0)2 01 / Postanschrift: PF Essen info@vik.de

2 VIK-Analyse zur Strompreisentwicklung seit der beschleunigten Energiewende Mit dem Atom-Moratorium reagierte die Bundesregierung auf die Unfallserie im japanischen Kernkraftwerk Fukushima I, die am 11. März 2011 durch ein starkes Erdbeben und einen nachfolgenden Tsunami ausgelöst wurde. Nach Telefonaten mit einigen Ministerpräsidenten verkündete Bundeskanzlerin Angela Merkel am Abend des 14. März 2011 das Atom-Moratorium. Am 15. März 2011 trafen sich die Bundeskanzlerin, Wirtschaftsminister Rainer Brüderle und Umweltminister Norbert Röttgen mit den Ministerpräsidenten der Länder, in denen Atomkraftwerke in Betrieb waren: Horst Seehofer (CSU, Bayern), Stefan Mappus (CDU, Baden-Württemberg), Volker Bouffier (CDU, Hessen), David McAllister (CDU, Niedersachsen) und Peter Harry Carstensen (CDU, Schleswig-Holstein). In der abschließenden Pressekonferenz erläuterte Merkel den Moratoriumsbeschluss. Wie reagierte der Markt auf die Bekanntgabe, dass 8 von 17 deutschen Kernkraftwerken bis zum 15. Juni nicht laufen werden und wie hat sich diese Verknappung an Erzeugungskapazitäten langfristig auf den Strompreis ausgewirkt? Abb. 1: Strompreise an der EEX im März und April 2011 (Quelle: EEX) Seite 2 von 17

3 Während sich der Spotmarkt der EEX (graue Linie) von der Bekanntgabe des dreimonatigen Atom-Moratoriums scheinbar unbeeindruckt zeigte, stiegen die Preise am Terminmarkt für das Jahresprodukt Cal2012 vom bis zum sprunghaft von 53,11 /MWh auf 58,16 /MWh (+5,05 /MWh). Im weiteren Verlauf stieg der Terminmarktpreis für das Frontjahr bis zum auf einen Wert von 60,68 /MWh, also um +7,57 /MWh gegenüber dem Die Jahre 2013 und 2014 folgen dem Frontjahr wie vor dem Moratorium auch mit einem leichten Aufschlag von maximal 1 /MWh zum jeweiligen Vorjahr. In dieser Zeit schwankten die Spotmarktpreise für den Phelix-Base zwischen 50 /MWh und rd. 60 /MWh ohne eine klare Tendenz erkennen zu lassen (siehe Abb. 1). Grundsätzlich kann gesagt werden, dass sich die Preisbildung im Spot- und Terminmarkt unterscheidet. Während die Preise am Spotmarkt aus dem tatsächlichen, täglichen Zusammenspiel von Angebot und Nachfrage gebildet werden, da hier unmittelbar eine physische Lieferung für den Folgetag gehandelt wird, bilden sich die Preise am Terminmarkt zwar auch auf Basis von Angebot und Nachfrage hier kann insbesondere die Nachfrage preisbestimmend wirken (vgl. Abb. A1/A2 im Anhang) beinhalten aber noch eine gewisse Preiserwartungskomponente, die verschiedene Unsicherheiten einbezieht. So wird der Terminmarkt auch stark von psychologischen Komponenten getrieben. Dieser Effekt ist bei Bekanntgabe des Atom-Moratoriums sehr eindrucksvoll im Terminmarkt zu sehen, auch wenn der Markt keine konkrete Knappheit für die Stromlieferungen im kurzfristigen Bereich (morgen) gesehen hat. Hier lag also eine deutlich unterschiedliche Einschätzung zu kurzfristigen vs. mittel- und langfristigen Einflüssen des Moratoriums vor. Nach Bekanntgabe des Atom-Moratoriums am wurden die 8 älteren Reaktoren abgeschaltet. Unter Berücksichtigung von geplanten Stillständen haben in den folgenden Monaten insgesamt nur 9 Kernkraftwerke produziert. Dies bedeutete, dass eine Nettokapazität von MWel installierter Leistung entfiel und nicht zur gesicherten verfügbaren Leistung in Deutschland beitragen konnte. Durch bereits geplante Revisionen entfielen im Zeitraum zudem zusätzliche MWel. Insgesamt war demnach eine Nettoleistung von MWel betroffen. Im Jahre 2008 lag der Anteil der Stromerzeugung aus Kernenergie in Deutschland bei 23,4 %, im Jahr des Moratoriums 2011 waren es noch 17,7 % 1). Ein Blick auf die Erzeugungsdaten der EEX-Transparenzplattform für Kraftwerke 100 MW (siehe Abb. 2) zeigt, dass sich die Erzeugungsleistung tatsächlich in der oben beschriebenen Größenordnung reduziert hat. Im Zeitraum waren, betroffen durch das Moratorium und revisionsbedingt, nur 4 von insgesamt 17 Kernkraftwerken am Netz. In dieser Woche betrug die Erzeugungsleistung in Deutschland rd MW. In der Zeit kurz nach dem lag die Erzeugungsleistung noch MW höher bei rd MW. 1) Quelle: AG Energiebilanzen e.v. Seite 3 von 17

4 Abb. 2: Tatsächliche Produktion von Erzeugungseinheiten 100 MW (Quelle: EEX) Für den Endkundenpreis und somit auch für die Strompreisbestimmung bei Industrieunternehmen sind die Stromterminmarktpreise weit bedeutender als die Preise am Spotmarkt. Sowohl bei der Angebotspreiskalkulation durch einen Lieferanten als auch beim strukturierten Stromeinkauf eines Industrieunternehmens erfolgt die Strompreisbildung überwiegend anhand von Terminmarktpreisen für das jeweilige Liefer- bzw. Verbrauchsjahr. Diese Einkaufsstrategie dient den Handelsunternehmen zur Minimierung von Preisrisiken, wie sie sich bei einem ausschließlichen Einkauf am Spotmarkt (day-ahead) ergeben würden. Im Ergebnis wird somit i.d.r. nur der wesentlich geringere Anteil des zukünftigen Strombedarfs über den Spotmarkt gedeckt. Diese Spotmarktmengen sind zum einen Restmengen, die zur Lastprofildeckung nicht mittels der sehr grobschnittigen Base- und Peakprodukte des Terminmarktes modelliert werden können, und zum anderen die Spotmengen, die aufgrund der Vortagesprognose zur zeitnahen Bilanzkreisoptimierung gehandelt werden. Dieses Verhältnis zeigt sich auch in den Handelszahlen der EEX-Gruppe. Obwohl an den Spotmärkten der EPEX-SPOT im Jahr 2011 das Handelsvolumen von insgesamt 314 TWh (2010: 279 TWh) leicht gestiegen ist, lag das Handelsvolumen der EEX-Gruppe am Strom- Terminmarkt im Jahr 2011 mit TWh (2010: TWh) deutlich darüber. Abb. 3 zeigt eine BDEW-Auswertung des physikalischen Stromaustausches im März Es ist deutlich zu erkennen, dass sich nach dem das Verhältnis zwischen Stromimport und -export in Deutschland umkehrt. Nach BDEW-Berechnung stieg der Seite 4 von 17

5 Stromimport aus Frankreich in der zweiten Märzhälfte um durchschnittlich 97 %, aus Tschechien sogar um 104 %, während sich der Stromexport in die Schweiz um 61 % und in die Niederlande um 46 % reduzierte. Die zusätzlichen Importmengen konnten wohl dafür sorgen, dass im Spotmarkt keine Knappheiten zu Preissteigerungen geführt haben. Abb. 3: Physikalischer Stromaustausch im März 2011 mit dem Ausland (insgesamt) Eine längerfristige Betrachtung des deutschen Stromaustausches mit dem Ausland zeigt Abb. 4. Im Vergleich zu den Vorjahren ist im Jahr 2011 eine deutliche Mengenveränderung zu erkennen. Im Monatssaldo wurden im Jahr 2011 im Vergleich zum Vorjahr in der Spitze 848 GWh mehr Strom importiert als 2010 und zudem GWh weniger exportiert. Grundsätzlich ist zu erkennen, dass Deutschland in den Sommermonaten überwiegend Strom aus dem Ausland importiert und in den Wintermonaten exportiert. Im Novembersaldo 2011 lag der Export nur noch bei rd. 845 GWh, während der Exportsaldo im Jahr zuvor im November noch bei GWh (2010) oder im Jahr 2009 sogar bei GWh lag. Wie bereits oben beschrieben, spiegelt der Terminmarktpreis die Preiserwartungen der Zukunft wider. Durch eine Angebotsreduktion um MW bei Abschaltung der Moratoriums-Reaktoren war zu erwarten, dass zukünftig das verminderte Stromangebot die Nachfrage nicht mehr decken wird, was aufgrund der Preisbildungssystematik von Angebot und Nachfrage und Grenzkostenkraftwerk zwangsläufig zu höheren Strompreisen führen müsste. Somit hat der Terminmarkt durch Preissteigerung zunächst nicht unerwartet reagiert. Experten erwarteten zum Zeitpunkt der Bekanntgabe des Moratoriums einen Preisanstieg durch den Kapazitätswegfall von rd. 10 /MWh. Wie aus Abb. 1 zu ersehen ist, lag der Anstieg mit 7,57 /MWh dann durchaus in dieser prognostizierten Größenordnung. Seite 5 von 17

6 Abb. 4: Physikalischer Stromaustausch Deutschland mit dem Ausland (Quelle: Statistisches Bundesamt) Die Moratoriums-Bekanntgabe hatte aber auch Auswirkungen auf andere Terminmärkte, so z.b. auf den Markt für Emissionsrechte. Die Korrelation der beiden Preisreihen (CO2 und Strom) ist nahezu perfekt und beträgt 0,95 im März und April vgl. Abb. 5. Auch diese Tendenz erscheint nicht außergewöhnlich, wenn die Marktteilnehmer davon ausgehen, dass die fehlenden MW aus den Kernkraftwerken durch fossil befeuerte Kohlekraftwerke zumindest in Teilen bereitgestellt werden. Abb. 5: European Carbon Futures MidDec im März und April 2011 (Quelle: EEX) Seite 6 von 17

7 Erwartungsgemäß sollte somit die Nachfrage und damit einhergehend die Preise für Emissionsrechte steigen. Der Preis für die Emission von einer Tonne CO 2 ist dann auch wie erwartet nach dem zunächst um rd. 10 % (+1,61 /t CO2) auf 18 /t CO2 gestiegen. Wie für das Stromfrontjahr 2012 lag im CO2-Handel das lokale Maximum des Betrachtungszeitraums am An diesem Tag kostete die Tonne CO2 18,16. Am also über acht Monate nach der Katastrophe von Fukushima haben die Terminmarktpreise an der EEX wieder das Niveau der Zeit vor Fukushima erreicht vgl. Abb. 6. Aber selbst wenn davon ausgegangen würde, dass damit jegliche Preiswirkung durch das Moratorium beendet wäre (was im Weiteren widerlegt wird), so bleibt ein deutlicher negativer Kosteneffekt gerade für industrielle Verbraucher. Denn zwischen den beiden Daten liegen acht Monate, in denen von den industriellen Verbrauchern Verträge für das Lieferjahr 2012 und folgende Jahre mit den entsprechend höheren Preisen abgeschlossen wurden, was zukünftig zu höheren Stromkosten führt. Diese Preiserhöhung trifft sowohl Industriekunden als auch Weiterverteiler und Lieferanten von Haushalts- und Gewerbekunden. Abb. 6 zeigt, dass im Zeitraum vom bis der Preis für das Kalenderjahr 2012 im Mittel bei 57,45 /MWh lag das ist ein durchschnittliches Plus von rd. 4,34 /MWh gegenüber dem (53,11 /MWh). Abb. 6: Strompreise an der EEX von März 2011 bis Januar 2012 (Quelle: EEX) Seite 7 von 17

8 Eine Auswertung der monatlichen Handelsvolumina im Jahr 2011 für das Frontjahr Cal12 vgl. Abb. A1 (Anhang) zeigt einen enormen Ausschlag im Moratoriumsmonat März. In diesem Monat betrug das Handelsvolumen, ebenso wie die Anzahl der Handelskontrakte, fast so viel wie die Summe der beiden Monate zuvor. Wird der März 2011 genauer betrachtet (vgl. Abb. A2), so ist zu erkennen, dass insbesondere in der Woche also unmittelbar nach der Moratoriumsbekanntgabe das Handelsvolumen für das Frontjahr enorm gestiegen ist. Auch dieses Verhalten zeigt, dass der Markt zu diesem Zeitpunkt langfristig von höheren Terminmarktpreisen ausging und sich die Marktteilnehmer noch schnell zu günstigen Konditionen eindecken wollten. Zur vereinfachten weiteren Kostenabschätzung nimmt VIK an, dass die Strombeschaffung der Industrieunternehmen gleichmäßig verteilt über das gesamte Jahr stattfindet; so sind im Zeitraum /365stel der Strommengen für die Industrie gehandelt worden. Das sind ca. 157 TWh. Bei angenommenen Mehrkosten in Höhe von 4,34 /MWh sind das Mehrkosten im Jahr 2012 in Höhe von rd. 680 Mio. auf der Industrie-Stromkostenrechnung des Jahres Eine ähnliche Summe schlägt auch für die übrigen Verbraucher (private Verbraucher und Gewerbe) zu Buche. Welche Auswirkungen hat der Atomausstieg auf die heutigen Strompreise? Die Medien berichteten Anfang 2012, dass die Strompreise an den Großhandelsmärkten bereits wieder unter das Niveau vor Bekanntgabe des Atomausstieges gesunken sind und werteten das als Indiz, dass die Energiewende sich letztlich nicht auf die Stromkostenbelastung der Verbraucher auswirken werde. Die Zahlen in Abb. 6 haben das auf den ersten Blick bestätigen können. Die offene Frage ist jedoch: Wo läge der Großhandelspreis heute tatsächlich ohne den Kernenergieausstieg? Um dieser Frage auf den Grund zu gehen, hat der VIK die deutschen Strompreise mit anderen Märkten welche nicht vom Atomausstieg in Deutschland betroffen sind, darüber hinaus aber ähnlichen Einflussgrößen auf den Strompreis unterliegen verglichen, um die Entwicklungen gegenüberzustellen. Der Vergleich mit United Kingdom (UK) ergibt dabei das folgende Bild: Die Korrelation zwischen den beiden Märkten ist mit 0,87 (Q1-2012) vgl. Abb. 7 und 0,88 (Q vgl. Abb. B im Anhang) relativ hoch und untermauert die Möglichkeit, die beiden Märkte miteinander zu vergleichen, um sozusagen die Wirkung des Atommoratoriums in Deutschland isolieren zu können. Denn wenn die beiden Märkte von den gleichen Gegebenheiten Brennstoff- und CO2- Preisen beeinflusst werden, dann sind alle Differenzen der Entwicklung auf Besonderheiten des einen wie des anderen Marktes zurückzuführen. Wird also die Zeit vor dem Moratorium mit der Zeit danach verglichen, so zeigt sich, dass sich der Preisabstand erheblich verringert. hat. Seite 8 von 17

9 Abb. 7: Strompreisvergleich EEX und Endex UK Quartal (Quelle: EEX,ENDEX) Der skandinavische Markt ist durch seinen sehr hohen Anteil an Wasserkraft (Norwegen 2008 = 98,5 %) bezüglich des Brennstoffmixes nicht so unmittelbar mit Deutschland vergleichbar wie UK. Trotzdem besteht auch hier eine große Korrelation zwischen den Preiskurven, z.b. für das Kalenderjahr 2012 in Höhe von 0,9. So erscheint auch hier die Vergleichsmethode zur Isolierung der Wirkung des deutschen Atommoratoriums im deutschen Markt als möglich und sinnvoll. Der Vergleich der Zeiträume vor und nach dem Moratorium ergibt das folgende Bild: Der mittlere Preisunterschied zwischen dem deutschen und dem skandinavischen Markt betrug für das Kalenderjahr 2012 vor dem Moratorium 4,98 /MWh. Nachher hat er sich auf 10,37 /MWh erhöht. Das heißt, der schon zuvor bestehende Preisvorteil im skandinavischen Markt hat sich um 5,39 oder 108 % erhöht. Die Wettbewerbsnachteile deutscher Unternehmen sind gestiegen. Beide Vergleiche mit nicht unmittelbar an die EEX gekoppelten Terminmärkte zeigen, dass sich der Preisabstand vor und nach dem deutlich verändert hat. Am Beispiel des Quartalsproduktes zeigt sich zum skandinavischen Markt ein veränderter Preisabstand von rd. 5 bis 9 /MWh, gegenüber UK konnte eine Veränderung von rd. 3 /MWh gezeigt werden. Ohne den deutschen Kernenergieausstieg kann davon ausgegangen werden, dass der Preisspread zwischen den Märkten nahezu unverändert geblieben wäre. Aus dieser Untersuchung leitet VIK deshalb die Aussage ab: Auch wenn der Strompreis heute wieder auf einem Niveau ist, das unterhalb der Preise vor dem Moratorium liegt, könnten die Preise ohne Moratorium deutlich niedriger liegen, und zwar um 3 bis 9 Seite 9 von 17

10 /MWh. Dies bedeutet im Mittel (6 /MWh) Mehrkosten für die Industrie von 942 Mio pro Jahr und für die gesamte Volkswirtschaft (alle Kunden) von 2,148 Mrd. 2) Abb. 8a: Strompreisvergleich EEX und Nordic Market Quartal (Quelle: EEX, Nordpool, Montel) Abb. 8b: Strompreisvergleich EEX und Nordic Market Cal 2012 (Quelle: EEX, Nordpool) 2) Annahme: Jahresstromverbrauch wie 2010: Industrie: 223 TWh [(257/365)*223=157 TWh] Gesamt-Deutschland: 509 TWh [(257/365)*509=358 TWh] Seite 10 von 17

11 War das Atom-Moratorium der alleinige Auslöser für steigende Preise? Bei der Preisbetrachtung weit vor dem besagten war zu erkennen, dass die Preise für Stromterminkontrakte eine eindeutig steigende Tendenz aufwiesen. So betrug der Preis für das Frontjahr an der EEX am ,62 /MWh. Danach folgte ein Anstieg des Preises mit kurzfristigen Preissenkungen bis zum In diesem Zeitraum ( bis ) sind auch die Gaspreise an der TTF mit einer Korrelation von 0,95 zum Strompreis gestiegen vgl. Abb. 9 und 10. Durch das folgende deutsche Atom-Moratorium könnte aber der Preis am Gasmarkt der endex in den Niederlanden beeinflusst worden sein das wäre auch ein Grund für die Preissteigerung der Strompreise in UK, die aufgrund der Stromerzeugungsstruktur eine noch stärkere Korrelation zum Gaspreis aufweisen sollten als in Deutschland. Der Anstieg im Gaspreis wies aber nicht den Steigungsgradienten auf wie der Strompreis, reagierte also etwas langsamer auf das Moratorium aber er reagierte. Die Erwartung der Gashändler, Deutschland könnte aufgrund der fehlenden Kapazität aus Kernenergie die Erzeugungslücke zukünftig über Gaskraftwerke decken wollen was ja auch diskutiert wurde, könnte dazu geführt haben, dass der Gaspreis aufgrund der zu erwartenden höheren Nachfrage aus Deutschland nach oben gezogen wurde. Abb. 9: EEX-Stromterminmarkt und TTF-Gasterminmarkt (Quelle: EEX, endex) Im weiteren zeitlichen Verlauf - und bereits in der Vergangenheit - konnte eine hohe Korrelation der Stromterminmarkt-, der CO 2 - und Gaspreise festgestellt werden. Seite 11 von 17

12 Abb. 10: Vergleich EEX-Strom-, CO2-, Kohle- und Gasfuture (Quelle: EEX, endex) Fazit: Da Stromterminmarktprodukte der Preisabsicherung für zukünftige Lieferzeiträume dienen, sind die Preise sehr stark von einer zu erwartenden Marktentwicklung und dem zu erwartenden Marktpreis abhängig. Die Endkundenpreise und somit auch die Preise für die Industrie sind stark an diese Terminmärkte gekoppelt, da die Industrie u.a. zur Risikoabsicherung und zur Absicherung des Kerngeschäftes zukunftsorientiert, u.u. für Jahre im Voraus, Strom einkauft. Durch dieses Einkaufsverhalten kann eine nötige Kalkulationsbasis geschaffen werden, die insbesondere für energieintensive Prozesse bezogen auf das Endprodukt sehr wichtig ist. Veränderte Fundamentaldaten wie u.a. Brennstoff- und CO2-Preisentwicklungen, aber auch politische Entscheidungen führen zu Preisbeeinflussungen im Strommarkt. Somit hat die Bekanntgabe des Atom-Moratoriums zunächst durchaus einen rein psychologischen Effekt bei den Handelsteilnehmern ausgelöst. Grundsätzlich konnte zunächst davon ausgegangen werden, dass eine Reduktion der Erzeugungskapazität durch den Wegfall von zunächst MW Kernenergiestrom zu einer Preissteigerung führen müsste, da sich das Verhältnis zwischen Angebot und Nachfrage verändern könnte, aber auch günstiger Kernenergiestrom durch Strom aus teureren Kohle- oder Gaskraftwerken ersetzt werden muss. Dies zusammen verschiebt die Merit-Order-Kurve am Spotmarkt zu einem höheren Seite 12 von 17

13 Market-Clearing-Preis (MCP). Der physische Spotmarkt ist nicht so sehr von Spekulationen abhängig, sondern spiegelt das stündliche Verhältnis zwischen tatsächlichem Stromangebot und der tatsächlichen Nachfrage für den Folgetag unter Berücksichtigung kurzfristiger Fundamentaldaten wie Wetterprognosen und Speicherstände wider. Da die Nachfrage relativ starr ist, hätte nur eine Angebots-/Erzeugungsveränderung den Spotmarktpreis beeinflussen können. Da aber scheinbar durch höhere Stromimporte und verminderte Stromexporte, wie die Zahlen des Statistischen Bundesamtes vgl. Abb. 4 belegen, keine Stromknappheit eingetreten ist, sind die Preise im Spotmarkt nicht in dem Maße vom Moratorium beeinflusst worden, wie es im Terminmarkt geschehen ist. Die Politik trägt aber auch durch ihre Entscheidungen Verantwortung für die Entwicklungen am Terminmarkt und für die oft nicht rationalen, gleichwohl wirksamen Preisbewegungen und deren Auswirkungen auf den Verbraucher (industriell und privat). Dadurch, dass die Spotmarktpreise keine oder nur geringe Veränderungen durch das Moratorium gezeigt haben (vgl. Abb. 11), sind im Laufe des Jahres 2011 auch die Futurepreise wieder gefallen. Der relativ milde Winter 2011/2012 vgl. Abb. C1 und C2 im Anhang hat weiterhin dazu geführt, dass die Spotmarktpreise nicht gestiegen sind. Bei diesen milden Wetterbedingungen stehen dem deutschen Markt ausreichend Stromimportkapazitäten u.a. aus Frankreich zur Verfügung. In Frankreich werden viele Wohnungen und Gebäude mit Strom beheizt. In milden Wintern steht somit Kraftwerkskapazität für den Export zur Verfügung, der nicht für Heizzwecke benötigt wird. Sollte kurzfristig in Deutschland aufgrund fehlender eigener Stromerzeugung aus konventionellen Kraftwerken, fehlender Stromerzeugung aus regenerativen Energien oder fehlender Importe aus dem benachbarten Ausland eine Stromknappheit eintreten, könnten die Preise im Kurzfristhandel wieder anziehen. Das derzeit eingestellte Gleichgewicht ist dabei überaus sensibel und kann bei einer Änderung einer der Faktoren schnell kippen. Bei oben beschriebenem Zusammenhang zwischen Termin- und Spotmarkt wird das auch einen Einfluss auf den Terminmarkt haben. Entscheidend ist am Ende die Frage: Wo läge der Marktpreis in Deutschland ohne den Kernenergieausstiegsbeschluss? Zur Quantifizierung hat der VIK die deutschen Großhandelsstrompreise mit denen zweier nicht unmittelbar an den deutschen Strommarkt gekoppelten Märkte (UK und Skandinavien) verglichen. Die Überlegung war, dass, wenn beide Märkte von den gleichen Gegebenheiten (Brennstoff- und CO2-Preise) beeinflusst werden und daher eine grundsätzlich hohe Korrelation haben alle Differenzen der Entwicklung auf Besonderheiten des einen wie des anderen Marktes zurückzuführen sind. Beide Vergleiche zeigen, dass sich der Preisabstand vor und nach dem deutlich zu Lasten der deutschen Preise verändert hat. Am Beispiel des Quartalsproduktes zeigt sich zum skandinavischen Markt ein veränderter Preisabstand von rd. 5 bis 9 /MWh, gegenüber UK konnte eine Veränderung von rd. 3 /MWh gezeigt werden. Seite 13 von 17

14 Abb. 11: EEX-Spotmarktpreise - Monatsdurchschnitt - Unterschied zum jeweiligen Vorjahresmonat Im Mittel konnten also Mehrkosten von 6 /MWh nachgewiesen werden. Für die Industrie wären das hochgerechnet 942 Mio pro Jahr, für die gesamte Volkswirtschaft (alle Kunden) rd. 2,148 Mrd. an Mehrkosten. Seite 14 von 17

15 Anhang Abb. A1: Handelsvolumen für das Cal12 im Jahr 2011 an der EEX (Quelle EEX) Abb. A2: Handelsvolumen für das Cal12 im März 2011 an der EEX (Quelle EEX) Seite 15 von 17

16 Abb. B: Strompreisvergleich EEX und Endex UK Quartal (Quelle: EEX,ENDEX) Abb. C1: Gradzahltage - Wetterstation Frankfurt/Main Flughafen (Quelle: DWD) Seite 16 von 17

17 Abb. C2: Außentemperatur - Wetterstation Frankfurt/Main Flughafen (Quelle: DWD) Seite 17 von 17