Kurzstudie zur Bedeutung des Strompreises für den Erhalt und die Entwicklung stromintensiver Industrien in Deutschland

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1 Juli 2009 Copyright Hans-Böckler-Stiftung Juri Horst, Uwe Klann, Uwe Leprich Kurzstudie zur Bedeutung des Strompreises für den Erhalt und die Entwicklung stromintensiver Industrien in Deutschland Abschlussbericht Auf einen Blick Als wesentlicher Ansatz für die Sicherstellung der Wettbewerbsfähigkeit deutscher stromintensiver Industrien kann die Sicherung und Gewährleistung von Wettbewerb im Stromerzeugs- und Endkundenmarkt identifiziert werden. Staatliche Optionen sind bereits weitestgehend ausgeschöpft und gehen zunehmend zu Lasten anderer industrieller und privater Akteure. Die Beteiligung an Kraftwerken oder die Eigenerzeugung stößt auf großes Interesse innerhalb der Branchen. Die Vorteile liegen in der Unabhängigkeit von der Strompreisfindung an der Börse, Erneuerung des Kraftwerksparks, Ausbau von Wettbewerb sowie Eingrenzung der Umlagen von Industrie auf die übrigen Stromendverbraucher. Strompreisniveaus von abgeschriebenen Wasserkraftwerken in Kanada oder Skandinavien oder den Billigkohle-Kraftwerken Australiens und Chinas können jedoch nicht erreicht werden. Deutschland kann viele Standortvorteile aufweisen, so die Befragung, die Stromkosten gehören definitiv nicht dazu. Daher wird sich die stromintensive Industrie nur dann dauerhaft in Deutschland halten können, wenn die Summe der positiven Standortfaktoren ausreicht, den Standortnachteil hoher Stromkosten auf Dauer zu kompensieren.

2 Kurzstudie zur Bedeutung des Strompreises für den Erhalt und die Entwicklung stromintensiver Industrien in Deutschland Auftraggeber: Hans-Böckler-Stiftung Hans-Böckler-Straße Düsseldorf Auftragnehmer: IZES ggmbh Altenkesseler Straße 17, Geb. A Saarbrücken bearbeitet von: Dipl.-Wirtschaftsing. (FH) Juri Horst Dr. Uwe Klann Prof. Dr. rer. pol. Uwe Leprich Saarbrücken, 30. Juli 2009

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4 Inhaltsverzeichnis Zusammenfassung der Ergebnisse Kontext und Ziele der Untersuchung Die Wettbewerbssituation der stromintensiven Industrie dargestellt an den Branchen Elektrostahl-, Aluminium- und Papierproduktion Elektrostahl-Industrie Entwicklung und Stand der Stahlproduktion Entwicklung des Im-/Exports von Stahl Entwicklung von Wirtschaftlichkeitskennzahlen Entwicklung relevanter Produktionskosten-Komponenten Preisentwicklung wichtiger Stahlhandelsprodukte Zusammenfassung zur Elektrostahlbranche in Deutschland Aluminium Entwicklung und Stand der Aluminiumproduktion Entwicklung des Im-/Exports von Aluminium Entwicklung von Wirtschaftlichkeitskennzahlen Entwicklung relevanter Produktionskosten-Komponenten Preisentwicklung für Aluminium Zusammenfassung zur Aluminiumbranche in Deutschland Papier Entwicklung und Stand der Papierproduktion in Deutschland Entwicklung des Im-/Exports von Papier Entwicklung von Umsatz und Bruttowertschöpfung Entwicklung relevanter Produktionskosten-Komponenten Preisentwicklung für Papierprodukte Zusammenfassung zur Papierbranche in Deutschland Ergebnisse der Befragung zur Wettbewerbsfähigkeit Papier Elektrostahl Primäraluminium Übersicht Entwicklung der Strompreise und Darlegung bisheriger Vergünstigungen für stromintensive Industrien des verarbeitenden Gewerbes Strompreise...50 Seite 3 von 102

5 3.2 Internationaler Strompreisvergleich - Konkurrenzanalyse Überblick über die internationalen Strompreise und deren Entwicklung Die Strompreise in der EU Die Strompreise in einzelnen Ländern Australien China Kanada Taiwan USA Zusammenfassung Auswirkungen des Emissionshandels auf den Strompreis Vergünstigungen für das produzierende Gewerbe Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG) Konzessionsabgaben-Verordnung (KAV) Stromsteuer-Gesetz (StromStG) Stromnetzentgelt-Verordnung (StromNEV) Übersicht Diskussion des Begriffs stromintensiv und Bewertung der untersuchten Branchen Diskussion möglicher Ansätze, den Strompreis wettbewerbsbenachteiligter stromintensiver Industrien auf ein international wettbewerbsfähiges Maß zu senken Sicherstellung von Wettbewerb Effizienzsteigerung Senkung von Steuern und Umlagen Optionen der Strombeschaffung Optionen der Strombeschaffung Option des Staates Kraftwerksbeteiligung Eigenerzeugung Literaturverzeichnis Seite 4 von 102

6 Tabellenverzeichnis Tabelle 2-1: Entwicklung der Stahlerzeugung in Deutschland, EU-27 und der Welt von 2003 bis 2007 [in Anlehnung an Stahlzentrum 2008]...15 Tabelle 2-2: Deutscher Außenhandel mit Stahlerzeugnissen [Stahlzentrum 2008]...16 Tabelle 2-3: Mitarbeiter- und Jahresproduktionszahlen der vier großen Aluminiumhütten in Deutschland [Trimet 2009, Corus 2003, Hydro 2008]...27 Tabelle 2-4: Kosten und Gewinne chinesischer Aluminiumhütten pro Tonne Primäraluminium [Macquarie 2008]...33 Tabelle 2-5: Außenhandelsmengen von Papier, Karton und Pappe ausgewählter Länder in Tabelle 2-6: Übersicht über die als wichtigen oder sehr wichtigen eingeschätzten Standortfaktoren und deren Erfüllung in Deutschland aus Sicht der Branchen (leeres Feld: weder wichtig noch sehr wichtig )...49 Tabelle 3-1: Durchschnittspreise für Strom in Australien nach Provinzen (in EuroCent pro kwh, inklusive Steuern)...58 Tabelle 3-2: Indikatoren zur Verteilung der Strompreise nach Provinzen in China (in EuroCent pro kwh)...59 Tabelle 3-3: Durchschnittspreise in Kanada nach Provinzen (inklusive Steuern, in EuroCent pro kwh)...60 Tabelle 3-4: Die taiwanesischen Einzelhandelspreise für Industriekunden im Jahr 2007 im Vergleich (inklusive Steuern)...61 Tabelle 3-5: Verteilungsparameter der durchschnittlichen Strompreise für industrielle Kunden (in EuroCent pro kwh)...62 Tabelle 3-6: Strompreise in ausgewählten US-amerikanischen Städten (in EuroCent pro kwh; Stand: 1. April 2008, inklusive Steuern)...63 Tabelle 3-7: Beispielrechnung zur Ermittlung der Differenzkosten innerhalb der besonderen Ausgleichsregelung auf Basis der Bezugsdaten des Stromhändlers...70 Tabelle 3-8: Übersicht über Vergünstigungen für stromintensive Branchen des produzierenden Gewerbes...75 Tabelle 4-1 Bewertung verschiedener Kennziffern hinsichtlich ihrer Aussagekraft zur Wettbewerbsfähigkeit...77 Tabelle 4-2: Stromkostenanteil an der Bruttowertschöpfung und an den Gesamtkosten im Vergleich bei als derzeit geltende stromintensive Branchen...78 Tabelle 5-1: Anteil der Stromerzeugung und der Kapazitäten der vier großen Unternehmen (2004, nach Monopolkommission, 2007, Nr. 161, 162, Tabelle 3.2)...85 Tabelle 5-2: Effizienzsteigerungen der drei Branchen Primäraluminium, Elektrostahl und Papier...88 Seite 5 von 102

7 Abbildungsverzeichnis Abbildung 2-1: Rohstahlerzeugung in Deutschland nach Verfahren [Stahlzentrum 2008]...13 Abbildung 2-2: Stahlwerke in 2008 nach Bundesländern [Stahlzentrum 2008a]...14 Abbildung 2-3: Marktentwicklung Walzstahl nach Inlandslieferung, EU- und Drittlandslieferländer [Stahlzentrum 2008]...17 Abbildung 2-4: Marktentwicklung Export von Walzstahl nach EU- und Drittländer [Stahlzentrum 2008]...18 Abbildung 2-5: Entwicklung Brutto- und Netto-Produktionswert sowie Bruttowertschöpfung der Branche Erzeugung und erste Bearbeitung von Eisen, Stahl und Ferrolegierungen gegenüber der gesamten Entwicklung des produzierenden Gewerbes (PG)...19 Abbildung 2-6: Kostenentwicklung von Walzstahl [Stahlzentrum 2008]...20 Abbildung 2-7: geschätzte durchschnittliche Produktionskosten in Deutschland für unlegierten Stahl als ungewichtete Durchschnittskosten für Abbildung 2-8: durchschnittliche Preisentwicklung für drei verschiedene Schrottqualitäten bei EUROFER [EUROFER 2009, WVS 2009]...22 Abbildung 2-9: Preisentwicklung des Produkts Warmbreitband in ausgewählten europäischen Ländern in den Jahren 2007 bis 1. Quartal 2009 [FDBR 2009]...23 Abbildung 2-10: Preisentwicklung des Produkts Feinblech feuerverzinkt in ausgewählten europäischen Ländern in den Jahren 2007 bis 1. Quartal 2009 [FDBR 2009]...24 Abbildung 2-11: Preisentwicklung des Produkts Edelstahlbleche kaltgewalzt in ausgewählten europäischen Ländern in den Jahren 2007 bis 1. Quartal 2009 [FDBR 2009]...25 Abbildung 2-12: Produktion von Primäraluminium in Deutschland von 2000 bis Abbildung 2-13: Entwicklung der Aluminiumproduktion weltweit von 2002 bis 2006 [GDA 2009]...28 Abbildung 2-14: Import und Export Deutschlands von Primäraluminium unter Angabe der Handelsregionen [GDA 2009]...28 Abbildung 2-15: Produktion und Bedarf von Primäraluminium in Deutschland (in Anlehnung an [GDA 2009])...29 Abbildung 2-16: Abschätzung des Umsatzes auf Basis des durchschnittlichen Preises für Aluminium an der LME im jeweiligen Jahr und den jährlichen Produktionszahlen von Primäraluminium in Deutschland...30 Abbildung 2-17: Entwicklung Brutto- und Netto-Produktionswert sowie Bruttowertschöpfung der Branche Erzeugung und erste Bearbeitung von Aluminium gegenüber der gesamten Entwicklung des produzierenden Gewerbes (PG)...31 Abbildung 2-18: geschätzte durchschnittliche Produktionskosten für Primäraluminium in Deutschland (Stand Frühjahr 2008)...32 Seite 6 von 102

8 Abbildung 2-19: Preisentwicklung von Aluminiumoxid (Alumina) im Vergleich zum Aluminiumpreis [Mock 2009]...33 Abbildung 2-20: Cash-Settlement Price für Aluminium an der London Metal Exchange [Westmetall 2009]...35 Abbildung 2-21: Entwicklung der Zellstoff- und Papierindustrie von 2004 bis 2007 in Deutschland [VDP 2008, VDP 2007]...37 Abbildung 2-22 Erzeugungs-, Import- und Exportmengen von Papier, Karton und Pappe von in Deutschland ansässigen Unternehmen von 2005 bis 2007 [VDP 2008] Abbildung 2-23: Entwicklung Brutto- und Netto-Produktionswert sowie Bruttowertschöpfung der Branche Herstellung von Holz- und Zellstoff gegenüber der gesamten Entwicklung des produzierenden Gewerbes (PG)...40 Abbildung 2-24: Entwicklung Brutto- und Netto-Produktionswert sowie Bruttowertschöpfung der Branche Herstellung von Papier, Karton und Pappe gegenüber der gesamten Entwicklung des produzierenden Gewerbes (PG)...40 Abbildung 2-25: Preisentwicklung für Altpapier in den Qualitäten gemischte Ballen, Kaufhausaltpapier und de-inking Ware von 2003 bis Febr [EUWID 2009]...41 Abbildung 2-26: geschätzte durchschnittliche Produktionskosten für Papier in Deutschland (Durchschnitt )...42 Abbildung 2-27: Entwicklung des ungewichteten Durchschnittspreises ausgewählter Papiersorten der Jahre 2003 bis Juli 2007 [VDMB; EUWID 2007]...43 Abbildung 2-28: Entwicklung der Erzeugerpreise für Papier von 2005 bis 2009 im Vergleich zum Durchschnittspreis von Abbildung 3-1: Zusammensetzung von Bruttostrompreisen verschiedener Kundengruppen (in Anlehnung an [Alt 2007], [VdEW 2008], [Leprich 2009] und eigenen Rechercheergebnissen)...50 Abbildung 3-2: Entwicklung der Handelspreise für das Stromhandelsprodukt Phelix- Base-Year-Future für die Jahre 2003 bis Abbildung 3-3: Strompreise für Industrie in ausgewählten Ländern (in Euro/kWh; inklusive Steuern, errechnet aus und Bundesbank (2009))...54 Abbildung 3-4: Relative Entwicklung der Strompreise in ausgewählten Ländern (Wert im Jahr 2000 entspricht 100; Datenquelle: s. Abbildung 3-3)...55 Abbildung 3-5: Abweichung der internationalen von den deutschen Strompreisen (in %) (Datenquelle: s. Abbildung 3-3)...56 Abbildung 3-6: Strompreise in Europa ohne (blau) und mit (rot) Steuern in Euro pro kwh bei einem Verbrauch von GWh pro Jahr...57 Abbildung 3-7: Zeitliche Entwicklung des Strompreises in den USA in US-Cent und EuroCent pro kwh, inklusive Steuern...62 Seite 7 von 102

9 Abbildung 3-8: Wirtschaftsbereiche in Deutschland mit hohen direkten wie auch indirekten CO 2 -Kosten im Verhältnis zu ihrer Bruttowertschöpfung [Weinreich 2008] 66 Abbildung 3-9: Branchenverteilung bei der Inanspruchnahme von 16 EEG 2004 im Jahr 2009 (vorläufige Auswertung, Stand ) [BAFA 2008]...71 Abbildung 4-1: Handelsintensität für ausgesuchte deutsche Branchen [Graichen et al. 2008]...80 Abbildung 4-2: Handelsintensität und Bruttowertschöpfung für deutsche Branchen, Datenbasis 2005 [Graichen et al. 2008]...81 Abbildung 5-1: Typische Stromgestehungskosten alter und neuer Kraftwerke bei unterstelltem CO 2 -Zertifikatepreis von 20 Euro/t [Groscurth 2009]...95 Seite 8 von 102

10 Zusammenfassung der Ergebnisse Die Betrachtung von möglichen wirtschaftlichen und technischen Optionen zur Stromkostenreduzierung der stromintensiven Industrien in Deutschland zeigt, dass jede Option für sich genommen entweder nicht ausreichend oder nicht umsetzbar ist, wenn die Stromkosten mit denen der internationalen Mitbewerber verglichen werden und gleichzeitig bei den übrigen Eingangsstoffen ein international geltender Marktpreis unterstellt wird. Dennoch ist es möglich, trotz hoher Stromkosten die Wettbewerbsfähigkeit zu behaupten, wie die Spezialisierungen in der Papier- und zum Teil in der Stahlindustrie zeigen. Zwar besteht auch hier ein erheblicher Wettbewerbsdruck, doch gestalten sich diese beiden Branchen besser als die Aluminiumindustrie. Letztere ist stärker als die beiden anderen Branchen von der Preisentwicklung an den internationalen Handelsstellen abhängig, wobei die Marktpreisabhängigkeit gleichwohl für alle drei Branchen gilt. Auch bei der Papierindustrie wurden mit der steigenden Nachfrage der letzten Jahre die Kapazitäten weltweit ausgebaut, was sich bei derzeitigem Nachfragerückgang für alle Erzeugungsländer entsprechend negativ auswirkt. Solche mit geringen Herstellungskosten oder Spezialprodukten können sich da eher behaupten. Ähnliches gilt auch für die Stahlbranche. Ein zunehmend wichtiger Standortfaktor ist die Nähe zu den Absatzmärkten. Auch politische Stabilität, hoher Wissensstandard und Effizienz sind, so zeigen es die zu dieser Studie durchgeführten Befragungen, wichtige Faktoren, die bei langfristigen Entscheidungen wie die Investition in Produktionsstätten einer reinen Gewinnorientierung gegenüberzustellen sind. Nach Auswertung der Fragebögen sind diese Faktoren in Deutschland größtenteils gegeben und können somit zumindest teilweise ein Gegengewicht zu den höheren Produktionskosten bieten. Dennoch gibt es auch hier andere Standorte mit zumindest gleichen Standortfaktoren, die jedoch zudem günstigere Strombezugskosten aufweisen. Als wesentlicher Ansatz für die Sicherstellung der Wettbewerbsfähigkeit deutscher stromintensiver Industrien kann die Sicherung und Gewährleistung von Wettbewerb im Stromerzeugs- und Endkundenmarkt identifiziert werden. In jüngster Zeit haben die Wettbewerbshüter der Europäischen Kommission wie auch das Bundeskartellamt ein den Wettbewerb behinderndes Verhalten einiger Stromkonzerne als sehr wahrscheinlich erachtet und Sanktionen festgesetzt. Die Umsetzung der Sanktionen, die weitere wettbewerbsorientierte Gestaltung der Rahmenbedingungen (wie z.b. die Umsetzung des ownership unbundling bei den Übertragungsnetzbetreibern) sowie der Aufbau von Erzeugungskapazitäten durch Wettbewerber benötigen aber noch einige Zeit und können daher nicht unmittelbar einen Beitrag zur Sicherung der Wettbewerbsfähigkeit leisten. Da jedoch seitens der Industrie kurzfristig Bedarf nach sinkenden Stromkosten besteht, muss mit Hilfe anderer Optionen nach einer Lösung gesucht werden. Die Möglichkeiten weiterer staatlicher Unterstützungen sind quantitativ sehr beschränkt, da die meisten Möglichkeiten bereits ausgeschöpft wurden. Weiteren Verbilligungen von Strom für die stromintensive Industrie steht zudem die negative Wirkung auf andere industrielle Akteure entgegen. Daher wäre hier eine Eingrenzung mit Hilfe einer Seite 9 von 102

11 verbesserten Definition für im internationalen Wettbewerb gefährdete Unternehmen hilfreich. Eine allgemein anerkannte Definition konnte hierfür jedoch bisher nicht gefunden werden. Unabhängig von staatlichen Unterstützungen für stromintensive Unternehmen durch weitere Steuer- und Umlageentlastungen, können die Unternehmen selbst verschiedene Handelsprodukte auf dem Markt nutzen, um ihre Strompreise zu kontrollieren. Da diese Produkte allerdings an den Stromhandelspreis an der EEX gekoppelt sind und dieser oberhalb der Strompreise vieler Mitbewerberländer liegt, wird ein solches Portfoliomanagement allein nicht ausreichen. Eine Beteiligung an neuen Kraftwerken scheint für die stromintensive Industrie mittelfristig der interessanteste Weg zu sein. Aus ökonomischer wie ökologischer Sicht wären Wasserkraftwerke die interessanteste Alternative, wenn von steigenden Strompreisen ausgegangen wird, die durch die Vollauktionierung und weitere Verknappung der CO 2 -Zertifikate getrieben werden. Da die Potenziale im Inland erschöpft sind, sind mögliche Beteiligungen allerdings eher unwahrscheinlich. Auch eine Beteiligung im Ausland wäre grundsätzlich denkbar, doch sind die bestehenden transnationalen Kuppelstellen der Stromnetze bereits stark ausgelastet und Kapazitätserweiterungen kommen nur schleppend voran. Zudem wäre durch den Stromtransfer mit weiteren Kosten zu rechnen. Tendenziell bleibt nur der Bau eigener Anlagen (möglichst mit Nah- oder Fernwärmeanbindung in Kooperation mit dem Land oder den Gemeinden) als mögliche Option. Kohlekraftwerke werden in Deutschland jedoch aufgrund gestiegener Baukosten, zunehmender fluktuierender Stromerzeugung und den ab 2013 vollständig zu bezahlenden benötigten Emissionsberechtigungen zunehmend unwirtschaftlich, so der Vorstandsvorsitzende von RWE Power während der Power-Gen Europe Messe am 27. Mai in Köln [industrialinfo 2009]. Daher wären Gas GuD-Anlagen mit oder ohne KWK die wohl zukunftsträchtigste Option. Die Beteiligung an Gaskraftwerken führt zudem nicht zu einer zusätzlichen Belastung der übrigen Stromendverbraucher, und wegen ihrer Flexibilität eignen sie sich auch hervorragend als Backup-Kapazitäten für die Vergleichmäßigung der zunehmenden fluktuierenden Stromerzeugung aus Wind- und Solaranlagen. Doch auch in diesem Fall bleiben die Stromkosten vergleichsweise hoch. Mit den Strompreisen von abgeschriebenen Wasserkraftwerken in Kanada oder Skandinavien oder den Billigkohle-Kraftwerken Australiens und Chinas kann nicht mitgehalten werden. Wenn auch Deutschland viele Standortvorteile aufweist, die Stromkosten gehören definitiv nicht dazu. Daher wird sich die stromintensive Industrie nur dann dauerhaft in Deutschland halten können, wenn die Summe der positiven Standortfaktoren ausreicht, den Standortnachteil hoher Stromkosten auf Dauer zu kompensieren. Seite 10 von 102

12 1 Kontext und Ziele der Untersuchung Seit Mitte 2000 kennen die Strompreise nur noch eine Richtung: es geht nach oben. Die durchschnittlichen Strompreise stiegen seitdem um rund 130% - bezogen auf den Abnahmefall von 24 GWh pro Jahr und inklusive Steuern (ohne Umsatzsteuer) und haben sich somit mehr als verdoppelt. Ein Ende der Steigerung ist nicht absehbar. So machen sich zunehmend mehr Beschäftigte in den stromintensiven Industrien Sorgen, inwieweit die Produktion dauerhaft am Standort Deutschland gehalten werden kann. Denn niedrige Energiepreise haben in den vergangenen Jahrzehnten zu einer Globalisierung des Waren-, Handels- und Dienstleistungsverkehrs geführt. Für Länder mit niedrigen Energie- und Arbeitskosten wurde es aufgrund geringer Transportkosten immer interessanter, Waren in Industrieländer zu exportieren. Die zunehmenden Energiekosten in den Industrieländern selbst, welche sich insbesondere durch gesetzliche Rahmenbedingungen über das Marktniveau hinaus bewegen, können dadurch zu Marktverzerrungen und dabei theoretisch zu einer weiteren Zunahme ausländischer Mitbewerber und zu einem Abwandern deutscher Industrien führen. Ob aktuell oder in näherer Zukunft Grund für diese Sorge auf Basis der Strompreisentwicklung besteht, will diese Studie untersuchen. Dazu beleuchtet sie die Wettbewerbsfähigkeit der stromintensivsten Branchen, indem die Situation beispielhaft an den Branchen Elektrostahl-, Aluminium- und Papiererzeugung dargestellt werden soll. Ausgehend von den Ergebnissen zum Wettbewerb werden Preisentwicklungen im Strom- und Emissionshandel dargestellt und mögliche Weiterentwicklungen anhand von Future-Preisen und Prognosen führender Institute diskutiert. Dabei gilt es auch die gesetzlichen Rahmenbedingungen abzustecken und die Auswirkungen zu quantifizieren. Letztendlich zielt die Kurzstudie auf Bedingungen, unter denen die Unternehmen in Deutschland ihren Standort erhalten können. Sie diskutiert die möglichen unternehmerischen und gesellschaftlichen Handlungsoptionen und zeigt grundlegende Optionen für die Branchen auf, um langfristige Strategien zu entwickeln, die auch der notwendigen Klimaschutzpolitik standhalten. Optionen, die auf eine reine Belastungsumverteilung abzielen, sind hierbei kritisch hinsichtlich ihrer Auswirkungen auf die Gesellschaft, insbesondere private und öffentliche Haushalte, zu prüfen. Seite 11 von 102

13 2 Die Wettbewerbssituation der stromintensiven Industrie dargestellt an den Branchen Elektrostahl-, Aluminium- und Papierproduktion Die Branchen Elektrostahl-, Aluminium- und Papierproduktion wurden in Abstimmung mit der Hans-Böckler-Stiftung ausgewählt, da sie zu den größten Stromverbrauchern in Deutschland gehören. Der mit Abstand größte Verbraucher, die chemische Industrie, wird hier aber außen vor gelassen. Gleiches gilt für die Zementindustrie, zu der erst kürzlich umfangreiche Veröffentlichungen erschienen sind, die sich diesem Thema annehmen. Für die drei genannten Branchen gilt es im Folgenden zunächst einen Überblick zur aktuellen Wettbewerbssituation zu skizzieren, wobei zuerst die Situation in Deutschland dargestellt und anschließend anhand verschiedener Kennzahlen die Konkurrenzsituation innerhalb der europäischen Union wie auch global eingeschätzt wird. 2.1 Elektrostahl-Industrie Entwicklung und Stand der Stahlproduktion Die deutsche Stahlindustrie gilt nach 16 Besondere Ausgleichsregelung des Erneuerbare Energien Gesetzes (EEG) als die drittgrößte stromintensive Branche. Dreißig Unternehmen haben daher für 2009 vom zuständigen Bundesamt für Wirtschaftund Ausfuhrkontrolle (BAFA) Bescheide für den privilegierten Bezug von Strom mit einer geringeren EEG-Umlage über insgesamt GWh erhalten. Elektrostahl bezeichnet die im Lichtbogen- oder Induktionsofen aus Elektroschrott erschmolzenen Stähle, die sich durch hohe Reinheit und Qualität auszeichnen. Mittels Lichtbogenofen werden hauptsächlich hochwertige Stähle, Stahllegierungen und Edelstähle erzeugt, aber zunehmend auch Massenstähle. Der hohe Strombedarf der Branche von rund 490 kwh je Tonne Elektrostahl rührt entsprechend aus der Herstellung und dem Recyceln von Stählen, Stahllegierungen und Edelstählen aus Stahlschrott mittels Lichtbogenofen her [EEFA 2005], weiterhin aus dem Reinigen der Stahlschmelze mittels Elektro-Schlacke-Umschmelzverfahren (ESU). Die nachfolgende Abbildung 2-1 gibt einen Überblick über den Anteil von Elektrostahl an der Rohstahlerzeugung seit den 1950er Jahren bis Es ist zu erkennen, dass das Recyceln von Stahlschrott seit Ende der 1980er Jahre kontinuierlich zugenommen hat. Von den in 2007 insgesamt erzeugten 48,6 Mio. t Rohstahl wurden rund ein Drittel als Elektrostahl erzeugt. Seite 12 von 102

14 Abbildung 2-1: Rohstahlerzeugung in Deutschland nach Verfahren [Stahlzentrum 2008] Um ihre Wettbewerbsfähigkeit weiter zu verbessern, hat die Stahlindustrie in den vergangenen 35 Jahren enorme Anstrengungen unternommen, um die Arbeitsproduktivität zu steigern. Nach Angaben des Stahl-Zentrums in Düsseldorf konnte die Produktivität in besagtem Zeitraum von 120 t Rohstahl pro Mitarbeiter auf über 526 t gesteigert werden, was ein internationaler Spitzenwert sei. Entsprechend hat sich die Anzahl der Beschäftigten von ehemals auf rund gesenkt. Deutschland gehört damit derzeit zu den zehn größten Erzeugerländern von Stahl [Stahlzentrum 2008; BMWI 2009]. Ende 2007 umfasste die deutsche Stahlindustrie gemäß dem Branchenreport des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie [BMWI 2009] rund 100 Unternehmen mit etwa Beschäftigten. Diese erbringen etwa ein Viertel der Rohstahlproduktion der erweiterten EU-27 und belegten damit den siebten Platz in der Welt (hinter China, Japan, den USA, Russland, Indien und Südkorea). Die durchschnittliche Anzahl der Beschäftigten in der Elektrostahlbranche einschließlich örtlich verbundener Betriebe liegt im Zeitraum von 1996 bis einschließlich 2007 bei rund Beschäftigten im Jahresmittel. Die Anzahl variiert in diesen 12 Jahren zwischen (1996) und (2004). Im Jahr 2007 sind nach Angaben des Statistischen Bundesamtes im Jahresdurchschnitt Personen in der Elektrostahlbranche beschäftigt gewesen. Dies sind rund 4,3% der rund Beschäftigten in der Eisenund Stahlindustrie in Deutschland. [DESTATIS 2009] Seite 13 von 102

15 Auf Grund der Marktentwicklungen musste die Branche in den vorangegangenen Jahren einen gewaltigen Strukturwandel vollziehen, was in der Konzentration der Stahlerzeugung auf insgesamt 20 Standorten mit 49 Öfen mündete [DESTATIS 2009]. Gleichzeitig hat sich das Produktspektrum auf qualitativ höherwertige Stähle ausgerichtet. Die Unternehmen vollzogen damit einen Wandel vom klassischen Werkstoff- zum Systemlieferanten und Dienstleister [BMWI 2009]. Abbildung 2-2: Stahlwerke in 2008 nach Bundesländern [Stahlzentrum 2008a] Seite 14 von 102

16 Im Zuge der konjunkturellen Abschwächung erzeugten die deutschen Stahlunternehmen nach einem bis Mitte 2008 anhaltenden Stahlboom ab der zweiten Jahreshälfte gegenüber den Vorjahresmonaten teils deutlich weniger Stahl. Im Betrachtungszeitraum bis November 2008 ging die Produktion gegenüber dem gleichen Zeitraum in 2007 um 3,1% auf 43,4 Mio. t Rohstahl zurück. Ein Vergleich der Entwicklung der Elektrostahlproduktion in Deutschland mit der Produktion in den EU-27 sowie mit der Weltproduktion macht deutlich, dass zwar die Stahlerzeugung und daran nochmals anteilig der Elektrostahlanteil in Deutschland selbst zugelegt haben, doch weltweit die Elektrostahlproduktion schneller angestiegen ist. Entsprechend musste Deutschland seinen bisher 6. Platz innerhalb der Stahl erzeugenden Länder durch die starke Entwicklung in Indien abgeben. Nach Angabe des BMWI lag Mitte 2008 die effektive Kapazitätsauslastung bei nahezu 100% [BMWI 2009]. Stahlerzeugung in Deutschla nd in Mio. Tonnen Rohstahlerzeugung 44,8 46,3 44,5 47,2 48,5 darunter Elektrostahl 13,4 14,2 13,6 14,6 15 in Pro zent bezog en auf BRD 29,9% 30,7% 30,6% 30,9% 30,9% Stahlerzeugung in den EU-27 in Mio. Tonnen Rohstahlerzeugung 192,5 20 2,3 19 5,5 20 6,9 20 9,5 darunter Elektrostahl 72,2 77,4 73, ,1 in Prozent bezo gen auf E U-27 37,5% 38,3% 37,6% 40,1% 40,1% Anteil E-Stahl BRD an E-Stahl EU-27 18,6% 18,3% 18,5% 17,6% 17,8% Stahlerzeugung weltweit in Mio. Tonnen Rohstahlerzeugung darunter Elektrostahl Anteil E-Stahl BRD an E-Stahl EU-27 22,3% 21,9% 20,1% 21,1% 20,0% Anteil E-Stahl BRD an E-Stahl Welt 4,1% 4,0% 3,7% 3,7% 3,6% Tabelle 2-1: Entwicklung der Stahlerzeugung in Deutschland, EU-27 und der Welt von 2003 bis 2007 [in Anlehnung an Stahlzentrum 2008] Entwicklung des Im-/Exports von Stahl Sowohl Im- wie auch Export von Stahlhalbzeugen konzentrieren sich quantitativ auf Europa (EU-27), wie Tabelle 2-2 sowie Abbildung 2-4 und Abbildung 2-3 zeigen. Dennoch ist erkennbar, dass der Anteil aus Drittländern beim Import anteilig an der gesamten bezogenen Stahlmenge zulegen konnte. Deutsche Stahleinkäufer in der Industrie wie auch Stahlhändler bezogen 2007 gegenüber 2003 anteilig am Gesamtbezug von Walzstahlerzeugnissen mehr als doppelt soviel aus Drittländern. Seite 15 von 102

17 Tabelle 2-2: Deutscher Außenhandel mit Stahlerzeugnissen [Stahlzentrum 2008] Bezogen wird der Stahl jeweils zu knapp einem Viertel aus den übrigen Staaten Europas, der Gemeinschaft unabhängiger Staaten und Asien. Das übrige Viertel wird zu Zweidrittel von den USA, Kanada und Mexiko sowie zu fast einem Drittel von Lateinamerika geliefert. Anteilig konnte insbesondere Asien an Boden gewinnen, während die übrigen europäischen und die NAFTA-Staaten gegenüber 2005 jeweils fünf Prozentpunkte verloren [Stahlzentrum 2009]. Dabei war es insbesondere China, welches den Markt mit günstigem Stahl beliefern konnte. Hierbei kamen mehrere Faktoren zusammen, wobei insbesondere die Steuernachlässe der chinesischen Regierung auf Ausfuhren von Stahl zur Förderung der heimischen Stahlbranche von Branchenanalysten genannt werden. So konnten chinesische Erzeuger zu Preisen unterhalb der Marktpreise ihrer Heimat China am Weltmarkt anbieten. Der Interessensverband der europäischen Eisen- und Stahlindustrie EUROFER reichte daher am 29. Oktober 2007 eine Klage bei der Europäischen Kommission ein. Die Klage richtete sich gegen die Einfuhren von nichtrostenden kaltgewalzten Blechen aus China, Taiwan und Südkorea sowie gegen feuerveredelte Bleche aus China, die jeweils die EU- Inlandspreise um bis zu 25 Prozent unterschritten [Ameling 2007, ARD 2007, WIWO 2007]. Die Kommission lehnte jedoch Strafzölle gegen die beiden Produkte aus China auch wegen den steigenden Anspannungen in den Handelsbeziehungen vorläufig ab. Vielmehr soll zunächst ein Monitoring-Prozess aufgebaut werden, welcher die Importströme zeitnah analysiert und im Falle von Dumpingpreisen Gegenmaßnahmen Seite 16 von 102

18 einleitet. Auch zog EUROFER seine Klage angesichts der Wirtschaftskrise wieder zurück [Reuters 2009]. China kündigte im März 2009 an, aufgrund der globalen Krise nochmals die Stahlbranche mit Steuervergünstigungen unterstützen zu wollen, die Mitte 2008 einen Tiefpunkt erreicht hatte und sich nur leicht erholt [FTD 2009; China-Observer 2009]. Abbildung 2-3: Marktentwicklung Walzstahl nach Inlandslieferung, EU- und Drittlandslieferländer [Stahlzentrum 2008] Bei Profilerzeugnissen ist eine verstärkte Eindeckung aus Drittländern erst in 2007, bei Flacherzeugnissen bereits ab 2005 zu erkennen. Bezogen auf die Gesamteinfuhren werden jedoch noch immer mehr als 85% aus den EU-Ländern bezogen. Betrachtet man den gesamten deutschen Einkaufsmarkt, so stagniert die Menge an Inlandslieferungen in den letzten, in Abbildung 2-3 dargestellten, Jahren bei rund 25 bis 27 Mio. t (hier bezogen auf Walzstahl). Wie Tabelle 2-2 verdeutlicht, hat entsprechend mit der über die letzten 5 Jahre angestiegenen Produktionsmenge der Exportanteil an der Produktion zugenommen. Der Großteil des Absatzmarktes liegt innerhalb Europas. Der Verkauf in Drittländer hat im Gegensatz dazu leicht nachgelassen. Seite 17 von 102

19 Abbildung 2-4: Marktentwicklung Export von Walzstahl nach EU- und Drittländer [Stahlzentrum 2008] Anteilsmäßig haben sich hier die Zielmärkte insbesondere von den NAFTA-Ländern weg hin zu Afrika und den übrigen europäischen Staaten verlagert. Im Jahr 2005 betrug der Exportanteil an die USA, Kanada und Mexiko noch rund 30% und ist innerhalb von drei Jahren um ein Drittel abgesunken. Produkte aus der gestiegenen Produktion der vergangenen Jahre wurden durchgehend innerhalb Europas verkauft Entwicklung von Wirtschaftlichkeitskennzahlen Um darzustellen, wie sich die wirtschaftliche Situation der Branche in den letzten Jahren entwickelt hat, werden die drei Kennzahlen Brutto- und Nettoproduktionswert sowie Bruttowertschöpfung der Entwicklung dieser Kennzahlen für das gesamte produzierende Gewerbe gegenübergestellt. Der Bruttoproduktionswert (BPW) gibt den Umsatz aus eigenen Erzeugnissen, Handelswaren und nicht-industriellen Tätigkeiten zu Marktpreisen wieder, plus Provisionen aus Handelsvermittlungen, den Wert selbsterstellter Anlagen sowie der Wert fertiger und unfertiger Erzeugnisse. Nach Abzug der Vorleistungen, d. h. des Wertes der von anderen Wirtschaftseinheiten zu Produktions- bzw. Leistungszwecken erworbenen Güter und Dienste, erhält man den Nettoproduktionswert (NPW). Die Bruttowertschöpfung (BWS) stellt den Gesamtwert der im Produktionsprozess erzeugten Waren und Dienstleistungen dar, abzüglich der Vorleistungen, also der während des Produktionsprozesses verbrauchten und verarbeiteten Waren und Dienstleistungen. Seite 18 von 102

20 Die Entwicklung der Kennzahlen ist in nachfolgender Abbildung 2-5 dargestellt. Da aufgrund der vorliegenden kumulierten statistischen Daten nicht möglich war, lediglich die Elektrostahlbranche zu betrachten, beinhaltet der Trend auch die Ergebnisse aus den Eisen- und Stahlhütten. Somit kann hier lediglich die Aussage getroffen werden, dass im vorliegenden Zeitraum 2000 bis 2006 sich die Kennzahlen für diese Branche ab 2003 überdurchschnittlich positiv entwickelt haben. 190% 170% 150% 130% 110% 90% 70% 50% BPW BWS NPW PG NPW BPW PG BWS PG Abbildung 2-5: Entwicklung Brutto- und Netto-Produktionswert sowie Bruttowertschöpfung der Branche Erzeugung und erste Bearbeitung von Eisen, Stahl und Ferrolegierungen gegenüber der gesamten Entwicklung des produzierenden Gewerbes (PG) Entwicklung relevanter Produktionskosten-Komponenten In Abbildung 2-6 ist der Anteil der unterschiedlichen Produktionskosten bezogen auf 1 Tonne Endprodukt dargestellt. Für die Elektrostahlroute ist zu erkennen, dass - unter Berücksichtigung der steigenden Strompreise - es insbesondere die gestiegenen Schrottund Legierungspreise sind, die bisher in diesem Jahrzehnt die Produktionskosten maßgeblich mit beeinflusst haben. Seite 19 von 102

21 Abbildung 2-6: Kostenentwicklung von Walzstahl [Stahlzentrum 2008] Angesichts der aktuellen Entwicklungen sinken die Rohstoffpreise zusehends, auch die Strompreise haben sich seit Mitte 2008 nahezu halbiert. Tendenziell jedoch gehen die Handelsmärkte an der Strombörse von weiter steigenden Strompreisen aus. Abbildung 2-7 zeigt die Abschätzung der einzelnen Kostenkomponenten für die Herstellung von 1 Tonne unlegierten Stahls. Hierbei wurde ausgehend vom ungewichteten Durchschnittspreis für Stahlschrott in 2008 von rund 314 Euro/t (siehe Abbildung 2-8), der Kostenverteilung für die Elektrostahlroute 2008p aus Abbildung 2-6, einem Stromlieferpreis von 7,6 Cent/kWh sowie dem spezifischen Stromverbrauch von 493 kwh/t Stahl die Kosten bestimmt. Seite 20 von 102

22 Euro/t Personal + sonst. Betriebskosten Strom Reduktionsmittel Stahlschrott und Legierungen Abbildung 2-7: geschätzte durchschnittliche Produktionskosten in Deutschland für unlegierten Stahl als ungewichtete Durchschnittskosten für 2008 Stahlschrott ist der Primärrohstoff für Elektroschmelzöfen. Je Tonne neuem Stahl werden etwa 1,025 Tonnen Stahlschrott benötigt [EEFA 2005]. Die von EUROFER auf deren Homepage dargestellten Durchschnittspreise für drei verschiedene Schrottqualitäten auf Basis der Preise in Deutschland, Frankreich, Spanien, Großbritannien und Italien zeigen gegen Ende 2003 eine zunehmend dynamische Entwicklung. Erst Ende 2006 beruhigt sich der Markt wieder, um dann Mitte 2008 in sehr kurzer Zeit sein Maximum von rund 440 Index-Punkten zu erreichen, was zu einem bis dato nicht gekannten Preisniveau bei Stahlschrott führte, um dann wieder bis Anfang 2009 auf das Niveau von 2007 abzufallen. Seite 21 von 102

23 Demolition Scrap (Index) NEW Arisings (Index) Shredded (Index) Wirtschaftsvereinigung Stahl ( ) Index (2001 = 100) Euro Abbildung 2-8: durchschnittliche Preisentwicklung für drei verschiedene Schrottqualitäten bei EUROFER [EUROFER 2009, WVS 2009] Aufgrund dieser starken Preisschwankungen in kurzen Zeitabständen sehen sich die auf Schrottbasis arbeitenden Erzeuger zunehmend vor dem Problem, diese Beschaffungskosten bei der Bildung ihrer Verkaufspreise angemessen zu berücksichtigen. Als erstes Unternehmen reagierte die Arcelor Sections Commercial 2003 mit einem Schrottpreiszuschlag für den Trägerbereich. Hierbei wird in einem transparenten Verfahren ein Durchschnittswert aus Preisen für drei Schrottsorten in fünf europäischen Teilmärkten ermittelt. Dieser von EUROFER veröffentlichte Wert kann um 10 Euro, ausgehend vom Basiswert 95 Euro nach oben oder unten abweichen, ohne dass es zu einem Zu- oder Abschlag kommt. Der Zu- bzw. Abschlag wird jeweils für den Folgemonat etwa ein bis zwei Werktage vor Ende des Vormonats bekannt gegeben. Ähnlich agiert auch die Peiner Träger GmbH, die jedoch als Datenbasis die Schrottpreisermittlungen der Wirtschaftsvereinigung Stahl zugrunde legt. [Stahlhandel 2008] Insbesondere vom Schrottpreis betroffen sind alle auf Elektrostahlbasis fertigenden Unternehmen, so dass auch hier Schrottpreiszuschläge bzw. Schrottpreiskorrekturbeträge in Abhängigkeit von den Schrottpreisen eingeführt wurden. Die Veröffentlichung der Preise erfolgt ebenfalls monatlich und wird über die Homepage des Produzenten bekannt gegeben. [Stahlhandel 2008] Preisentwicklung wichtiger Stahlhandelsprodukte Die nachfolgenden drei Abbildungen zeigen die Preisentwicklung für Stahlhalbzeuge in jeweils sechs europäischen Ländern. Es wird deutlich, dass es sich hierbei um Märkte Seite 22 von 102

24 handelt, die weit über die einzelnen Ländergrenzen hinaus reichen, da sich die Preise in den einzelnen Ländern durchweg auf gleichem Niveau bewegen. Da die Preise für Stahl mit den Schrottpreisen korrespondieren, steigen die Preise entsprechend den Preisentwicklungen im Schrottmarkt in 2008 drastisch an. Der Schrottpreis hat damit einen wesentlichen Einfluss auf den Preis von Stahlprodukten, liegt jedoch durch den internationalen Handel in den jeweiligen Ländern auf ähnlichem Niveau. Auch der Strompreis hat seinen Einfluss. Wie aus Abbildung 3-2 hervorgeht, hat das Future-Geschäft in 2007 für 2008 auch einige Schwankungen zu verzeichnen, deren Auswirkungen sind jedoch auf Grund des Einkaufs größerer Mengen an einem oder wenigen Stichtagen nicht sachlich auf die Preisentwicklung von Stahl übertragbar, zumal neben Elektrostahl auch Oxidstahl noch eine erhebliche Rolle innerhalb der Stahlproduktion spielt. Abbildung 2-9: Preisentwicklung des Produkts Warmbreitband in ausgewählten europäischen Ländern in den Jahren 2007 bis 1. Quartal 2009 [FDBR 2009] Seite 23 von 102

25 Abbildung 2-10: Preisentwicklung des Produkts Feinblech feuerverzinkt in ausgewählten europäischen Ländern in den Jahren 2007 bis 1. Quartal 2009 [FDBR 2009] Im Bereich der Edelstähle kam es in 2007 zunächst zu einem starken Preiseinbruch aufgrund gefallener Preise für Legierungsmetalle, insbesondere Nickel. Der Preisverfall für Nickel hält auch in den darauffolgenden Monaten weiter an, so dass der in 2008 verzeichnete Preisanstieg bei kaltgewalztem Edelstahlblech sich ebenfalls auf die Schrottpreisentwicklung zurückführen lässt. Seite 24 von 102

26 Abbildung 2-11: Preisentwicklung des Produkts Edelstahlbleche kaltgewalzt in ausgewählten europäischen Ländern in den Jahren 2007 bis 1. Quartal 2009 [FDBR 2009] Zusammenfassung zur Elektrostahlbranche in Deutschland Die Elektrostahlindustrie baut ihren Anteil an der Stahlproduktion in Deutschland kontinuierlich aus, was eine zunehmende Verlagerung der Stahlerzeugung in den stromintensiven Bereich mit sich bringt. Dabei hält sie in etwa ihren Anteil an dem innerhalb der EU-27 sowie weltweit gesamten produzierten Elektrostahlmenge. Dies bedeutet, dass auch Mitbewerber im Ausland tendenziell auf das Recyceln von Elektroschrott setzen. Diese Nachfrage wirkt sich entsprechend auf die Schrottpreise aus, die somit einen doch erheblichen Einfluss auf die Erzeugungskosten haben. Nichts desto trotz ist der Schrottmarkt zu einem Weltmarkt herangewachsen, so dass für alle Schrotteinkäufer nahezu ähnliche Preise gelten. Neben Legierungen, die ebenfalls am Weltmarkt gehandelt werden, ist nur noch die elektrische Energie als wesentlicher Kostentreiber bei der Produktion vorhanden. Ein Vergleich der Strompreise in Kapitel 3.2 macht deutlich, dass Deutschland zu den Ländern mit den höchsten Strompreisen gehört. Dennoch konnte die Elektrostahlindustrie in Folge des Stahlbooms hohe Auslastungszahlen erreichen, da die Stahlpreise entsprechend der Nachfrage und der Auslastung der Hütten anstiegen. Aber es ist insbesondere die Ausrichtung auf Spezialstähle, welche der deutschen Stahlbranche ihren Absatz sichert. Dies ist insofern Seite 25 von 102

27 erkenntlich, als dass die Stahlbranche zwar leicht den Absatz im In- und Ausland anheben konnte, doch noch lange nicht in dem Umfang, wie die Nachfrage gewachsen ist. Tendenziell nimmt der Import von Stahl zu, wobei es anteilig eher Länder außerhalb der EU-27 sind, die ihren Stahl in Deutschland absetzen können. Weitere Erkenntnisse zu Standortqualitäten, die sich aus der Umfrage ergeben haben, sind in Kapitel 2.4 zusammengefasst. 2.2 Aluminium Aluminium kommt in der Natur nicht in reiner Form, sondern nur in Aluminiumverbindungen (z.b. Tonerde und Bauxit) vor und ist mit einem Gewichtsanteil von 8,1% das dritthäufigste Element und zugleich das häufigste Metall in der Erdkruste. Die reichhaltigsten Bauxitvorkommen befinden sich hauptsächlich entlang des Tropengürtels. Als Hauptfördergebiete sind Australien, Westafrika, Brasilien und Jamaika zu nennen. Die Gewinnung von Aluminium aus Bauxit erfolgt in zwei Produktionsstufen. Zunächst wird im Bayer-Verfahren Aluminiumoxid mittels Natronlauge abgetrennt und anschließend durch Schmelzflusselektrolyse zu reinem Rohaluminium aufbereitet. Eine Hütte von Tonnen Aluminium Jahreskapazität benötigt rund 200 Megawatt elektrische Anschlussleistung und etwa 13 bis 15 MWh Strom pro Tonne Aluminium, weshalb die Primäraluminiumgewinnung zur stromintensiven Industrie zählt. Der Energiebedarf für Sekundäraluminium bzw. Recycling-Aluminium ist vergleichsweise gering. Diese Branchen werden daher nachfolgend, sofern aus den vorliegenden Daten möglich, nicht betrachtet Entwicklung und Stand der Aluminiumproduktion Die deutschen Primäraluminiumhütten produzierten im Jahr 2007 insgesamt Tonnen Primäraluminium. Im Jahr 2006 war die Produktion aufgrund der vorübergehenden Schließung der Hütte in Hamburg um rund Tonnen zurückgegangen. Auch wurde das Werk in Stade mit einer Kapazität von rund t Ende 2006 geschlossen. Seite 26 von 102

28 Tonnen Abbildung 2-12: Produktion von Primäraluminium in Deutschland von 2000 bis 2007 Der Sektor Erzeugung von Primäraluminium beschäftigt in den vier großen Hütten derzeit direkt rund Mitarbeiter. Davon sind 910 Mitarbeiter bei Trimet in Hamburg und Essen (inkl. Gießerei und Sekundäraluminium), 500 Mitarbeiter bei Corus in Voerde und 650 Mitarbeiter bei Hydro in Neuss angestellt. Unternehmen Standort Mitarbeiter Trimet durchschnittl. Jahresproduktion in t Hamburg Essen Corus Voerde Hydro Neuss Tabelle 2-3: Mitarbeiter- und Jahresproduktionszahlen der vier großen Aluminiumhütten in Deutschland [Trimet 2009, Corus 2003, Hydro 2008] Entwicklung des Im-/Exports von Aluminium Die weltweite Produktion von Aluminium belief sich 2006 auf 34 Mio. Tonnen Primäraluminium, wovon etwa 26% in Europa erzeugt wurden. Europa ist damit auf dem 2. Platz, dicht gefolgt von Afrika mit 23%. Marktführer der Kontinente ist Asien mit 38,5% [GDA 2009]. In 2008 stieg die Produktion auf rund 39,7 Mio. Tonnen, woran China etwa Seite 27 von 102

29 einen Anteil von 34% hatte und damit größter Primäraluminiumproduzent der Welt ist. Deutschland liegt mit für 2008 geschätzten rund t auf Rang 13 [usgs 2009]. Die wichtigsten Erzvorkommen befinden sich in Australien, Guinea, Brasilien, Jamaika, Indien, Guyana und Indonesien. [GDA 2009] in Tonnen Ozeanien Amerika Afrika Asien Europa Abbildung 2-13: Entwicklung der Aluminiumproduktion weltweit von 2002 bis 2006 [GDA 2009] Die Aluminiumindustrie ist eine global ausgerichtete Branche mit einem hohen Exportanteil. Im Jahr 2007 waren rund 40% der gesamten deutschen Primäraluminium- Produktion für den Export bestimmt. Mitunter wegen des Produktionseinbruchs und je nach Handelsbeziehungen der übrigen Erzeuger, war der Exportanteil in 2006 knapp über 50%. Im Jahr 2005 bewegte sich der Wert noch um 42%. Import Export Saldo in Tonnen EU EFTA O ste uropa Übriges Europa Europa insgesamt Nordamerika Mittel & Südame rika Afrika Asien Insgesa mt Abbildung 2-14: Import und Export Deutschlands von Primäraluminium unter Angabe der Handelsregionen [GDA 2009] Seite 28 von 102

30 Nahezu 99% der exportierten Waren wurden in den Jahren 2005 bis 2007 innerhalb Europas ausgeliefert (ohne Unterteilungsmöglichkeit nach durchgeleitenden Handelswaren oder Produktionswaren aus Deutschland). Der Importanteil am deutschen Inlandsmarkt liegt bei Primäraluminium bezogen auf die Produktion bei 200 bis 300%. Der Bedarf wuchs in den letzten vier Jahren gegenüber der Produktion noch weiter an, wie Abbildung 2-15 darlegt t Produktion Bedarf Abbildung 2-15: Produktion und Bedarf von Primäraluminium in Deutschland (in Anlehnung an [GDA 2009]) Entwicklung von Wirtschaftlichkeitskennzahlen Da Zahlen zum Umsatz der Primäraluminium-Industrie bei Verbänden und in öffentlichen Statistiken nicht oder nur in hochaggregierter Form mit Weiterverarbeitung von Aluminium zusammengefasst geführt werden, soll nachfolgend eine grobe Einschätzung des Umsatzes anhand der durchschnittlichen Jahres-Aluminiumpreise an der London Metal Exchange (LME) und den jährlichen Produktionsmengen durchgeführt werden. Seite 29 von 102

31 Durchschnittspreis (LME) Umsatz in Mio. Euro 2.500, , Euro/Tonne 1.500, ,00 500, Umsatz in Mio. Euro Abbildung 2-16: Abschätzung des Umsatzes auf Basis des durchschnittlichen Preises für Aluminium an der LME im jeweiligen Jahr und den jährlichen Produktionszahlen von Primäraluminium in Deutschland Unter Berücksichtigung der seit 2004 sinkenden Produktionsmenge von Primäraluminium in Deutschland, ist das nur leichte Anwachsen der Umsatzzahlen allein durch den starken Anstieg des Aluminiumpreises gegeben. Die nachfolgende Abbildung 2-17 verdeutlicht zudem, dass der Kostenanteil der Vorleistungen (Energie und Oxid) seit 2004 erheblich zugenommen hat, indem der NPW gegenüber dem BPW erheblich absinkt. Zudem verlaufen Brutto- und Netto- Produktionswert sowie die Bruttowertschöpfung der Branche Erzeugung von Primäraluminium seit etwa 2002 unterhalb der entsprechenden Entwicklung dieser Kennzahlen des gesamten produzierenden Gewerbes. Seite 30 von 102

32 130% 110% 90% 70% 50% BPW BWS NPW PG NPW BPW PG BWS PG Abbildung 2-17: Entwicklung Brutto- und Netto-Produktionswert sowie Bruttowertschöpfung der Branche Erzeugung und erste Bearbeitung von Aluminium gegenüber der gesamten Entwicklung des produzierenden Gewerbes (PG) Entwicklung relevanter Produktionskosten-Komponenten Die Produktionskosten wurden in Abbildung 2-18 auf Basis mehrerer Quellen der Branche zu Kostenanteilen an der Produktion unter Berücksichtigung eines mittleren Baseloadpreises für 2008 an der EEX unter der Maßgabe einer frühzeitigen Strombeschaffung 1 in 2005 und 2006, zuzüglich Netzkosten, Steuern (ohne USt.) und Umlagen (siehe Abbildung 3-1) abgeschätzt. Die Angaben zu den Durchschnittspreisen beziehen sich auf das Frühjahr Im Jahresbericht 2006 von Trimet Aluminium AG heißt es z.b.: Der jüngst abgeschlossene Stromliefervertrag läuft bis 2010, weshalb von längerfristigen Verträgen in der Branche ausgegangen werden kann. Demgegenüber gibt Hydro Aluminium, die über ein eigenes Stromportfoliomanagement verfügen, an, dass Elektrizität etwa 2 Jahre im Voraus beschafft wird. Seite 31 von 102

33 Euro/t sonstige Hilfsstoffe Koks + Pech Personal Aluminiumoxid Strom Abbildung 2-18: geschätzte durchschnittliche Produktionskosten für Primäraluminium in Deutschland (Stand Frühjahr 2008) Nach aktuellen Aussagen beträgt der Stromkostenanteil an den Produktionskosten im Frühjahr 2009 bereits über 50%, woran aber auch sinkende Oxidpreise mitverantwortlich sind. Eine Angabe zu den Stromkosten für die Erzeugung von einer Tonne Primäraluminium wäre daher aussagekräftiger für den internationalen Vergleich, kann hier aber nur geschätzt werden. Entsprechend der oben genannten Herangehensweise würde der Strompreis für 2009 auf Basis von Einkäufen in 2006 und 2007 bei etwa 5,9 EuroCent/kWh liegen. Bei einem Einkauf von Strom über den Zeitraum 2007/08 läge der Durchschnittspreis bereits bei 6,2 EuroCent/kWh für Somit wäre ein frühzeitiger Einkauf zu bevorzugen, was jedoch aus kaufmännischer Vorsicht und Ungewissheit über die weitere Strompreisbildung ein Strompreisverfall bei bereits eingekauften Strommengen kann sich fatal auf die Wirtschaftlichkeit auswirken scheinbar noch selten in dieser Branche durchgeführt wird. Ein Vergleich der Strompreise mit internationalen Herstellern erfolgt in Kapitel 3.2. Neben elektrischer Energie gehört Aluminiumoxid zu den kostenseitig bedeutenden Eingangsstoffen. Die Preisentwicklung auf der Rohstoffseite, also für Aluminiumoxid, folgt mit einer Zeitverzögerung von etwa sechs Monaten der Preisentwicklung an der London Metal Exchange [Müller und Sohn 2006]. Seite 32 von 102

34 Abbildung 2-19: Preisentwicklung von Aluminiumoxid (Alumina) im Vergleich zum Aluminiumpreis [Mock 2009] Dies hat bei stark und längerfristig sinkenden Aluminiumpreisen entsprechend negative Auswirkungen auf den Deckungsbeitrag, wie die nachfolgende Tabelle am Beispiel chinesischer Aluminiumhütten aufzeigt. Tabelle 2-4: Kosten und Gewinne chinesischer Aluminiumhütten 2 pro Tonne Primäraluminium [Macquarie 2008] 2 RMB = Renminbi, Währung der Volksrepublik China; Umrechnungskurs Dez 07: 1 RMB = 0,093, Sept. 08: 1 RMB = 0,102, Nov. 08: 1 RMB = 0,115 ; Quelle: Seite 33 von 102

35 2.2.5 Preisentwicklung für Aluminium Nachdem der Aluminiumpreis an der London Metal Exchange etwa Mitte 2006 sein Rekordhoch erreichte, fiel der Preis kurz darauf wieder rasant ab, um sich zwischen und Euro pro Tonne einzupendeln. Mitte 2007 erfolgte ein weiterer Preisverfall, der für fast 6 Monate anhielt. Zu Beginn 2008 konnte sich der Preis nochmals auf rund Euro stabilisieren, aber auch hier war nach 6 Monaten Schluss. Seitdem fällt der Preis an der LME und liegt derzeit bei rund Euro (Stand Mai 2009). Ausschlaggebend für den Preisrückgang Mitte 2007 waren nach Aussage der Analysten fallende Preise für Aluminiumerze und stark steigende Lagerbestände an der LME. Insbesondere der asiatische Markt (vorneweg China) hat große Auswirkungen auf die Entwicklung. Dies erfolgt zum einen durch den dortigen Boom in der Bau- und Automobilindustrie, welcher die Nachfrage entsprechend erhöht. Allein durch China stieg der weltweite Aluminiumverbrauch in den ersten 8 Monaten 2007 um 9%. Ohne China, so das World Bureau of Metal Statistics, wäre die Nachfrage gesunken [WBMS 2008]. Zum anderen wirkt die Aluminiumproduktion in China selbst. China hat in 2007 gut zu 80% des weltweiten Produktionswachstums beigetragen. Aufgrund der hohen Energieintensität erließ die Regierung damals Richtlinien zur Erhöhung von Export- und Absenkung von Importsteuern, wodurch China kurzfristig zum Nettoimporteur wurde. Dies sei mit ein Grund für den Preisanstieg in der ersten Jahreshälfte 2007 gewesen, so die Analysten. [Müller&Sohn 2007, FEX , Devenport 2008] In 2008 stehen hohe Kapazitäten und Lagerbestände einer immer weiter sinkenden Nachfrage gegenüber. Insbesondere die Nachfrage der Aluminiumhauptabnehmer Automobilindustrie und Bau sinkt schneller, als die Produktion zurückgefahren wurde. Allein in den USA ging gegen Ende 2008 die Nachfrage nach Aluminium im Automobilsektor um 13% zurück. Entsprechend mussten auch die Lagerhauskapazitäten der Londoner Metallbörse ausgeweitet werden. Die Bestände befinden sich derzeit auf ihrem höchsten Stand seit Doch nach Aussage der Analysten liegt der Grund weniger in einen enormen Überschuss, als in der Rückführung von Lagerbeständen, die außerhalb des LME-Systems gehalten worden seien. In Zahlen ausgedrückt bedeutet dies im Dezember 2008 einen Bestandszuwachs von t auf t. [Müller&Sohn 2008] Aufgrund bestehender Rahmenbedingungen wird jedoch wieder von einem Anzug der Nachfrage ausgegangen. Einerseits durch die Entwicklungen in China, andererseits durch die Forderungen an die Automobilbranche, leichtere Kraftfahrzeuge zu bauen und damit die CO 2 -Emissionen zu reduzieren. [Müller&Sohn 2008] Seite 34 von 102

36 3.000, , ,00 Euro/t 1.500, ,00 500,00 - Jan. 02 Jul. 02 Jan. 03 Jul. 03 Jan. 04 Jul. 04 Jan. 05 Jul. 05 Jan. 06 Jul. 06 Jan. 07 Jul. 07 Jan. 08 Jul. 08 Jan. 09 Abbildung 2-20: Cash-Settlement Price für Aluminium an der London Metal Exchange [Westmetall 2009] Zusammenfassung zur Aluminiumbranche in Deutschland Innerhalb der Branche kam es in den letzten Jahren zu einer erheblichen Konzentration an Unternehmen. Einige der Hütten wurden nach Aussage der Branche aus wirtschaftlichen Gründen geschlossen. Die Aluminiumindustrie ist stark exportorientiert, wobei die EU-25 als Hauptabnehmer, jedoch mit sinkender Nachfrage, zu sehen sind. Lediglich die Nachfrage aus den EFTA-Staaten (Island, Lichtenstein, Schweiz und Norwegen) hat sich von 2005 bis 2007 von 3.500t/a auf 8.300t/a mehr als verdoppelt. Gegenüber den sinkenden Exportzahlen nimmt der Import bei weiterhin bestehendem hohem Bedarf zu. Auch bei der Primäraluminiumindustrie hat Aluminiumoxid einen erheblichen Anteil an den Produktionskosten. Das Erz wird insbesondere im Tropengürtel der Welt abgebaut, dort zu sehr reinem Oxid aufbereitet und dann verschifft. Da es sich hier ebenfalls um einen Weltmarkt handelt, kann im Vergleich zu anderen Produktionstandorten in der Welt neben den Transportkosten nur wieder der Strom als wesentlicher Kostenfaktor angeführt werden. Auch die Personalkosten sind nahezu vernachlässigbar, da der Großteil der Importe auch weiterhin aus Europa stammt, was mitunter in den spezifisch hohen Transportkosten für ein Metall mit geringer Dichte liegen mag. Bei geschätzten Produktionskosten von Euro/t Primäraluminium in Deutschland für 2008 und unter Berücksichtigung der für 2009 weiter gestiegenen Handelspreise für das Stromprodukt Phelix-Base-Year-Future, kann sich die Primäraluminiumindustrie bei Preisen von derzeit um die Euro/t Aluminium nicht lange halten. Seite 35 von 102

37 2.3 Papier Auch die Papierindustrie gehört aufgrund energieintensiver Anlagenparks zur stromintensiven Industrie. Es sind hier insbesondere die Anlagen zur Holz- und Zellstoffherstellung, welche das Holz zerkleinern und zerfasern, die Antriebe der Papiermaschinen sowie die Pumpen für das Prozesswasser, die den Großteil des Stroms verbrauchen. Pro Tonne Papier kann ein spezifischer Stromverbrauch von 700 kwh verzeichnet werden. [Götz 2007] Holz- und Zellstoff bilden die Grundlage für die Papierherstellung. Zellstoff wird dabei entweder aus Holz oder (je nach Qualität) aus von Druckfarbe befreitem Altpapier gewonnen. Der Anteil von Altpapier an der Papiererzeugung beträgt seit 2003 rund 65% mit leicht steigender Tendenz. [VDP 2008] Im Bescheidverfahren nach 16 EEG für das Jahr 2009 wurden 76 Unternehmen der Papierbranche rund GWh privilegierter, also um EEG-Umlage geminderter Strom zugesprochen. Die Papierbranche gehört damit zu der viertgrößten stromintensiven Branche in Deutschland gemäß der Definition nach 16 EEG. [BMU 2008] Entwicklung und Stand der Papierproduktion in Deutschland Die Anzahl der Betriebe im Papiergewerbe belief sich 2007 auf 649 Unternehmen mit Beschäftigten. Davon gehörten 5 Unternehmen mit Beschäftigten dem Bereich der Herstellung von Holz- und Zellstoff sowie 149 Unternehmen mit Beschäftigten dem Bereich Erzeugung von Papier, Karton und Pappe an. [StaBu 2008] Dabei wird der Wirtschaftszweig Herstellung von Papier, Karton und Pappe in Deutschland zu mehr als 46% vom Bereich grafische Papiere dominiert. Weitere rund 41,5% der Papiergesamtproduktion von Mt (2007) vereint der Bereich Verpackungsmaterialien auf sich. Hygienepapiere haben einen Anteil von etwa 6%, technische und Spezialpapiere etwa 6,5%. [VDP 2008] Im Zeitraum 2004 bis 2007 hat die Gesamtproduktion um knapp 3 Mio. t zugenommen, wie Abbildung 2-21 zeigt: Seite 36 von 102

38 t Papier, Karton und Pappe für technische oder spezielle Verw endungszw ecke Hygiene-Papier Papier, Karton und Pappe für Verpackungszw ecke grafische Papiere Abbildung 2-21: Entwicklung der Zellstoff- und Papierindustrie von 2004 bis 2007 in Deutschland [VDP 2008, VDP 2007] Die Anzahl der Papier- und Zellstoffmühlen in Europa hier lediglich bezogen auf die Mitglieder der Confederation of European Paper Industries (CEPI), die nach eigenen Angaben 95% der europäischen Papier- und Zellstofferzeuger repräsentieren - ist seit Jahren rückläufig. Von 1991 bis 2007 um insgesamt 26% bei den Papier- und um rund 27% bei den Zellstoffmühlen. Gleichzeitig hat sich aber die Produktionsmenge von Papier um rund 57% und von Zellstoff um 29% gesteigert, was auf einen Konzentrationsprozess der Fabriken schließen lässt. Dies verdeutlichen auch die Rückgänge von Papier- und Zellstofffabriken mit weniger als t/a Produktionskapazität. Gleichzeitig ist der Stromverbrauch um rund 35% von 1990 bis 2006 angestiegen. [CEPI 2008] Entwicklung des Im-/Exports von Papier In 2006 wurden weltweit rund 382 Mio. t Papier, Karton und Pappe erzeugt. Dabei erreichte Deutschland einen Marktanteil von 5,9% in der Welt und bezogen auf die EU 27 einen Anteil an der Erzeugung von 22,5% und ist damit größter Produzent in Europa. Seite 37 von 102

39 Basierend auf der Jahresproduktionsmenge von 2006 hatte Deutschland den 4. Platz mit Mt nach den USA ( Mt), China ( Mt) und Japan ( Mt) inne. Beim Produkt Holzstoff rangieren die deutschen Unternehmen auf Platz 3 in den EU- Ländern, dagegen im Zellstoffbereich nur auf Platz 7. [VDP 2008] In den Jahren 2005 bis einschließlich 2007 ist eine Zunahme der Erzeugungsmengen bei Papier, Karton und Pappe zu verzeichnen. Auch die Exportmenge hat dabei jährlich zugelegt Erzeugung Import Export t Abbildung 2-22 Erzeugungs-, Import- und Exportmengen von Papier, Karton und Pappe von in Deutschland ansässigen Unternehmen von 2005 bis 2007 [VDP 2008] Die Tabelle 2-5 gibt die Außenhandelszahlen wichtiger Papier produzierender Länder wieder. Im Vergleich zu den anderen EU-Ländern ist Deutschland nach Finnland der größte Exporteur im Bereich Papier, Karton und Pappe, zugleich aber auch der größte Importeur innerhalb Europas. Seite 38 von 102

40 Außenhandel im Jahr 2006 [1.000t] L and/region Einfuhr Ausfuhr Import-Exp ort- Saldo Deutschland Finnland Frankreich Großbritannien I talien Niederlande Österreich Schweden Spanien übrige EU-Länder China Japan Kanada USA übrige Länder Welt Tabelle 2-5: Außenhandelsmengen von Papier, Karton und Pappe ausgewählter Länder in Entwicklung von Umsatz und Bruttowertschöpfung Die Branche Herstellung von Holz- und Zellstoff hat sich seit 2004 besser entwickelt als das produzierende Gewerbe insgesamt. Dennoch ist seit 2005 ein zunehmendes Auseinanderklaffen zwischen Brutto- und Nettoproduktionswert zu verzeichnen, was auf zunehmende Kosten bei den Vorleistungen oder auf zunehmende Gewinne schließen lässt. Seite 39 von 102

41 170% 150% 130% 110% 90% 70% 50% BPW BWS NPW PG NPW BPW PG BWS PG Abbildung 2-23: Entwicklung Brutto- und Netto-Produktionswert sowie Bruttowertschöpfung der Branche Herstellung von Holz- und Zellstoff gegenüber der gesamten Entwicklung des produzierenden Gewerbes (PG) Auch wenn Holz- und Zellstoffproduktion häufig am gleichen Standort mit der Herstellung von Papier verbunden sind, so zeigt sich im Vergleich doch eine zur Entwicklung des gesamten produzierenden Gewerbes schlechtere Entwicklung, wenn auch parallele Verläufe erkennbar sind. Auch hier ist ab 2005 ein stärkeres Anwachsen des BPW gegenüber des NPW zu verzeichnen. 130% 120% 110% 100% 90% 80% 70% 60% 50% BPW BWS NPW PG NPW BPW PG BWS PG Abbildung 2-24: Entwicklung Brutto- und Netto-Produktionswert sowie Bruttowertschöpfung der Branche Herstellung von Papier, Karton und Pappe gegenüber der gesamten Entwicklung des produzierenden Gewerbes (PG) Seite 40 von 102

42 2.3.4 Entwicklung relevanter Produktionskosten-Komponenten Altpapier wird nicht als Rohstoff an der Börse gehandelt, doch hat sich hier die Indexierung der Papierpreise durch das Statistische Bundesamt sowie die Preisangaben durch die EUWID Europäischer Wirtschaftsdienst GmbH mitunter als Preisbasis entwickelt. Die Geschäfte werden bilateral abgewickelt, wobei Auktionen und Ausschreibungen auf Seiten der Anbieter und Nachfrager genutzt werden. Bei der Preisgestaltung sind Festpreise und indexierte Werte oder Kombinationen u.a. mit Oberbzw. Untergrenzen marktüblich. Daher ist es schwer, den Preisverlauf für verschiedene Altpapierqualitäten darzustellen, da sie bestenfalls lediglich einen Durchschnittspreis repräsentieren. Die nachfolgenden beiden Grafiken geben dennoch einen Aufschluss darüber, wie sehr auch andere Rohstoffe sich auf die Wirtschaftlichkeit auswirken. 140,00 120,00 mittl. EUWID ( /t) 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00 Jan 03 Jul 03 Jan 04 Jul 04 Jan 05 Jul 05 Jan 06 Jul 06 Jan 07 Jul 07 Jan 08 Jul 08 Jan 09 gemischte Ballen (B12) de-inking Ware (D31) Kaufhausaltpapier (B19) Abbildung 2-25: Preisentwicklung für Altpapier in den Qualitäten gemischte Ballen, Kaufhausaltpapier und de-inking Ware von 2003 bis Febr [EUWID 2009] Neben Altpapier gilt noch Zellstoff als wichtiger Rohstoff. Hier waren jedoch im Rahmen der Untersuchung keine Informationen zu der Preisentwicklung zu erhalten. Die nachfolgende Abbildung 2-26 stellt den jeweiligen Anteil von Eingangsstoffen an den Produktionskosten dar. Die Abschätzung hinsichtlich des Stromanteils erfolgte hierbei auf den Branchenangaben des VDP zur Kostenstruktur sowie Entwicklung der Strom- und Seite 41 von 102

43 Gaspreise der Zellstoff- und Papierindustrie, wie auch aus den Angaben zu Papierpreisen und Energiekosten in [VDP 2009]. Die sich daraus ergebenden Produktionskosten liegen im ungewichteten Schnitt bei etwa 590 Euro/t in der Zeitspanne 2003 bis 2007, mit 577 Euro/t als niedrigsten und rund 596 Euro/t als höchsten Wert. Dem gegenüber steht eine Preisspanne von 598 Euro bis 636 Euro pro Tonne Papier in besagtem Zeitraum. Cent/kWh % 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Kostenanteil pro Tonne Papier Roh- und Halbstoffe Gas Strom sonstige Kosten Strompreis Abbildung 2-26: geschätzte durchschnittliche Produktionskosten für Papier in Deutschland (Durchschnitt ) Die Abbildung zeigt, wie stark der Strompreis in der Branche angestiegen ist. Die Angaben decken sich gut mit der Entwicklung des Strompreises EEX in Leipzig, wie in Abbildung 3-2 zu sehen ist Preisentwicklung für Papierprodukte Die Entwicklung der nachfolgenden Preise für Papier zeigen in dem hier betrachteten Zeitraum von 2003 bis Sommer 2007 keine extremen Entwicklungen. Von den hier betrachteten Sorten zeigen lediglich Endlosrolle 80g sowie die Verpackungspapiere Wellstoff und Schrenz eine leichte Preiserhöhung ab Ende Seite 42 von 102

44 Euro/t frei Haus Endlosrolle 80g doppelt gestrichen 100g LWC Offset 60g Zeitungsdruck 45g Wellenstoff Schrenz 1. Q Q Q Q Q Q Q Q 2006 Jul 07 Abbildung 2-27: Entwicklung des ungewichteten Durchschnittspreises ausgewählter Papiersorten der Jahre 2003 bis Juli 2007 [VDMB; EUWID 2007] Da genauere Angaben zu Papierpreisen im Rahmen dieser Studie nicht vorliegen, wird nachfolgend auf den Papierpreisindex des Statistischen Bundesamts eingegangen. Aus der Entwicklung der beiden Mischpreise ist ersichtlich, dass die Papierpreise im Durchschnitt bis ins Frühjahr 2008 weiter angestiegen sind, dies um rund 5% bei Verpackungs- und Wellpapieren und um etwa 2,5% bei Papier und Pappe. Seitdem sinkt der Index rasch ab und liegt im Frühjahr 2009 bei Verpackungs- und Wellpapieren um rund 8%-Punkte niedriger als 1 Jahr zuvor. Auch der Durchschnittspreis für Papier und Pappe hat nach Angabe des Statistischen Bundesamts zum Wert von Sommer 2006 zurückgefunden. Das Papiergewerbe, welches von 2006 bis Mitte 2008 von der steigenden Nachfrage profitieren konnte, sieht sich seither einem Rückgang ausländischer Nachfrage gegenüber, bei gleichzeitig gestiegenen Produktionskapazitäten weltweit. Die vorhandenen weltweiten Überkapazitäten bei der Papierproduktion sowie der krisenbedingte Rückgang der Nachfrage nach Papierprodukten haben auf die Branche eine ambivalente Wirkung. So kämpfen die Hersteller von Papierprodukten einerseits mit Absatzproblemen, dem gegenüber stehen stark gesunkene Preise für Altpapier, was eine Entlastung auf der Kostenseite nach sich zieht. Seite 43 von 102

45 115 Papier und Pappe Index (2005 = 100%) Jan 05 Apr 05 Abbildung 2-28: Wellpapier und -pappe, Verpackungsmittel Jul 05 Okt 05 Jan 06 Apr 06 Jul 06 Okt 06 Jan 07 Apr 07 Jul 07 Okt 07 Jan 08 Apr 08 Jul 08 Okt 08 Jan 09 Entwicklung der Erzeugerpreise für Papier von 2005 bis 2009 im Vergleich zum Durchschnittspreis von Zusammenfassung zur Papierbranche in Deutschland Auch bei der Papierindustrie ist eine zunehmende Konzentration von kleinen und mittleren Mühlen auf wenige große Standorte zu verzeichnen. Deren Kapazitäten haben jedoch zugenommen und Deutschland gilt als größter Produzent und Exporteur innerhalb Europas. Weltweit steht Deutschland auf Platz 4 hinter den USA, China und Japan, wobei sich Deutschland auch in dieser Branche durch Spezialprodukte vom Massenmarkt abhebt und sich behaupten kann. Zu den kostenintensivsten Produktionseingangsstoffen gehören bei der Herstellung von Papier und Pappe Zellstoff und Altpapier, wobei der Altpapieranteil jährlich zunimmt. Die Preisentwicklungen zwischen Altpapier und Papierprodukt stehen dabei in einem engen Zusammenhang, der sich aus der Preisbildung über verschiedene veröffentlichte Indizes herleitet. Denn auch wenn der weltweite Altpapierhandel zunimmt und der Rohstoff Holz über Börsen gehandelt wird, so scheint die Preisbildung tendenziell in den einzelnen Ländern zu erfolgen. Mitunter besteht neben den Energiekosten auch im Bereich des Rohstoffs Altpapier eine Kostenkomponente, welche im Wettbewerbsvergleich zwischen den Ländern berücksichtigt werden muss. Dennoch ist die Strompreisentwicklung deshalb nicht zu vernachlässigen. Wie Kapitel aufzeigt, bewegen sich seit 2005 BPW und NPW auseinander. Da in diesen beiden Jahren sowohl die Preise für Altpapier tendenziell ihr Niveau gehalten haben, lässt sich hieraus ein Anstieg der Vorleistungen ableiten. Abbildung 2-26 lässt dabei die Schlussfolgerung zu, dass der Strompreis hieran nicht ganz unbeteiligt ist. Es konnte nicht abschließend belegt werden, inwiefern die Papierproduktion durch die gegenüber ausländischen Mitbewerbern vergleichsweise hohen Strompreise im internationalen Wettbewerb ein Nachsehen hat, zumal Deutschland weiterhin zu einem der größten Produktionsstandorten in der Welt zählt. Aufgrund von Annäherung der Seite 44 von 102

46 Produktionskosten an die Handelspreise nimmt jedoch die Gewinnmarge ab, was Deutschland als Standort langfristig unattraktiv machen könnte. 2.4 Ergebnisse der Befragung zur Wettbewerbsfähigkeit Außer den Strom- und Energiepreisen beeinflussen noch andere Standortfaktoren die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen energieintensiven Industrie. Deren Stärkung in Deutschland kann die vorhandenen Preisnachteile der Energiepreise eventuell kompensieren. In einem Fragebogen wurde auch nach diesen Faktoren gefragt. Dabei konnten die Angesprochenen u.a. die Wichtigkeit eines Faktors für ihre Branche, und die Frage, wie gut die jeweilige Bedingung in Deutschland erfüllt ist, subjektiv bewerten. Besonders spannend sind die aus Branchensicht wichtigen Faktoren und deren Erfüllung in Deutschland. Leider konnte aufgrund der Kürze und beschränkten Mittel im Projekt keine größere Umfrage durchgeführt werden. Deshalb will die folgende Auswertung der Antworten auch nur einen ersten Eindruck geben. Weitere Untersuchungen dieser Art sind angezeigt Papier Von der Papierindustrie wurde ein Fragebogen beantwortet. Gleichzeitig liegt eine SWOT-Analyse des europäischen Verbandes der Papier- und Zellstoffindustrie vor (CEPI, o.j.). Darin wird die Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Papier- und Zellstoffindustrie analysiert. Diese Analyse wird als Ergänzung zu dem Fragebogen als erstes dargestellt. Neben den Energiekosten, die an erster Stelle stehen, werden neun weitere Faktoren der Wettbewerbsfähigkeit genannt: - Verfügbarkeit von Altpapier - Verfügbarkeit von Holz - Arbeit - Chemikalien - Kapitalkosten - Regulierung - Transport - Besteuerung - Innovationsfähigkeit Die Energiekosten werden als entscheidender Faktor bezeichnet. Deren Anstieg beeinträchtigt die Wettbewerbsfähigkeit der Papierindustrie. Ohne eine beschleunigte Liberalisierung der Energiemärkte sieht CEPI eine Abwanderung der Industrie aus Europa voraus. Die Sammelraten für Altpapier in Europa sind im Vergleich zu anderen Teilen der Welt bereits sehr hoch. Eine weitere Erhöhung sowie eine Verbesserung der Qualität sieht CEPI als sehr wichtig an. Seite 45 von 102

47 Holz ist in Europa im Vergleich zu Lateinamerika, Südostasien und Russland teuer. Die Ressource Holz ist stärker zu mobilisieren. Praktisch stehen dabei die Fragmentierung des Besitzes, die steigende Anzahl geschützter Gebiete, Transportkosten sowie die Konkurrenz zur energetischen Nutzung von Holz im Wege. Die relativ hohen Arbeitskosten müssen durch eine höhere Produktivität kompensiert werden. Dafür sind dauerhaft Investitionen in Fortbildungsmaßnahmen erforderlich. Chemikalienpreise gleichen sich international an. Durch die enge Kooperation der Papierindustrie mit der chemischen Industrie in Europa besteht trotzdem ein Wettbewerbsvorteil. Die Kapitalkosten in Europa sind am niedrigsten, sie gleichen sich jedoch allmählich weltweit an. Der Vorteil wird damit reduziert werden. CEPI sieht in dem relativ hohen Umweltstandard und der Menge der zu beachtenden Vorschriften in Europa einen Kostenfaktor, der die europäische Industrie benachteiligt. Die gute Verkehrsinfrastruktur ist nach CEPI ein Vorteil, der allerdings durch Maut und Verkehrsstaus beeinträchtigt wird. Die Besteuerung der Gewinne in Europa ist relativ niedrig. Allerdings führt die hohe Kapitalintensität der Papierindustrie häufig zu einer stärkeren anderweitigen Besteuerung. Die europäische Papierindustrie hat einen Wettbewerbsvorteil durch eine gut ausgebildete Arbeitskraft und innovative Technologien. Der Vorteil muss gesichert werden durch Forschung entlang der gesamten Wertschöpfungskette. Der Fragebogen an die deutsche Papierindustrie erhellt deren besondere Situation: Die deutsche Papierindustrie bezieht Zellstoff überwiegend aus Finnland, Schweden und Kanada. Die skandinavischen Länder sind auch neben Frankreich und Italien die stärksten Konkurrenten für die deutsche Industrie. Andere Länder sind von geringer Bedeutung, was daher rührt, dass die deutsche Papierindustrie überwiegend Spezialpapiere erzeugt, die nicht für den Massenmarkt bestimmt sind. Im Hinblick auf den Emissionshandel ist von besonderer Bedeutung, dass die skandinavischen Anbieter Strom aus Erneuerbaren Energien beziehen und in Frankreich Atomstrom eingesetzt wird. Der CO 2 -Zertifikathandel wird damit geringere Wirkungen auf wesentliche Konkurrenten haben. Beim Stromeinkauf nutzen vor allem mittlere und kleine Unternehmen Vollversorgung, während Großunternehmen auf eine strukturierte Beschaffung zurückgreifen, wobei sie tendenziell OTC-Geschäfte abschließen. Spitzenlastmanagement findet aus produktionstechnischen Gründen keine Anwendung. Eigenerzeugung deckt ca. 30% des Stromverbrauchs, davon sind ca. 90% KWK-Anlagen. Ein Problem für KWK ist die Verringerung des Wärmebedarfs, insbesondere in Trocknungsprozessen, durch Effizienzmaßnahmen (bessere Dämmung). Gleichzeitig sinkt mit dem geringeren Wärmebedarf aber auch der Bedarf an CO 2 -Zertifikaten für Wärmeerzeugung größer 20 MW. Die hohen Stromkosten und Kosten anderer Energieträger sind der wesentliche Nachteil des Standorts Deutschland. Hinzu kommen ein Mangel an ausgebildeten Fachkräften und die durch die Umweltregulierung beeinträchtigte Wirtschaftlichkeit. Seite 46 von 102

48 Vorteile Deutschlands sind hingegen die zentrale Lage in Europa und die günstige Verfügbarkeit von Zellstoff und Altpapier. Daneben ist Deutschland ein guter Standort für Produktinnovationen Elektrostahl Die Elektrostahlindustrie nützt Langzeitlieferverträge in Form von Kohlebändern. Die Last wird bereits gemanagt, um die Spitzenlast zu begrenzen. Gegenwärtig liegen die Strombezugskosten (inkl. Steuern und Netzkosten) bei 7,3-8,4 EuroCent pro kwh. Sowohl Eigenerzeugung aus Abwärme als auch Beteiligungen an Kraftwerken sind Themen für die Elektrostahlindustrie. Als weiteren Energieträger benötigen die Werke Erdgas zum Vergüten. Durch den Erdgasverbrauch sind die Elektrostahlwerke auch unmittelbar dem CO 2 -Handel unterworfen. Der Einkauf von Emissionszertifikaten aus Clean-Development-Mechanism (CDM)-Projekten wird gegenwärtig schon genutzt. Aufgrund der geringen Preise werden andere EU-Länder, besonders Frankreich, als Konkurrenz gesehen. Daneben wurden China und Indien genannt. Hohe und stark schwankende Energiepreise werden als Hauptnachteil des Standort Deutschland gesehen. Hinzu kommen hohe Preise für Schrott. Positiv zu Buche schlägt die hohe Versorgungssicherheit und gute Infrastruktur. Die Lohnkosten sind in der Kostenstruktur derzeit unerheblich. In motivierten und gut qualifizierten Mitarbeitern liegt ein Hauptvorteil des Standort Deutschland. Zudem sind die Kapitalkosten in Deutschland gering. Die Elektrostahlindustrie Deutschlands hat auch einen technologischen Vorsprung. Konsequenterweise werden Produktinnovationen als sehr wichtig eingeschätzt, um den Standort Deutschland zu halten. Hingegen werden Prozessinnovationen für weniger wichtig erachtet, da die Prozesse als ausgereizt angesehen werden. Die Bedingungen in Deutschland für Innovationen werden allerdings als mittelmäßig betrachtet. Wichtig ist darüber hinaus eine räumliche Nähe zu wichtigen Legierungsmetallen Primäraluminium Die Industrie bezieht Aluminiumoxid, aus dem sie mittels Elektrolyse Aluminium gewinnt. Die Kosten für den erforderlichen Strom sind höher als die Bruttowertschöpfung. Die Schwellenwerte für eine Vergünstigung nach EEG werden demnach problemlos erfüllt. Die Stromkosten erreichen derzeit einen Anteil von über 50% der Produktionskosten. In der EU liegt dieser Anteil unter 35%, weltweit unter 30%. Aufgrund der hohen Stromkosten planen alle Aluhütten in Deutschland innerhalb der nächsten Monate ihre Schließung. Den Strom beziehen die befragten Unternehmen von der EEX. Demgegenüber bieten sich die Produktionsunternehmen selbst für Minutenreserve an, indem sie kurzfristig bestimmte Leistungen vom Netz nehmen, welche dann anderen Verbrauchern zur Verfügung steht. Die Einnahmen hierdurch sind teils spezifisch höher, als die Marge zwischen Produktionskosten und Handelspreis. Die Teilnahme am Primärreservemarkt ist nach gegenwärtigen Regelungen den Unternehmen verwehrt. Da das Unternehmen Seite 47 von 102

49 auf Grundlast angewiesen ist, spielt Eigenerzeugung gegenwärtig keine Rolle. Eine Beteiligung an Kraftwerken wird hingegen als möglicherweise interessant eingeschätzt. Die schärfste Konkurrenz hat ihren Sitz in China, Indien und Russland. Der Hauptvorteil dieser Länder ist in den geringen Stromkosten zu finden. So werde in Russland Strom zum Teil für 1 Cent/kWh bezogen. Diesen Nachteil bei den Stromkosten können die Vorteile des Standorts Deutschland z.b. gute Infrastruktur, Rechtssicherheit nur teilweise kompensieren. Für eine Wettbewerbsfähigkeit der Primäraluminiumhütten in Deutschland wird eine Senkung der Strompreise auf mindestens europäisches Niveau von der Branche für erforderlich gehalten Übersicht In der Befragung wurden die Standortfaktoren für die Industrie eingeschätzt. Die Übersicht zeigt Tabelle 2-6. Gefragt wurde dabei sowohl nach der Wichtigkeit für die Industrie als auch nach der Erfüllung in Deutschland. Die als wichtig oder sehr wichtig eingeschätzten Faktoren sind in die Tabelle 2-6 aufgenommen. Leere Felder bedeuten, dass der Faktor nicht als wichtig oder sehr wichtig eingeschätzt wurde. Die Erfüllung in Deutschland konnte als sehr schlecht, schlecht, mittel, gut oder sehr gut beurteilt werden. Diese sind für die wichtigen oder sehr wichtigen Faktoren angegeben. Subjektiv wahrgenommene Standortnachteile oder Potenziale zur Verbesserung sind durch den Eintrag sehr schlecht, schlecht oder mittel zu erkennen. Die Preise für Strom und andere Energieträger werden von allen drei Branchen als zu hoch eingeschätzt 3. Die weiteren Standortnachteile oder Potenziale zur Verbesserung sind branchenabhängig. Sie verweisen auf mögliche Ansätze einer Verbesserung des Standorts Deutschland außerhalb des Energiebereichs. Im Bereich Papier verweisen sie auf die Ausbildung von Arbeitskräften und Prozessinnovationen und für Elektrostahl auf sonstige Produktionsmittel, Produktinnovationen, vor allem auf Legierungen und die Transportinfrastruktur. Diese Bereiche können hier nicht weiter verfolgt werden, sie bieten aber einen Ansatzpunkt für weitere Studien. Die mit gut oder sehr gut eingeschätzten Faktoren könnten bei einer Standortwahl eines Unternehmens insbesondere die Energiekosten kompensieren. 3 Diese Einschätzung der Aluminiumindustrie widerspricht im Fragebogen den Antworten zu den Strompreisen in anderen Fragen. Danach wäre hier ein schlecht zu erwarten gewesen. Der Widerspruch konnte aber ausgeräumt werden. Seite 48 von 102

50 Papier Elektrostahl Primäraluminium Günstiger Strom Sehr schlecht Schlecht Schlecht Andere Energieträger günstig Wesentliche Produktionsmittel nah Wesentliche Produktionsmittel günstig Ausgebildete Fachkräfte Niedrige Arbeitskosten Niedrige Kapitalkosten Prozessinnovation Schlecht Mittel Mittel Gut Sehr schlecht Sehr schlecht Schlecht Mittel Sehr gut Produktinnovation Gut Mittel Regionaler Absatzmarkt Nähe anderer Unternehmen Transportinfrastruktur Mittel (zu Legierung ) Mittel Sehr gut Tabelle 2-6: Übersicht über die als wichtigen oder sehr wichtigen eingeschätzten Standortfaktoren und deren Erfüllung in Deutschland aus Sicht der Branchen (leeres Feld: weder wichtig noch sehr wichtig ) Seite 49 von 102

51 3 Entwicklung der Strompreise und Darlegung bisheriger Vergünstigungen für stromintensive Industrien des verarbeitenden Gewerbes 3.1 Strompreise Der für den deutschen Markt grundlegende Strompreis für alle Handelsgeschäfte ergibt sich durch die an der European Energy Exchange (EEX) in Leipzig gehandelten Produkte, auch wenn hier nur ein kleiner Anteil der in Deutschland benötigten elektrischen Arbeit gehandelt wird. Bei stromintensiven Industrien kann von einer hohen Grundlast ausgegangen werden, so dass Unternehmen, die ein eigenes Portfoliomanagement betreiben, ihre Last zunächst mit Baseload-Produkten weitestgehend abzudecken versuchen. Hierbei wird die elektrische Energie zumeist ein bis zwei Jahre im Voraus eingekauft. Der Restbedarf wird, je nach Einkaufsstrategie, kurzfristiger gehandelt, um den Bedarf möglichst optimal abzudecken. Hierdurch kommt es zu einem Mischpreis aus den jeweils genutzten Produkten zu dem jeweiligen Einkaufswert. Hinzu kommen noch Kosten für die Netzdurchleitung, Steuern und Umlagen. 0% 20% 40% 60% 80% 100% Haushaltskunde 24% 37% 39% Kleingewerbe aus NS 25% 35% 40% mittleres Gewerbe aus NS Dienstleistungsgewerbe aus MS 43% 50% 25% 15% 32% 35% Industriekunden aus HS 57% 12% 31% stromintensive Industrie >100GWh 79% 4% 17% Strombeschaffung und Vertrieb Steuern, Abgaben und Umlagen Netzentgelte einschl. Messung Abbildung 3-1: Zusammensetzung von Bruttostrompreisen verschiedener Kundengruppen (in Anlehnung an [Alt 2007], [VdEW 2008], [Leprich 2009] und eigenen Rechercheergebnissen) Für Gewerbe und Industrie kann die Mehrwertsteuer von 19% herausgerechnet werden, so dass sich bei stromintensiven Unternehmen mit einem jährlichen Bezug von mehr als Seite 50 von 102

52 1 TWh pro Jahr der Strompreis aus rund 94% für elektrische Energie, etwa 4,5% für die Netzdurchleitung und 1,5% für Steuer und Umlagen aus EEG und KWKG zusammensetzt. Der Strompreis für die Unternehmen wird an der deutschen Strombörse in Leipzig, der European Energy Exchange, festgelegt. Sowohl bei eigener Beschaffung als auch bei Abschluss von Bezugsverträgen mit Dritten ist der jeweilige Future-Preis für das gewünschte Stromhandels-Produkt ausschlaggebend. Als Unternehmen mit hoher Grundlast ist der Phelix-Base-Year-Future von Bedeutung. Je nach Lastprofil müssen zudem noch andere Produkte erworben werden, um den voraussichtlichen Bedarf möglichst genau zu decken. Differenzen werden beim Portfoliomanagement durch Einund Verkäufe zumeist am Handelstag ausgeglichen oder innerhalb eines Netz- Regelkreises über den so genannten Back-Day-Handel. Die Entwicklung der Jahres-Future-Preise wird in Abbildung 3-2 für die jeweiligen Bezugsjahre dargestellt. Hierbei wird deutlich, wie entscheidend der richtige Tag für den Geschäftsabschluss ist. 90,00 80, Settlementpreis /MWh 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20, Abbildung 3-2: Entwicklung der Handelspreise für das Stromhandelsprodukt Phelix- Base-Year-Future für die Jahre 2003 bis 2009 Seite 51 von 102

53 Nachdem im April 2006 bekannt wurde, dass eine zu große Zuteilung an CO 2 -Zertifikaten ausgegeben wurde, sank der Preis von knapp 30 Euro/tCO 2 auf rund 10 Euro/t innerhalb weniger Tage ab. Die Auswirkungen auf den Strompreis werden in Abbildung 3-2 an dem extremen Tal in 2006 sichtbar. Die Talfahrt führt fort bis Anfang 2007, wo sich der Preis auf wenigen EuroCent bis Februar 2008 einpendelt. Ab 2008 begann die neue Handelsperiode, in der die kostenlosen Emissionsberechtigungen teils stark reduziert wurden, weshalb der Strompreis im Future-Handel aufgrund der Erwartungen sein hohes Niveau beibehalten hat. 3.2 Internationaler Strompreisvergleich - Konkurrenzanalyse Die Wettbewerbsfähigkeit deutscher stromintensiver Betriebe wird durch die internationalen Strompreise entscheidend mitbestimmt. Deshalb werden in diesem Abschnitt die deutschen Strompreise mit denen in anderen Ländern verglichen. Dabei werden Länder ausgewählt, in denen im besonderen Maße Konkurrenz in den drei Wirtschaftszweigen Herstellung von Papier, Aluminium, Elektrostahl angesiedelt ist. Es handelt sich um asiatische Länder (China, Japan, Südkorea und Taiwan), die EU- Länder Schweden und Finnland sowie Australien, Kanada und die USA. International vergleichbare Strompreise sind nicht für alle Länder vorhanden. Die vorhandenen vergleichbaren Strompreise werden herangezogen, um die Höhe und Entwicklung der deutschen Strompreise einzuordnen. Anschließend werden europäische Preise verglichen und abschließend zusätzliche Preisinformationen für die Länder einzeln durchgegangen Überblick über die internationalen Strompreise und deren Entwicklung Abbildung 3-3 zeigt die Strompreise inklusive Steuern für Industriekunden in einigen Ländern über einen längeren Zeitraum. Auffällig sind die hohen Preise in Japan sowie der vergleichsweise rasche Anstieg der deutschen Preise ab Deutschland entwickelt sich seit 2000 zu einem Land mit hohen Strompreisen. Deutlich wird die relative Entwicklung in Abbildung 3-3. Dort werden die Strompreise im Jahr 2000 auf 100 normiert. Der relativ starke Anstieg der deutschen Strompreise tritt nun deutlich hervor. Ein ähnlich starker Anstieg der Strompreise vollzog sich nur in Finnland und Polen. In Japan gingen die Preise deutlich zurück. Die Daten deuten darauf hin, dass sich die internationalen Strompreise zu Ungunsten der deutschen Industrie entwickelt haben. Dies bestätigt Abbildung 3-5. In ihr wird die Entwicklung der relativen Abweichung internationaler Strompreise von den deutschen abgetragen. Im Wesentlichen fallen die Graphen über die Zeit und werden überwiegend negativ. Das heißt, die internationalen Strompreise für die Industrie werden im Vergleich zu den deutschen kleiner und sind auch überwiegend geringer als die deutschen. Selbst im Vergleich zu Japan steigt der deutsche Strompreis. Die meisten Länder in den Graphiken weisen um 25-50% geringere Strompreise auf. Im Jahr 2000 übertrafen viele ausländische Strompreise noch Seite 52 von 102

54 die deutschen. Die internationalen Strompreise haben sich also deutlich zu Ungunsten der deutschen Industrie entwickelt. Mit einem Nachteil bei den Stromkosten von 25-50% ist zu rechnen. Die Kostenvorteile resultieren für einige Länder Taiwan, Spanien, Frankreich - aus staatlichen Eingriffen 4. Gegen Spanien und Frankreich laufen demgemäß Verfahren wegen Verletzung der EG-Beihilfevorschriften [EU 2009]. Die hohen Strompreise in Deutschland sind teils auf die Marktmacht einzelner Unternehmen in Deutschland zurückzuführen. Um einen Anhaltspunkt für die Höhe zu geben, werden Hirschhausen u.a [2007, S.41ff.] und Monopolkommission [2007, S.64f.] herangezogen. Nach Monopolkommission [2007] lagen die Preise in den Jahren durchschnittlich 21,2% über den kurzfristigen Grenzkosten. Wettbewerblich sollte sich ein Preis in Höhe der langfristigen Grenzkosten einstellen, die über den kurzfristigen liegen. Hirschhausen u.a. [2007] gelangen zu dem Resultat, dass die Preise in ,5% über den Grenzkosten lagen, in den Jahren 2005 und der ersten Hälfte von 2006 waren es 13,5 % bzw. 24,5%. Die Studien deuten daraufhin, dass die Börsenpreise bei funktionierendem Wettbewerb um 10-20% niedriger lägen. 4 Nach Der Westen ( ) subventionieren Frankreich, Spanien, Italien und Schweden Strom für die stromintensive Industrie. Dort werden folgende Preise genannt: Frankreich /MWh, Spanien: 29 /MWh und Italien 25 /MWh. VDEW (2006) nennt Spanien, Italien und Frankreich mit ähnlichen Preisen. In Handelsblatt [2009] werden Spanien und Frankreich mit Preisen von /MWh genannt. In NGZ (2009) wird neben Frankreich, Spanien und Italien noch die Niederlande genannt. Seite 53 von 102

55 0,18 0,16 0,14 Euro pro kwh 0,12 0,1 0,08 0,06 0,04 0, Australien 0, , , , , , Brasilien 0, , Deutschland 0, , , , , , , , Finnland 0, , , , , , , , Japan 0, , , , , , , , Kanada 0, , , , , , , Südkorea 0, , , , , , , , , Taiwan 0, , , , , , , , ,04305 USA 0, , , , , , , , , Frankreich 0, , , , , , , , , Polen 0, , , , , , , , , Australien Brasilien Deutschland Finnland Japan Kanada Südkorea Taiwan USA Frankreich Polen Abbildung 3-3: Strompreise für Industrie in ausgewählten Ländern (in Euro/kWh; inklusive Steuern, errechnet aus und Bundesbank (2009)) Seite 54 von 102

56 Australien Deutschland Finnland Japan Kanada Südkorea Taiwan USA Frankreich Polen Australien 96, , , , , Deutschland 120, , , , , , , Finnland 102, , , , , , , Japan 86, , , , , , , Kanada 84, , , , , , Südkorea 76, , , , , , , , Taiwan 82, , , , , , , , USA 82, , , , , , , , Frankreich 105, , , , , , , , Polen 86, , , , , , , , Abbildung 3-4: Relative Entwicklung der Strompreise in ausgewählten Ländern (Wert im Jahr 2000 entspricht 100; Datenquelle: s. Abbildung 3-3) Seite 55 von 102

57 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 0,00 Australien Brasilien Finnland Japan Kanada Südkorea Taiwan USA Frankreich Polen -50, Australien -12,28 9,76 0,00 0,00-16,92-20,78 Brasilien -8,33 29,79 Finnland -19,30-4,88-13,64-12,24 0,00-6,49-16,67 Japan 150,88 248,78 188,64 134,69 87,69 64,94 46,43 24,47 Kanada -33,33-4,88-4,55-20,41-27,69-36,36-34,52 Südkorea -19,30 26,83 9,09-4,08-21,54-31,17-29,76-30,85 Taiwan 1,75 48,78 27,27 8,16-18,46-28,57-32,14-38,30 USA -22,81 12,20 15,91 0,00-21,54-31,17-32,14-34,04 Frankreich -22,81-12,20-20,45-24,49-30,77-35,06-40,48-45,74 Polen -35,09-9,76 2,27 0,00-13,85-22,08-16,67-22,34 Abbildung 3-5: Abweichung der internationalen von den deutschen Strompreisen (in %) (Datenquelle: s. Abbildung 3-3) Die Strompreise in der EU Für die EU und einige andere Europäische Länder liegen vergleichbare Strompreise für Großverbraucher (Verbrauchsmenge > 70 GWh pro Jahr) vor. Abbildung 3-6 zeigt diese Strompreise für die einzelnen Länder. Die Länder sind dabei vom höchsten zum niedrigsten Strompreis ohne Steuern geordnet (blaue Balken in Abbildung 3-6). Der Preis in Deutschland gehört zu den höchsten: Er liegt rund 13% über dem EU-27 Durchschnitt und z.b. gut 50% über dem Preis in Frankreich und knapp 250% über dem norwegischen Preis. Ohne Steuern haben die stromintensiven Industrien in Deutschland einen deutlichen Wettbewerbsnachteil im Vergleich zu anderen EU-Ländern. Durch die Besteuerung wird der Wettbewerbsnachteil verschärft. Nun wird Deutschland das drittteuerste Land nach Dänemark und Cypern. Der Strompreis liegt nun etwa 65% über dem in Frankreich und 160% über dem Preis in Norwegen. Die Wettbewerbsnachteile sind demnach deutlich ausgeprägt. Seite 56 von 102

58 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00 CY SK UK NL CZ DE HU DK EU27 EA BE GR LT SI RO AT PL PT ES SE LV FR FI HR BG EE NO Abbildung 3-6: Strompreise in Europa ohne (blau) und mit (rot) Steuern in Euro pro kwh bei einem Verbrauch von GWh pro Jahr Die Strompreise in einzelnen Ländern - Australien Tabelle 3-1 enthält die Strompreise für zwei Größenklassen von Verbrauchern mit einer Leistung größer 250 kw und einer größer 1 MW - für die einzelnen australischen Provinzen. Das ungewichtete arithmetische Mittel beträgt 5,63 bzw. 6,71 EuroCent per kwh für Groß- und Kleinverbraucher. Dabei liegt das Maximum bei 6,72 bzw. 9,00 EuroCent pro kwh, das Minimum bei 4,17 bzw. 5,64 EuroCent pro kwh. Der Strompreis variiert mit einer Standardabweichung 0,94 bzw. 1,23 EuroCent per kwh für mittelgroße bzw. Großverbraucher. Das sind etwa 18 bzw. 17% des Durchschnittspreises. Preise in Deutschland liegen für die Verbrauchskategorien Ig und Ib vor, die in Ermangelung besser passender Größenklassen näherungsweise herangezogen werden. Von Ig werden mehr als 24 GWh pro Jahr und nach Ib 50 MWh pro Jahr abgenommen bei einer Höchstlast von 4 MW bzw. 50 kw. Aus BNetzA (2008, S. 104ff.) sind die durchschnittlichen Preise für beide Kategorien zu entnehmen. Für Ig ergibt sich 12,57 (2006: 10,95) EuroCent pro kwh, für Ib resultieren 18,83 (2006: 18,87) EuroCent pro kwh (beide Zahlen mit ermäßigtem Stromsteuersatz, inklusive Steuern und Netznutzungsentgelt). Großverbraucher zahlen in Deutschland also rund doppelt so viel wie in Australien. Für mittelgroße Verbraucher kann der Faktor deutlich größer werden. Die Preise in Australien entsprechen etwa den Strombezugskosten des Einzelhandels in Deutschland. D.h. selbst ohne Abgaben und Steuern sind die Strompreise in Seite 57 von 102

59 Deutschland mit 8,07 EuroCent pro kwh für Großkunden und 12,43 EuroCent pro kwh für mittelgroße Kunden 5 höher als in Australien. Die Strompreise für Großkunden liegen selbst dann noch knapp 25% über den australischen. Dabei ist der australische Großverbraucher in Tabelle 3-1: Durchschnittspreise für Strom in Australien nach Provinzen (in EuroCent pro kwh, inklusive Steuern) relativ klein definiert. Mit einer Definition des Großverbrauchs nach Ig ist deshalb mit noch geringeren Preisen zu rechnen. Tabelle 3-1: mittelgroße Verbraucher* Großverbraucher** Tasmanien 5,64 4,17 New South Wales 5,71 4,85 Queensland 5,89 5,32 Victoria 6,27 5,52 Western Australia 6,88 6,39 South Australia 7,59 6,72 Northern Territory 9,00 6,43 Ungewichteter Durchschnitt 6,71 5,63 Standardabweichung 1,23 0,94 * > 250 kw, 40% load, ** >1000 kw, 40% load Durchschnittspreise für Strom in Australien nach Provinzen (in EuroCent pro kwh, inklusive Steuern) 6 5 errechnet aus Bundesnetzagentur, 2008, Tabellen 28 und Quelle: Errechnet aus electricityprices.htm und Bundesbank (2009). Seite 58 von 102

60 - China Der ungewichtete Durchschnitt der Strompreise in den chinesischen Provinzen (5,42 EuroCent pro kwh) liegt deutlich unter den deutschen Preisen. Dabei ist allerdings eine breite Streuung nach Provinzen zu beobachten. Die teuersten Provinzen weisen nur geringfügig unter den deutschen Preisen liegende Strompreise auf Durchschnitt 5,42 Minimum 3,16 Maximum 8,28 Standardabweichung 1,15 Tabelle 3-2: Indikatoren zur Verteilung der Strompreise nach Provinzen in China (in EuroCent pro kwh) 7 - Kanada Die Strompreise in Kanada stiegen von 2003 bis 2007 um bis zu 45% (AHK-Montreal, 2009). Dem Preisanstieg stand anders als in den USA keine Abwertung des Kanadischen Dollars gegenüber, der die Wettbewerbsfolgen des Preisanstiegs gemindert hätte. Die kanadischen Strompreise nach Provinzhauptstädten und Verbrauchertypen für das Jahr 2008 sind in Tabelle 3-3 angegeben. Die Preisunterschiede zwischen den Provinzen sind beträchtlich (Standardabweichung 1,31-1,77 EuroCent). Sie erklären sich aus der Zuständigkeit der Provinzen für Energiepolitik. Für die niedrigen Preise in einigen Provinzen Britisch Columbia (Vancouver), Québec (Montreal) und Manitoba (Winnipeg) - ist der hohe Anteil an Wasserkraft entscheidend. Daneben sind aufgrund der mitunter großen Entfernungen zwischen Verbraucher und Erzeuger auch innerhalb einzelner Provinzen größere Preisunterschiede zu verzeichnen 8. Großverbraucher müssen mit Strompreisen von durchschnittlich 4,44 bis 4,91 EuroCent pro kwh rechnen. Die niedrigsten Preise sind mit 2,28 EuroCent pro kwh in Winnipeg zu zahlen. Der höchste Preis in der gleichen der größten - Leistungsklasse wird mit 6,53 EuroCent pro kwh in Ottawa erreicht. Diese Werte liegen deutlich unter dem Kostenanteil von Energiebeschaffung und Vertrieb in Deutschland (Bundesnetzagentur, 2008, S.106, Tabelle 36). Insofern ist auch im Vergleich mit Kanada mit deutlich höheren Stromkosten in Deutschland zu rechnen. Besonders ausgeprägt ist der Wettbewerbsnachteil im Vergleich zu den wasserkraftreichen Provinzen Kanadas. 7 Quelle: Eigene Berechnung aus Daten der Deutschen Industrie- und Handelskammer, Shanghai (2009). 8 Zur Diskussion s. Deutsch-Kanadische Industrie- und Handelskammer, Büro Montreal (2009). Seite 59 von 102

61 Leistung Verbrauch Load factor mittelgroße Verbraucher 500 kw 100 MWh kw 400 MWh Großverbraucher kw 5 MW 50 MW MWh MWh MWh 28% 56% 65% 85% 85% Charlottetown 11,07 8,97 8,66 5,89 5,89 Edmonton 8,93 8,18 8,04 6,96 6,53 Halifax 9,36 6,93 6,01 5,10 5,10 Moncton 9,15 7,50 7,26 4,92 4,69 Montreal 7,96 5,14 4,24 3,42 3,24 Ottawa 7,66 6,40 6,28 6,12 5,83 Regina 8,59 6,28 5,22 4,67 3,95 St. John's 7,48 5,69 5,35 5,05 2,89 Toronto 8,31 6,46 6,18 5,87 5,69 Vancouver 5,12 3,86 3,58 3,33 2,76 Winnipeg 5,41 3,66 3,05 2,70 2,28 Ungewichteter Durchschnitt 8,10 6,28 5,81 4,91 4,44 Standardabweichung 1,71 1,65 1,77 1,31 1,48 Tabelle 3-3: Durchschnittspreise in Kanada nach Provinzen (inklusive Steuern, in EuroCent pro kwh) 9 - Taiwan Nach econet Taiwan (2009) lag der Verkaufspreis an den Sektor Industrie bei umgerechnet 4,0 EuroCent pro kwh. Taiwan gehört damit zu den billigsten Stromanbietern. Entsprechend dieser Erhebung sind nur norwegische und französische Preise niedriger. Nach Mitteilung des German Trade Office in Taiwan setzt die taiwanesische Regierung Energiepreise für industriepolitische Zwecke ein. Dies dürfte eine Erklärung für die relativ geringen Preise sein (s. Tabelle 3-4). Die Preise in Deutschland sind mehr als doppelt so hoch. 9 Errechnet aus Bundesbank (2009) und HydroQuebec (2008, S.26) und Deutsch-Kanadische Industrie und Handelskammer, Büro Montreal (2009, Abb. 2) Seite 60 von 102

62 Einzelhandelspreise Relativ zu Taiwan Norway 3,24 82,1 % France 3,78 95,8 % Taiwan 3,95 100,0 % SouthKorea 4,66 118,0 % Indonesia 4,67 118,3 % Malaysia 4,78 121,1 % Singapur 7,57 191,6 % Deutschland 9,40 237,9 % Japan 13,45 340,4 % Tabelle 3-4: Die taiwanesischen Einzelhandelspreise für Industriekunden im Jahr 2007 im Vergleich (inklusive Steuern) 10 - USA Abbildung 3-7 zeigt den zeitlichen Verlauf der Strompreise für Industrie in den USA. In US-$ steigen die Preise nach 2001 deutlich an. Die gleichzeitige Aufwertung des Euro kompensierte diesen Anstieg aber nahezu. Der Strompreis in Euro bleibt im Trend etwa konstant. Die Wechselkursentwicklung schlägt sich auch hier zu Ungunsten der deutschen Industrie nieder. Die aktuellen Werte und deren Verteilung finden sich in Tabelle 3-5. Mit 4,77 EuroCent pro kwh liegen sie deutlich unter den deutschen Preisen. Allerdings zeigen das Maximum, das Minimum und die Standardabweichung nach Staaten eine breite Streuung. Die mit Abstand höchsten Preise werden in Hawaii und Alaska verlangt. Sie sind allerdings für die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Industrie nicht relevant. 10 Quelle: s. Fußnote 5, für Deutschland Departement of Energy (2009). * 2006 Seite 61 von 102

63 Period US-Cent / kwh Euro-Cent / kwh Abbildung 3-7: Zeitliche Entwicklung des Strompreises in den USA in US-Cent und EuroCent pro kwh, inklusive Steuern Durchschnitt 4,66 4,77 Minimum 2,88 2,86 Maximum 13,41 17,71 Standardabweichung 2,30 2,68 Tabelle 3-5: Verteilungsparameter der durchschnittlichen Strompreise für industrielle Kunden (in EuroCent pro kwh) 11 Zum weiteren Vergleich kann eine Erhebung für einige US-amerikanischen Städte verwendet werden, die in Hydroquebec (2008) mitberücksichtigt wurden (s. Tabelle 3-5). Der durchschnittliche Strompreis liegt für Großverbraucher mit 6,29 bzw. 5,90 EuroCent pro kwh unter dem Niveau in Deutschland. Die Strompreise sind allerdings außerordentlich weit gestreut, was vor allem den teuren Ostküstenstädten Boston und New York zuzuschreiben ist. In den nördlichen Westküstenstädten Portland und Seattle ist der Strom hingegen besonders billig. Dies ist dem großen Angebot an Wasserkraft zuzuschreiben 12. Insgesamt weisen die Statistiken einen im Vergleich zu Deutschland deutlich niedrigeren durchschnittlichen Strompreis aus. Allerdings ist dabei eine breite Streuung der USamerikanischen Preise zu beachten. Sie deutet darauf hin, dass die USA in räumlich 11 Errechnet aus: Department of Energy, 2009a, Tabelle: DOE_epmxfile5_6_a und Bundesbank (2009). 12 Vergleiche auch die Verteilung in Kanada, wo Vancouver an der Westküste eine der billigsten Städte ist. Seite 62 von 102

64 verschiedene Teilmärkte zerfällt, die jeweils deutlich unterschiedliche Strompreise aufweisen können. Dabei sind die Preise in den atlantischen Staaten besonders hoch. Niedrige Preise sind beispielsweise in den nordwestlichen Staaten zu finden. Leistung Verbrauch Load factor Mittelgroße Verbraucher 500 kw 100 MWh kw 400 MWh Großverbraucher kw 5 MW 50 MW MWh MWh MWh 28% 56% 65% 85% 85% Boston 14,57 11,31 10,77 9,73 9,73 Chicago 9,14 8,20 8,00 7,79 6,27 Detroit 7,80 6,12 5,38 4,88 4,73 Houston 7,34 6,03 5,89 5,57 5,17 Miami 8,80 7,11 6,74 6,41 5,77 Nashville 8,22 5,87 5,69 4,94 4,21 New York 17,07 12,89 11,61 10,79 10,79 Portland 4,74 3,57 3,18 3,02 2,81 San Francisco 11,27 8,45 6,15 5,78 5,76 Seattle 3,41 3,13 3,12 3,11 2,94 Ungewichteter Durchschnitt 9,26 7,32 6,72 6,29 5,90 Standardabweichung 4,15 3,09 2,81 2,58 2,62 Tabelle 3-6: Strompreise in ausgewählten US-amerikanischen Städten (in EuroCent pro kwh; Stand: 1. April 2008, inklusive Steuern) Seite 63 von 102

65 3.2.4 Zusammenfassung Zusammenfassend kann folgendes konstatiert werden: - Die internationalen Strompreise haben sich seit 2000 zu Ungunsten der deutschen Industrie entwickelt. - Die Aufwertung des Euro im Vergleich zum US-Dollar hat mit zu der ungünstigen Entwicklung beigetragen. - Im internationalen Vergleich sind die deutschen Strompreise hoch. - Mit um 25-50% günstigeren Strompreisen ist generell zu rechnen. - Dies gilt sowohl für Strompreise mit und ohne Steuern. - Innerhalb größerer Staaten Australien, China, Kanada und den USA ist eine weite Streuung der Strompreise zu beobachten. Im Vergleich zum Durchschnitt sind auch hier Wettbewerbsnachteile deutlich. In einzelnen Provinzen bzw. Bundesstaaten können ähnlich hohe Preise wie in Deutschland auftreten. Der (potenzielle) Industrie-Standort innerhalb dieser Staaten ist deshalb entscheidend. - Der Wettbewerbsnachteil aufgrund der Strompreise hängt auch davon ab, wie sich der Wechselkurs des Euro entwickelt. - Die Preisunterschiede sind teils politisch mitverursacht z.b. im Vergleich mit Frankreich und Spanien teils durch günstige örtliche Gegebenheiten (z.b. Wasserkraft in Norwegen). - Durch einen funktionierenden Wettbewerb in Deutschland könnten die Börsenpreise um rund 10-20% reduziert werden. 3.3 Auswirkungen des Emissionshandels auf den Strompreis Der Idee des Emissionshandels liegt der mit Geldwerten ausgedrückten Nutzung natürlicher Ressourcen zu Grunde. Im Sinne des Klimaschutzes stellt der Ausstoß von Treibhausgasemissionen einen derartigen Verbrauch von natürlichen Ressourcen dar. Emittenten von klimaschädlichem Kohlendioxid müssen über eine entsprechende Menge an Emissionsberechtigungen verfügen, wobei die Gesamtmenge an Berechtigungen begrenzt ist. Sofern eigene Anstrengungen zur Emissionsminderung nicht ausreichen oder unwirtschaftlich sind, entsteht ein Bedarf. Durch den Bedarf einerseits sowie Überdeckung andererseits entwickelt sich ein Handelsmarkt. Betroffen sind hiervon auch die konventionellen Kraftwerke in Deutschland. Sie bekommen ihre Berechtigungen entsprechend einem Benchmark zugeteilt, was für viele, insbesondere alte Kraftwerke, einen zusätzlichen Bedarf an Emissionsberechtigungen bedeutet. Mit der Umwandlung der Primärenergieträger in elektrische Energie sind nun zusätzliche Kosten verbunden, die sich aus dem Verbrauch der zugeteilten Seite 64 von 102

66 Emissionszertifikate ergeben. Nun besteht aber die Möglichkeit, das Emissionsrecht weiterzuverkaufen, statt es selbst zu nutzen. Der Verzicht auf diesen Verkaufserlös stellt die so genannten Opportunitätskosten des Zertifikateinsatzes dar. [Bundestag 2006] Opportunitätskosten stellen einen in Geld oder Mengen ausgedrückten entgangenen Nutzen oder Ertrag dar, der durch eine alternative Verwendung eines eingesetzten Gutes oder Produktionsfaktors erzielbar gewesen wäre. In der Kostenrechnung wären dies z.b. die kalkulatorischen Zinsen. Aus diesem Grund müssen die Preise der CO 2 -Zertifikate in den Strompreis eingehen auch wenn die Zertifikate kostenlos zugeteilt wurden - und die Einführung des Emissionshandels muss aus theoretischer Sicht zu Strompreiserhöhungen führen. [Bundestag 2006] Die Zuteilung der Rechte ist lediglich für die Belastungswirkung des Emissionshandels von Bedeutung. So wurden die am Emissionshandel beteiligten Kraftwerke durch die kostenlose Zuteilung der Emissionszertifikate mit einem knappen und somit wertvollen ökonomischen Gut beschenkt. Da Strom mit Einführung des Emissionshandels zugleich einen höheren ökonomischen Wert erhält, entsteht Betreibern von - mit konventionellen Brennstoffen befeuerten - Kraftwerken ein Mehrgewinn ohne zusätzliche Anstrengungen, die so genannten Windfall Profits. Entsprechend tragen die Stromendabnehmer die ökonomische Last des Emissionshandels. [Bundestag 2006] Die Erhöhung der Strompreise ist aus ökonomischer Sicht aber unvermeidlich und die gewollte Folge des Emissionshandels. Dem gegenüber stehen die Windfallprofits, die nicht beabsichtigt waren. In einer empirischen Untersuchung kamen Sijm et al. zu dem Ergebnis, dass in 2005 zwischen 60 und 100% der Opportunitätskosten in die Strompreise überwälzt wurden [Sijm 2006]. Die kostenlose Zuteilung brachte - so eine vorsichtige Einschätzung von Leprich et al. - allein den vier großen Stromerzeugungsunternehmen E.ON, RWE, Vattenfall und EnBW einen Zusatzgewinn von rund 10 Mrd. Euro innerhalb der ersten Handelsperiode von 2005 bis 2007 [Leprich 2009]. Auf Prüfung der Klage mehrerer Verbände des produzierenden Gewerbes untersuchte das Bundeskartellamt von 2005 bis 2007 den Vorwurf der missbräuchlichen Preisstellung durch Volleinpreisung auch der kostenlos zugeteilten Zertifikate in den Strompreis. Da der Verkauf überschüssiger Zertifikate als Opportunität aufgrund des allgemeinen Überangebots unwahrscheinlich gewesen wäre, waren ursprünglich maximal 25% der Opportunitätskosten als von den Kartellbehörden akzeptierbar angegeben worden. Das Verfahren gegen die Beklagten wurde aber eingestellt, nachdem sich die RWE AG und die E.ON Energie AG verpflichteten, für die Handelsperiode 2008 bis 2012 jährlich rund MW Kraftwerksleistung aus abgeschriebenen Kohlekraftwerken ohne Opportunitätskosten auf Basis von Erzeugungspreisen an die Industrie in Form von Bändern zu versteigern. Die weitere Einpreisung bleibt dann in NAP II unbehelligt. [Bundeskartellamt 2007] Zur Vermeidung der zusätzlichen Gewinne könnte eine Auktionierung der Zertifikate beitragen, deren Erlös der öffentlichen Hand zur Verwendung für die Allgemeinheit zufließt. Eine vollständige Auktionierung war in der Zuteilungsperiode aufgrund der EU-Richtlinie zum Emissionshandel nicht möglich. Lediglich 10% der Emissionsrechte konnten maximal versteigert werden. Somit würde in dieser Kyoto- Handelsperiode bei unterstellter hoher Umwälzung (rd. 80%) der Opportunitätskosten Seite 65 von 102

67 und einem zugrunde gelegten Zertifikatspreis von nicht weniger als 20 Euro/t den vier großen Stromversorgern ein zusätzlicher Gewinn von mindestens 25 Mrd. Euro beschert werden [Leprich 2009]. Ab 2013 sollen die Zertifikate gemäß einem Vorschlag des Europäischen Parlaments vom 17. Dezember 2008 aber mit einigen Ausnahmen im Bereich der Kraft-Wärme- Kopplung und des produzierenden Gewerbes - vollständig für den Stromsektor versteigert werden [EUParl 2008]. Der Strompreis selbst wird aber hierdurch nicht sinken [Bundestag 2006]. Vielmehr ist durch die Verknappung der Zertifikate einerseits und einer (dann für alle Stromerzeuger unvermeidbaren) Volleinpreisung der CO 2 -Zertifikate andererseits von steigenden Strompreisen auszugehen. Wie hoch die Auswirkungen sein werden, kann zum heutigen Zeitpunkt nicht gesagt werden, da unbekannt ist, inwieweit die an der Börse teilnehmenden Kraftwerke und damit Strompreis bestimmend - die kostenlos zugeteilten Emissionsrechte als Opportunitätskosten einpreisen. Unter der Annahme, dass dies bereits zu 100% erfolgt, begrenzen sich die Auswirkungen lediglich auf die Verknappung. Wie groß die Verknappung angesichts der derzeitigen Wirtschaftskrise und der Option, nicht verbrauchte Zertifikate in die Folgeperiode zu übernehmen (sogenanntes Banking ), tatsächlich sein wird, kann nur schwer abgeschätzt werden. Die über die Stromerzeugung an die Industrie weitergereichten Kosten des Emissionshandels werden im Vorschlag des Europäischen Parlaments und des Rates zur Änderung der Richtlinie 2003/87/EG zwecks Verbesserung und Ausweitung des EU- Systems für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten vom 17. Dezember 2008 als indirekte Kosten bezeichnet. Abbildung 3-8: Wirtschaftsbereiche in Deutschland mit hohen direkten wie auch indirekten CO 2 -Kosten im Verhältnis zu ihrer Bruttowertschöpfung [Weinreich 2008] Seite 66 von 102

68 Diese indirekten Kosten sollen im Falle, dass eine stromintensive Branche in erheblichem Wettbewerb mit Ländern außerhalb der europäischen Gemeinschaft steht, die nicht am Emissionshandel beteiligt sind bzw. ein adäquates System aufweisen, durch Ausgleichszahlungen des jeweiligen Mitgliedlandes an die Branche Wettbewerbsnachteile abgemildert werden. Diese Ausgleichzahlung soll gemäß Artikel 10a, Nr. 6 auf spezifischen Benchmarks für die indirekten CO 2 -Emissionen pro Produktionseinheit beruhen. Sie werden errechnet als Produkt des Stromverbrauchs pro Produktionseinheit entsprechend der effizientesten Technik und der CO 2 -Emissionen des entsprechenden europäischen Stromerzeugungsmixes. Ziel ist es dabei, eine Verlagerung der Emissionen in Länder ohne ein vergleichbares System zu verhindern (Carbon Leakage), was nicht nur der europäischen Volkswirtschaft schaden, sondern auch dem weltweiten Klimaschutz nichts nutzen würde. Diese Unterstützung soll nach Ansicht des Europäischen Parlaments und des Rates nur dann gewährt werden, wenn sie notwendig und verhältnismäßig ist. Hierbei ist sicherzustellen, dass das Gemeinschaftssystem auch weiterhin einen Anreiz für Energieeinsparungen und die Umstellung von grauem auf grünen Strom bietet. Die Kommission hat hierbei gemäß Artikel 10a, Nr. 14 für die festgelegten Sektoren (Basis Code-NACE-3 oder 4) zu bestimmen, in welchem Umfang direkte und indirekte Kosten durch den Emissionshandel in das Produkt eingepreist werden können, ohne dass der Sektor oder Teilsektor erhebliche Verluste von Marktanteilen zu befürchten hat. Diese Bewertung soll auf einem durchschnittlichen CO 2 -Preis gemäß der von der Kommission durchgeführten Folgenabschätzung und den Daten über Handel, Produktion und Mehrwert in den drei letzten Jahren für den jeweiligen Sektor bzw. Teilsektor erfolgen, sofern diese Daten verfügbar sind. Ein Sektor oder Teilsektor gilt nach Artikel 10a, Nr. 15 dann als für Carbon Leakage gefährdet, wenn: die Summe der direkten und indirekten zusätzlichen Kosten dieser Richtlinie einen erheblichen Anstieg der Produktionskosten bewirken würden. Gemessen wird in Prozent der Bruttowertschöpfung. Dieses Maß muss mindestens 5 % betragen; und die EU-externe Handelsintensität, definiert als das Verhältnis des Gesamtwerts der Ausfuhren in Drittstaaten zuzüglich des Wertes der Einfuhren aus Drittstaaten zur Gesamtgröße des Gemeinschaftsmarktes (jährlicher Umsatz plus Gesamteinfuhren), 10 % übersteigt. Unabhängig dieser Definition wird eine potenzielle Gefahr für Carbon Leakage auch dann unterstellt, wenn: die Summe der direkten und indirekten zusätzlichen Kosten dieser Richtlinie einen erheblichen Anstieg der Produktionskosten, gemessen in Prozenten der Bruttowertschöpfung, um mindestens 30 % bewirken würde; die EU-externe Handelsintensität, definiert als das Verhältnis des Gesamtwerts der Ausfuhren in Drittstaaten zuzüglich des Wertes der Einfuhren aus Drittstaaten zur Gesamtgröße des Gemeinschaftsmarktes (jährlicher Umsatz plus Gesamteinfuhren), 30 % übersteigt. Seite 67 von 102

69 Da die Betrachtung EU-weit erfolgt und deren Strommix zugrunde gelegt wird, kann dies in Ländern mit einem emissionsärmeren Kraftwerkspark als der EU-Durchschnitt zu einer Bevorteilung gegenüber Ländern mit durchschnittlich hohen Emissionen bei der Stromerzeugung führen. Aus dem Vorschlag vom 17. Dezember 2008 lässt sich an keiner Stelle in irgendeiner Art ableiten, dass eine staatliche Hilfe gezielt für bestimmte nationale Unternehmen, unabhängig von der Lage in den übrigen EU-Staaten, in Form von Ausgleichszahlungen unternommen werden kann. Das Interesse der stromintensiven Industrie liegt aufgrund des hohen Kohlestromanteils in Deutschland entsprechend jedoch darin, den individuellen Strombezug für den CO 2 - Ausgleich zugrunde zu legen und eine 100% Kostenkompensation zu verlangen (z.b.: VCI 2009). Dies hätte erhebliche negative Anreize auf die Funktion des Emissionshandels und würde die Anreize zum Wechsel hin zu emissionsarmer Stromerzeugung deutlich abschwächen (siehe auch Kapitel Option des Staates ). Nach Rücksprache mit dem Referat Rechtsangelegenheiten Umwelt und Energie sowie Klimaschutz; Emissionshandel beim Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit wird an der europäischen Lösung festgehalten. Als weiteres Gegenargument zu einem Heranziehen der individuellen indirekten CO 2 - Emissionen spricht der Strombezug an der EEX, sofern es sich hierbei nicht um OTC- Geschäfte handelt. Denn der EEX-Strom ist anonym und damit ebenso die ihm zugehörigen Emissionen an CO 2. Wie letztendlich der Ausgleich für die indirekten CO 2 -Kosten gestaltet werden wird und wie sich die Auswirkungen im Einzelnen zeigen werden, ist zum jetzigen Zeitpunkt noch nicht ganz zu erschließen. Möglicherweise könnte ein Mittelweg angestrebt werden, der vorerst den deutschen stromintensiven Unternehmen mehr als nach dem EU-Strommix zugesteht, wobei über den Staat parallel ein Umbau des deutschen Kraftwerksparks - auf Grundlage der Emissionen tendenziell hin zu mehr GuD - per Gesetz vorgegeben wird. Wegen den höheren Brennstoffpreisen ist jedoch bzgl. des Strompreises mittelfristig keine wesentliche Kostenminderung zu erwarten. Ebenso sind die langfristigen Auswirkungen offen, da mit einem derartigen System ggf. nicht genug Nachfrage erzeugt wird, dass über die Emissionszertifikate der Strom aus GuD dem Kohlestrom betriebswirtschaftlich vorzuziehen wäre. 3.4 Vergünstigungen für das produzierende Gewerbe In einigen Gesetzestexten und Verordnungen werden stromintensiven Unternehmen Vergünstigungen gewährt, um mitunter deren Wettbewerbsfähigkeit zu stützen. Hier wären das Erneuerbare-Energien-Gesetz, das Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz, die Konzessionsabgabenverordnung sowie das Stromsteuergesetz zu nennen Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) Das Gesetz beinhaltet in der aktuellen Fassung vom 25. Oktober 2008 die so genannte besondere Ausgleichsregelung, welche in den Paragraphen 40 bis 44 stromintensive Unternehmen des produzierenden Gewerbes sowie Schienenbahnen von einem Teil der Seite 68 von 102

70 EEG-Umlage entlastet. Anstelle der für alle gleich zu beziehenden EEG-Strommenge können Unternehmen eine geringere EEG-Strommenge anteilig an ihrem Stromverbrauch beziehen, sofern sie die Voraussetzungen erfüllen. Das heißt, dass die Besondere Ausgleichsregelung die Menge des gemäß EEG vergüteten Stroms aus Erneuerbaren Energien, den bestimmte Unternehmen als Teil ihres gesamten Strombezugs von den sie beliefernden Energieversorgungsunternehmen (EVU) abnehmen müssen, eingrenzt. Die Begrenzung erfolgt in der Art, als dass privilegierte Unternehmen lediglich Mehrkosten von 0,05 ct je bezogener und selbst verbrauchter Kilowattstunde zu tragen haben. Dies gilt für Unternehmen des produzierenden Gewerbes, sofern sie - mehr als 100 GWh Strom pro Jahr abnehmen und - die Stromkosten 20% der Bruttowertschöpfung übersteigen. Unternehmen können auch in den Genuss eines Vorteils kommen, wenn der Verbrauch oder der Prozentsatz, den sie nachweisen können, den folgenden Bedingungen genügt: der selbst bezogene und verbrauchte Strom an einer Abnahmestelle übersteigt 10 Gigawattstunden pro Jahr und das Verhältnis der Stromkosten zur Bruttowertschöpfung größer 15% ist. Diese Unternehmen bekommen allerdings nur 90% des von ihnen abzunehmenden EEG-Stroms zu einem Preis von 0,05 Ct/kWh auf ihren üblichen Strompreis. Für die restlichen 10% ist die von den Übertragungsnetzbetreibern ermittelte Umlage zu zahlen. Die nachfolgende Beispielrechnung soll den Vorgang nochmals verdeutlichen: Zum Eigenverbrauch wurde an einer Abnahmestelle 80 GWh im Geschäftsjahr 2007 entnommen. Ebenfalls für das Geschäftsjahr konnte ein Stromkostenanteil an der Bruttowertschöpfung (BWS) von mehr als 15% nachgewiesen werden. Von dem oder den Stromlieferanten werden die Strommenge und der jeweilige Einkaufspreis, hier mit 5,5 ct/kwh, den der jeweilige Lieferant für konventionellen Strom aus dem vorgelagerten Netz selbst zahlt, bescheinigt. In diesem Beispiel wird unterstellt, dass der Lieferant dabei zu 11% EEG-Strom vom Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) mit der EEG- Durchschnittsvergütung von 11,4 ct/kwh bezieht. Der Durchschnittspreis ermittelt sich somit wie folgt: Seite 69 von 102

71 (Durchschnittsvergütung EEG-Strom nach VDN x prozentualer Anteil EEG-Strom beim Stromhändler) + (durchschnittliche Strombezugskosten für konventionellen Strom des Stromhändlers x prozentualer Anteil konventioneller Strom des Händlers) = durchschnittlicher Strombezugspreis des Stromlieferanten - durchschnittliche Strombezugskosten für konventionellen Strom (11,4 ct/kwh x 11%) (5,5 ct/kwh x 89%) 6,149 ct/kwh 5,5 ct/kwh = Differenzkosten (ct/kwh) 0,649 ct/kwh Tabelle 3-7: Beispielrechnung zur Ermittlung der Differenzkosten innerhalb der besonderen Ausgleichsregelung auf Basis der Bezugsdaten des Stromhändlers Nach Ermittlung der Differenzkosten wird nun die EEG-Menge derart reduzieren, bis sich die Differenzkosten beim Antragsteller im Begrenzungszeitraum auf voraussichtlich 0,05 ct/kwh belaufen werden. Der Begrenzungssatz ergibt sich als Quotient aus 0,05 ct/kwh und der Differenz aus der voraussichtlichen Durchschnittsvergütung für EEG-Strom des kommenden Jahres und den durchschnittlichen Bezugskosten für konventionellen Strom des jeweiligen Stromhändlers. 0,05ct/kWh = 0,847 % 11,4ct/kWh 5,5ct/kWh Wie eingangs dargestellt, haben Unternehmen mit einem Strombezug zwischen 10 und 100 GWh/a an einer Abnahmestelle einen Eigenanteil von 10%, bezogen auf die Strommenge mit dem vollen EEG-Anteil (in dem obigen Beispiel 11% des Strombezugs), zu tragen. Die restlichen 90% der bezogenen Strommenge werden mit dem zuvor ermittelten Begrenzungssatz multipliziert, woraus sich die voraussichtlich abzunehmende EEG-Strom-Menge ermittelt. 8 GWh x 11% + 72 GWh x 0,847% = 1,5 GWh EEG-Strom Dabei wird der EEG-Anteil, welchen der Stromlieferant bezieht, berücksichtigt, ungeachtet, ob dieser EEG-Anteil auch gleichmäßig auf alle Kunden des Stromlieferanten verteilt wird. Mit der Dezemberprognose des dem Betrachtungszeitraum vorangehenden Jahres für die EEG-Strommenge und der EEG-Durchschnittsvergütung wird die EEG-Strom- Seite 70 von 102

72 Bezugsmenge nochmals angepasst und anschließend per Bescheide an Unternehmen und Stromlieferanten versandt. Für Unternehmen, deren Strombezug an einer Abnahmestelle 100 GWh/a übersteigt und deren Stromkostenanteil größer 20% ist, entfallen die 10% Selbstbehalt, so dass nur Differenzkosten von 0,05 Ct/kWh für den Ausbau Erneuerbarer Energien beizutragen ist. Im Bescheidverfahren für das Jahr 2009 wurde dem produzierenden Gewerbe rund 74,8 TWh privilegierte Strommenge zugestanden. Die privilegierten Strommengen verteilen sich dabei inklusive Schienenbahnen wie folgt: 12% 31% Herstellung von chemischen Erzeugnissen Papiergewerbe Erzeugung/erste Bearbeitung von NE- Metallen Erzeugung von Roheisen, Stahl und Ferrolegierungen Schienenbahnen Herstellung von Zement Holzgewerbe (ohne Möbel) Metallerzeugung und bearbeitung 12% 12% Ernährungsgewerbe Energieversorgung 16% Abbildung 3-9: Branchenverteilung bei der Inanspruchnahme von 16 EEG 2004 im Jahr 2009 (vorläufige Auswertung, Stand ) [BAFA 2008] Die Privilegierung führt zu einer voraussichtlichen Erleichterung von knapp 670 Mio. Euro 13 in 2009, berechnet als Differenz aus dem EEG-Satz bei Gleichverteilung (ohne Privilegierung) von 0,942 Ct/kWh 14 und den 0,05 Ct/kWh für stromintensive Industrien, multipliziert mit der privilegierten Strommenge. Mit dem novellierten EEG 2009 wird vom individuellen Differenzkostenverfahren Abstand genommen. Ab dem Antragsverfahren für 2010 wird ein für alle privilegierten Unternehmen einheitlicher Prozentsatz festgelegt. Hierbei wird der Prozentsatz auf Basis 13 Das BAFA kommt in seinen eigenen Berechnungen auf rund 640 Mio. Euro [BAFA 2008] 14 ( Durchschnittsvergütung - anlegbarer Wert für Strom gemäß 54(2)EEG) progn.eeg Strommenge ( 12,56 6,9) geschätzter Gesamtletztverbrauch 2009 = = 0, Seite 71 von 102

73 einer Prognose des BAFA zu den durchschnittlichen Strombezugskosten der Stromlieferanten am Terminmarkt und einer Prognose der durchschnittlichen spezifischen EEG-Vergütung festgelegt. Das Verfahren wird vereinfacht. Damit sinkt der Gesamtaufwand in der Behörde sowie bei den Antragstellern. Mögliche Auswirkungen auf einzelne Unternehmen hinsichtlich Vor- und Nachteilen entsprechend ihrer tatsächlichen Bezugskosten können hier nicht abgeschätzt werden, zumal die Kalkulation des BAFA für die durchschnittlichen Bezugskosten der Stromhändler nicht bekannt ist Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG) Das Gesetz zur Kraft-Wärme-Kopplung soll dazu dienen, das Ziel der Bundesregierung von einem Anteil von 25% in Kraft-Wärme-Kopplung erzeugtem Strom an der Gesamtstromerzeugung bis 2020 zu erreichen. Hierzu wird KWK-Anlagen ein befristeter Schutz eingeräumt sowie die Modernisierung und der Neubau von Kraft-Wärme- Kopplungsanlagen gefördert. Unter anderem soll das Gesetz die Markteinführung der Brennstoffzelle sowie die Förderung des Neu- und Ausbaus von Wärmenetzen, in die Wärme aus KWK-Anlagen eingespeist wird, im Interesse der Energieeinsparung, des Umweltschutzes und der Erreichung der Klimaschutzziele der Bundesregierung fördern. Nach 9, Abs. 7 KWKG gelten Letztverbraucher als stromintensiv, deren Jahresverbrauch an einer Abnahmestelle mehr als Kilowattstunden im Abrechnungsjahr beträgt. Bei derartigen Letztverbrauchern darf sich gemäß Gesetz das Netznutzungsentgelt für über Kilowattstunden hinausgehende Strombezüge, die aus dem Netz der allgemeinen Versorgung an dieser Abnahmestelle bezogen werden, höchstens um 0,05 Cent pro Kilowattstunde erhöhen. Handelt es sich bei diesen Letztverbrauchern um Unternehmen des produzierenden Gewerbes und können diese zudem nachweisen, dass ihr Stromkostenanteil am Umsatz größer 4% beträgt, so ist das Netznutzungsentgelt für über Kilowattstunden hinausgehende Lieferungen höchstens um 0,025 pro Kilowattstunde zu erhöhen. Die Einsparung bei den nach 16 EEG (2004) in 2008 begünstigten Unternehmen wurde in der Veröffentlichung Informationen zur Anwendung von 16 EEG (Besondere Ausgleichsregelung) für das Jahr 2009 des BMU überschlägig mit 50 Mio. Euro in 2008 abgeschätzt Konzessionsabgaben-Verordnung (KAV) Die Konzessionsabgabenverordnung regelt die maximal zulässigen Abgaben der Energieversorgungsunternehmen an die Gemeinden und Landkreise für die Nutzung öffentlicher Ressourcen. Die Konzessionsabgaben sind entsprechend Entgelte für die Einräumung des Rechts zur Benutzung öffentlicher Verkehrswege für die Verlegung und den Betrieb von Leitungen, die der unmittelbaren Versorgung von Letztverbrauchern im Gemeindegebiet mit Strom und Gas dienen. Gemäß 1, Absatz 4 sind Kunden, die keine Tarifkunden sind und deren bezogene Last sofern aus der Niederspannungs-Ebene bezogen - mindestens zweimal im Jahr größer Seite 72 von 102

74 als 30 Kilowatt und deren Strombezug im Jahr mehr als Kilowattstunden beträgt, Sondervertragskunden, welche nach 2, Absatz 3 maximal mit einer Konzessionsabgabe von 0,11 ct/kwh el zu belasten sind. Stromintensive Unternehmen gelten somit grundsätzlich als Sondervertragskunden. Beträgt der Durchschnittspreis des Kunden incl. Stromsteuer, EEG- und KWKG- Umlagen, ohne Umsatzsteuer und ohne Konzessionsabgabe, jedoch einschließlich Vergütung gemäß 10 StromStG weniger als der ermittelte Grenzpreis, so entfällt die Konzessionsabgabe vollständig. Der Grenzpreis wird vom Statistischen Bundesamt als Netto-Durchschnittserlös des vorletzten Kalenderjahres (ohne Umsatzsteuer) aus der Stromlieferung an alle Sondervertragskunden je Kilowattstunde ermittelt. Im Jahr 2008 betrug der Grenzpreis 8,02 ct/kwh. Im Jahr 2008 konnten nach einer Einschätzung des BMU die nach 16 EEG privilegierten Unternehmen rund Mio. Euro an Konzessionsabgaben durch obige Verordnung einsparen Stromsteuer-Gesetz (StromStG) Das Stromsteuergesetz regelt die steuerlichen Abgaben für eingespeisten bzw. selbst erzeugten sowie von außerhalb des Steuergebiets der Bundesrepublik Deutschland bezogenen Strom. Der Steuersatz wurde mit 20,50 Euro/MWh festgelegt. Diese Stromsteuer entsteht, wenn ein Letztverbraucher im Steuergebiet den geleisteten Strom eines im Steuergebiet ansässigen Versorgers dem Versorgungsnetz oder wenn der Versorger selbst dem Versorgungsnetz Strom zum Selbstverbrauch entnimmt. Unternehmen des produzierenden Gewerbes können, wenn die elektrische Arbeit für betriebliche Zwecke entnommen wird, nach 9, Abs. 3 einen verminderten Steuersatz erhalten, der 60% des üblichen Satzes bemisst. Wird der bezogene Strom für Prozesse und Verfahren verwendet, die unter 9a gelistet sind hierzu gehören u.a. Elektrolyse, Herstellung von Glas, Keramik, Zement, Metallerzeugung und chemische Reduktionsverfahren so kann die Steuer auf Antrag gänzlich erlassen, erstattet oder vergütet werden. Das BMU schätzt die Einsparungen für 2008 auf rund 900 Mio. Euro für die nach 16 EEG privilegierten Unternehmen ein Stromnetzentgelt-Verordnung (StromNEV) Die Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen legt die Methode zur Bestimmung der Entgelte für den Zugang zu den Elektrizitätsübertragungs- und Elektrizitätsverteilernetzen (Netzentgelte) einschließlich der Ermittlung der Entgelte für dezentrale Einspeisungen fest. Stromintensiven Letztverbrauchern, deren Stromabnahme aus dem öffentlichen Netz für den eigenen Verbrauch an einer Abnahmestelle im letzten Kalenderjahr sowohl die Benutzungsstundenzahl von mindestens Stunden erreicht, als auch der Stromverbrauch an dieser Abnahmestelle im letzten Kalenderjahr zehn Gigawattstunden Seite 73 von 102

75 überstiegen hat, ist ein individuelles Netzentgelt nach 19, Absatz 2 anzubieten. Dabei soll sich bei der Festlegung des individuellen Netzentgeltes der Beitrag des Letztverbrauchers zur Senkung oder zur Vermeidung der Erhöhung der Netzkosten dieser und aller vorgelagerten Netz- und Umspannebenen widerspiegeln. Jedoch darf das Netzentgelt nicht weniger als 50% des veröffentlichten Netzentgelts betragen. Die Vereinbarung eines individuellen Netzentgelts bedarf der Genehmigung der Regulierungsbehörde Übersicht In allen einschlägigen Gesetzen und Verordnungen fanden sich Vorteile für stromintensive Industrien des produzierenden Gewerbes. In der folgenden Tabelle 3-8 wird eine Übersicht gegeben. Für die stromintensive Industrie sind Vergünstigungen vorgesehen, die auch die betrachteten Branchen Elektrostahl, Primäraluminium und Papierindustrie - in Anspruch nehmen können. Die Papierindustrie kann allerdings keine Befreiung von der Stromsteuer nach 9a StromStG in Anspruch nehmen. Durch ein Einfügen der Papierindustrie in 9a könnten die Strombezugskosten dieser Industrie um 12,3 Euro pro MWh verringert werden. Die Grenzen für Vergünstigungen sind uneinheitlich. Insbesondere weichen die Maßzahlen für die Schwellenwerte des EEG und KWKG voneinander ab. Neben dem geringeren Verbrauchsschwellenwert des KWKG ist die andere Maßzahl für Energieintensität zu nennen. Während das EEG die Stromkosten auf die Bruttowertschöpfung bezieht, verwendet das KWKG den Umsatz als Bezug. Die beiden Größen liefern dann dasselbe Ergebnis, wenn der Anteil der BWS am Umsatz ein Maß für die Fertigungstiefe - ca. 26,7% beträgt. Mit einer größeren Fertigungstiefe erfüllt ein Unternehmen, das genau auf dem Schwellenwert nach KWKG liegt, den Schwellenwert nach EEG nicht. Mit einer geringeren Fertigungstiefe führt die Erfüllung der KWKG-Schwelle automatisch zur Erfüllung dieser EEG-Schwelle. Seite 74 von 102

76 EEG KWKG KAV StromStG Schwellenwerte Stromverbrauch >10 GWh pro Jahr; Stromkosten/BWS > 0,15 Stromverbrauch >100GWh pro Jahr; Stromkosten/BWS > 0,20 Stromverbrauch>0,1 GWh pro Jahr Stromverbrauch>0,1 GWh pro Jahr und Stromkosten/Umsatz>0,04 0,03 GWh pro Jahr, Last mindestens zweimal im Jahr >30 kw 0,03 GWh pro Jahr, Last mindestens zweimal im Jahr >30 kw und Strompreis < Grenzpreis Unternehmen des produzierenden Gewerbes In 9a aufgeführte Wirtschaftszweige 15 StromNEV Benutzungsstundenzahl: 7.500; Stromverbrauch > 10 GWh Vergünstigung 10% des Stromverbrauchs ohne Vergünstigung, 90% maximal 0,05 Cent/kWh Aufschlag auf üblichen Strompreis 0,05 Cent/kWh Aufschlag auf üblichen Strompreis Menge über 0,1 GWh maximal mit 0,05 Cent pro kwh belastet Menge über 0,1 GWh maximal mit 0,025 Cent pro kwh belastet Maximale Konzessionsabgabe 0,11 Cent pro kwh Konzessionsabgabe entfällt 60% des üblichen Satzes (12,30 Euro pro MWh) Keine Stromsteuer zu zahlen Individuelles Netzentgelt; 50% des veröffentlichten Netzentgelts Tabelle 3-8: Übersicht über Vergünstigungen für stromintensive Branchen des produzierenden Gewerbes Das BMU schätzt die Einsparungen allein aus EEG, KWKG, KAV und StromStG auf rund Mio. Euro in 2008 ein. 15 Die Elektrostahl- und Primäraluminiumindustrie gehört dazu, nicht jedoch Papier. Seite 75 von 102

77 4 Diskussion des Begriffs stromintensiv und Bewertung der untersuchten Branchen Der Versuch, Stromintensivität bezogen auf das produzierende Gewerbe zu beschreiben, hat zu einer regen Diskussion über aussagekräftige Kennzahlen geführt. Meist werden die Kennziffern als Quotient aus Stromverbrauch [in MWh] oder Strombezugskosten [in Euro] und einer Bezugsgröße gebildet. Als mögliche Bezugsgrößen kommen hier zum Beispiel die Anzahl der Mitarbeiter, die Höhe des Umsatzes, die Höhe des Bruttoproduktionswertes, der Bruttowertschöpfung und der Nettowertschöpfung sowie die Personalkosten oder die Produktkosten in Frage. So definiert die Europäische Union in Artikel 17 (1) a) Satz 1 der Richtlinie zur Restrukturierung der gemeinschaftlichen Rahmenvorschriften zur Besteuerung von Energieerzeugnissen und elektrischem Strom ein Unternehmen als stromintensiv, wenn die Strombeschaffungskosten mindestens 3% des Produktionswertes oder die zu entrichtende nationale Energiesteuer mindestens 0,5% des Mehrwertes betragen. In Deutschland wird der Begriff stromintensiv insbesondere im Zusammenhang mit dem EEG verwendet. Gemäß 41 EEG (2009) gelten Unternehmen des produzierenden Gewerbes als stromintensiv, wenn: der bezogene und selbst verbrauchte Strom an einer Abnahmestelle 10 Gigawattstunden pro Jahr überschreitet und der Stromkostenanteil an der Bruttowertschöpfung größer 15% ist. Ziel soll es dabei sein, die Stromkosten dieser Unternehmen zu senken und so ihre internationale und intermodale Wettbewerbsfähigkeit zu erhalten. Hierbei geht es in erster Linie um die Begrenzung des durch den EEG-Wälzungsmechanismus zu übernehmenden Anteils an EEG-Strom. Der Stromkostenanteil an der Bruttowertschöpfung (BWS) wurde hierbei vom Gesetzgeber als Kennzahl festgelegt, da die BWS die insgesamt produzierten Güter und Dienstleistungen zu den am Markt erzielten Preisen nach Abzug sämtlicher Vorleistungen darstellt. Sie ist somit der Wert, der den Vorleistungen durch eigene Leistungen des Unternehmens hinzugefügt worden ist. Der Terminus der Bruttowertschöpfung entspricht dem vom Statistischen Bundesamt (DESTATIS) in der volkswirtschaftlichen Gesamtrechnung verwendeten Begriff. Seite 76 von 102

78 Eine Vielzahl an Kennziffern wurden bereits in den Gutachten des IZES Ausgewählte Fragestellungen zur EEG-Novellierung und Datengestützte Analyse der bestehenden EEG-Ausgleichsregelung und mögliche Weiterentwicklungen im Auftrag des BMU diskutiert. Zu den allgemeinen Anforderungen, die eine brauchbare Kennziffer erfüllen muss, gehören: Aussagekraft, konzeptionelle Stringenz, Praktikabilität (Begrenzung des Ermittlungsaufwands mittels geeigneter Datengrundlagen sowie vorhandene Nachvollziehbarkeit) und geringe Manipulationsmöglichkeiten. Auf Grundlage dieser Anforderungen wurden die nachfolgenden Kennziffern wie folgt bewertet: Tabelle 4-1 Bewertung verschiedener Kennziffern hinsichtlich ihrer Aussagekraft zur Wettbewerbsfähigkeit Seite 77 von 102

79 In den zu Anfang genannten beiden Gutachten kam IZES zu dem Schluss, dass die Kennziffer Anteil der Stromkosten an den Gesamtkosten bzw. Anteil des Stromverbrauchs an den Gesamtkosten einen Wert ausgibt, welcher den oben genannten Anforderungen für Kennziffern gerecht wird. Bei einer branchenweiten Betrachtung kann die Höhe der Gesamtkosten aus den Kostenstrukturtabellen des Statistischen Bundesamtes (Fachserie 4, Reihe 4.3 Ausgewählte Kosten) durch Addition der Prozentwerte in den Spalten 1 Materialverbrauch, Einsatz an Handelsware zu Anschaffungskosten, Kosten für Lohnarbeiten, 6 Personalkosten, 10 Kosten für Leiharbeitnehmer, 11 Kosten für sonstige ind./handw. Dienstleistungen, 12 Kostensteuern, 13 Mieten und Pachten, 14 Sonstige Kosten, 15 Abschreibungen und 16 Fremdkapitalzinsen und Multiplikation des sich so ergebenden Gesamtprozentwertes mit der absoluten Höhe des Bruttoproduktionswertes (ebenfalls aus Statistisches Bundesamt, Fachserie 4, Reihe 4.3) berechnet werden. Die Höhe der Strombezugskosten kann der Fachserie 4, Reihe des Statistischen Bundesamtes entnommen werden Erzeugung von Roheisen, Stahl und Ferrolegierungen Erzeugung und erste Bearbeitung von Aluminium Herstellung von Holz- und Zellstoff Stromkosten [1.000 ] Bruttowertschöpfung [1.000 ] Stromkosten anteil an BWS [%] Gesamtkosten [1.000 ] Stromkostena nteil an GK [%] ,8% ,8% ,5% ,2% ,9% ,4% Herstellung von Papier, Karton und Pappe ,8% ,1% Herstellung von Industriegasen keine Angaben Herstellung von sonstigen anorganischen Chemikalien ,4% ,5% Herstellung von Düngemitteln und Stickstoffverbindungen ,2% ,5% Herstellung von Kunststoff in Primärform ,4% ,1% Herstellung von Zement ,3% ,0% gesamtes prod. Gewerbe ,2% ,9% Tabelle 4-2: Stromkostenanteil an der Bruttowertschöpfung und an den Gesamtkosten im Vergleich bei als derzeit geltende stromintensive Branchen Seite 78 von 102

80 Zu begründen ist der Vorschlag Anteil des Stromverbrauchs an den Gesamtkosten damit, dass die Gesamtkosten weder kalkulatorische Verzinsung des Eigenkapitals noch einen kalkulatorischen Unternehmerlohn enthalten, womit Gewinnbestandteile außen vor bleiben. Somit soll gewährleistet werden, dass Unternehmen mit gleichen Kosten auch gleich behandelt werden und unternehmerisches Geschick hinsichtlich erzielter Preise oder effizientere Produktion pro Stück nicht benachteiligend wirken. Darüber hinaus wird die kostenmäßige Berücksichtigung der Vorleistungen befürwortet, da in den Vorleistungen für den Produktionsprozess unabdingbare Elemente enthalten sind (z.b. der Strombezug selber oder die Beschaffungskosten der produktionsnotwendigen Rohstoffe), Personalkosten durch Outsourcing nicht in den Kosten für Lohnarbeiten versteckt werden können und die Kosten für Handelsware in der Tat die Stromintensität beeinflussen: So kann ein Unternehmen/eine Branche mit hohem Anteil an Handelsware nicht mehr als stromintensiv gelten, weil der Anteil der Produktion im Vergleich zum Handel als gering einzustufen ist. Dennoch bleibt zu bedenken, dass die Verwendung von Kostengrößen immer gewisse (erlaubte) Spielräume beinhalten. So hat die Wahl der Abschreibungsmethode ebenso Einfluss auf die Höhe der ausgewiesenen Abschreibungen wie die Wahl der Nutzungsdauer (sofern diese nicht exakt festgelegt ist). Demnach wäre ein entsprechend strenger Grenzwert zu wählen, der überschritten werden muss, um ein Unternehmen (eine Branche) als stromintensiv zu klassifizieren. Darüber hinaus sollten nicht die Daten der unternehmensinternen Kostenrechnung, sondern der geprüften Gewinn- und Verlustrechnung zu Grunde gelegt werden. Die Auswirkung einer Umstellung der Kennzahl auf die nach heutiger Definition stromintensiven Unternehmen wie auch auf alle übrigen Stromendverbraucher kann derzeit nicht abgeschätzt werden und bedarf auch hinsichtlich der Festlegung von Mindestgrenzen einer genaueren Untersuchung. Grundsätzlich muss aber bedacht werden, dass einige der heute als stromintensiv geltende Branchen kaum internationalen Wettbewerb zu befürchten haben, dennoch nach dem bestehenden System eine Bevorteilung erlangen. Kennzahlen zur Bewertung der Wettbewerbsintensität werden derzeit im Zusammenhang mit dem Carbon Leakage-Effekt diskutiert. Graichen et al nennt als Indikator die Handelsintensität, welche sich errechnet als: Exportnicht-EU + Import Handelsintensität = Inlandsproduktion + Importe nicht-eu Gesamt Die nachfolgende Abbildung 4-1 zeigt den berechneten Branchendurchschnitt sowohl für den Handel mit Nicht-EU-Ländern als auch für den Handel mit den Ländern, die weder EU noch OECD angehören. Gerade die Letztgenannten können als potenzielle "Leakage-Empfängerländer" betrachtet werden, sofern unterstellt werden kann, dass diese Länder keine verbindlichen Klimaziele haben. Seite 79 von 102

81 Abbildung 4-1: Handelsintensität für ausgesuchte deutsche Branchen [Graichen et al. 2008] Seite 80 von 102

82 In der Studie Graichen et al im Auftrag des Umweltbundesamts wurden diejenigen Branchen als Carbon-Leakage gefährdet angesehen, die neben einer hohen Handelsintensität zudem auch hoher potenzieller Belastung durch direkte und indirekte Kosten des Emissionshandels letztere also über die Strompreiserhöhungen ausgesetzt sind. Als pragmatische Näherung für ein signifikantes Risiko schlagen die Autoren einen Wert von größer zehn Prozent für beide Indikatoren vor. Demnach wären in Deutschland fünf Branchen potenziell leakage-gefährdet: Roheisen und Stahl, Düngemittel und Stickstoffverbindungen, Aluminium und Halbzeug daraus, Papier, Karton und Pappe sowie andere anorganische Grundstoffe & Chemikalien. Abbildung 4-2: Handelsintensität und Bruttowertschöpfung für deutsche Branchen, Datenbasis 2005 [Graichen et al. 2008] Ausgehend von der besonderen Ausgleichsregelung mit der Vorgabe eines Stromkostenanteils an der Bruttowertschöpfung von mehr als 15% und den in Graichen et al vorgeschlagenen 10% als Untergrenze für die Handelsintensität, wären, wenn lediglich nicht-oecd-länder als potenzielles Abwanderungsland gesehen werden, folgende Branchen tendenziell betroffen: Seite 81 von 102

83 Eisen & Stahl, hierbei lediglich die Elektrostahlindustrie, chemische Industrie im Bereich der Düngemittelerzeugung und Aluminiumindustrie. Da die Papierindustrie von der besonderen Ausgleichsregelung profitiert und in obiger Abbildung eine Handelsintensität von rund 25% erreicht, wäre sie wohl auch unter diesen Prämissen weiterhin bevorteilt. Seite 82 von 102

84 5 Diskussion möglicher Ansätze, den Strompreis wettbewerbsbenachteiligter stromintensiver Industrien auf ein international wettbewerbsfähiges Maß zu senken Der Vergleich mit den Strompreisen in Mitbewerberländern in Kapitel 3.2 macht deutlich, dass die Standortwahl Deutschland rein aus ökonomischer Sicht bei stromintensiven Branchen tendenziell nicht die erste Wahl ist, obwohl geografische Lage zu den Absatzmärkten, Arbeitseffizienz und bestehendes Know-how sowie politische Stabilität auch bei diesen Branchen als wichtig gelten und für Deutschland als hervorragend angegeben wurden. Die folgenden Diskussionen sind daher überschattet von der Problematik, dass eine einheitliche Definition, was unter stromintensiver Industrie zu verstehen ist, sowie ein eindeutiges Verfahren zur Bestimmung der Wettbewerbsgefährdung, bislang nicht existiert. In Kapitel 3.4 wurde auf die bekannten Definitionen und Verfahren, die es im Zusammenhang mit Vergünstigungen gibt, eingegangen. Tabelle 3-8 fasst hierbei die jeweiligen Definitionen stromintensiver Industrie zusammen. Damit ist aber noch nicht bestimmt, ob es sich hierbei im jeweiligen Fall um im internationalen Markt wettbewerbsgefährdete Unternehmen handelt. Neben diesen bestehenden Begünstigungen für energieintensive Unternehmen sollte zusätzlich die Strombörse einen marktrealistischen Strompreis zu Grenzkosten auf Basis der eingesetzten Grenzkraftwerke hervorbringen und damit die bis dato vorherrschenden Monopolmärkte auflösen sowie für mehr Transparenz der Kosten sorgen. Anstehende Verfahren 16 gegen führende Stromerzeugungsunternehmen lassen jedoch die Vermutung zu, dass der Markt sich noch nicht von den alten Fesseln vollständig lösen konnte. Die nachfolgenden Diskussionen haben zum Ziel, Möglichkeiten für weitere Entlastungen der stromintensiven Industrien im Ansatz zu bewerten. Einige der Optionen bedürfen darüber hinaus einer eingehenderen Untersuchung, um eine abschließende Aussage treffen zu können. Als Möglichkeiten, die finanzielle Belastung zu senken, werden folgende Optionen eingehender betrachtet: 1. Sicherung von ausreichend Wettbewerb im Strommarkt 2. Effizienzsteigerungen, 3. Senkung von Steuern und Umlagen, 4. Optimierung des Strombezugs am Markt, Eigenerzeugung und Lastmanagement, 5. Kraftwerksbeteiligung 16 Anzeige durch Verbraucherschützer auf Grundlage eines Gutachtens des Strafrechtsprofessors Mathias Jahn der Universität Erlangen-Nürnberg Seite 83 von 102

85 Zudem könnten sechstens andere Standortvorteile in Deutschland den Nachteil höherer Stromkosten kompensieren. 5.1 Sicherstellung von Wettbewerb Die relativ hohen Strompreise in Deutschland können durch: - die hohe Konzentration auf dem Strommarkt, - die rechtliche Verbindung von Erzeugern, Händlern und Übertragungsnetzbetreibern, - die Aufwärts- und Abwärtsintegration der großen Unternehmen sowie - gemeinsame Beteiligungen der großen Unternehmen mit verursacht werden. Das Bundeskartellamt geht davon aus, dass RWE und E.ON eine marktbeherrschende Stellung inne haben, die EU-Kommission nimmt ein drittes Unternehmen Vattenfall mit hinzu. Als Folge der hohen Konzentration können erhöhte Preise auftreten durch: 1. oligopolistische Märkte in der Erzeugung, 2. Behinderungen beim Stromnetzzugang für potenzielle Konkurrenten, 3. Behinderung beim Gasnetzzugang für potenzielle Betreiber von Gaskraftwerken in Deutschland, 4. Manipulationen an der Börse, z.b. durch Rückhalt von Erzeugungskapazitäten um den Preis temporär zu erhöhen, 5. Überhöhte Netznutzungsentgelte, z.b. durch überhöhte Preise für Regelenergie. Gegen E.ON hat die EU-Kommission wegen bewusstem Zurückhalten von Erzeugungskapazitäten, um den Strompreis zu erhöhen, und wegen Diskriminierung von Konkurrenten beim Kauf von Regelenergie Verfahren eingeleitet (s. GEODE, ). Die Verfahren wurden aufgrund der rechtlich bindenden Zusage von E.ON eingestellt, ihr Höchstspannungsnetz sowie 4,8 GW Kraftwerksleistung zu verkaufen (E.ON, ). Im Falle einer Bestätigung der Vermutung im weiteren Verlauf hätte E.ON eine Strafe von bis zu 10% des Umsatzes pro Fall zu gewärtigen gehabt. Zur Marktstruktur und einem Verdacht, die Börsenpreise zu manipulieren, gibt die Monopolkommission ( ) einen Überblick. Unterschieden werden in der Marktstruktur dabei erstmal drei Marktstufen: der Einzelhandel, der Großhandel und der Erzeugermarkt. Aufgrund der unterschiedlichen Wechselbereitschaft und Verhandlungspositionen unterteilt sie den Einzelhandel in zwei Märkte: Den Verkauf an Großkunden und den an Haushalte und andere Kleinkunden. Der Kleinkundenmarkt wird regional abgegrenzt, der Großkundenmarkt national. Die energieintensive Industrie gehört zum Großkundenmarkt. Seite 84 von 102

86 Zwischen dem Einzelhandel und den Erzeugern ist der Großhandel als weitere Marktstufe angesiedelt. Ihm misst das Bundeskartellamt keine wettbewerbliche Bedeutung bei, da Strom letztendlich genau zu der Zeit von den deutschen Erzeugern bereitgestellt werden müsse, in der er verbraucht werde. Letztlich sei der Großhandel deshalb nur als intermediär zu betrachten, der unmittelbar vom Erzeugermarkt abhängig sei (Monopolkommission, , Nr. 135). Die Monopolkommission verweist dem entgegen auf eine durch Wettbewerb verringerte Marge im Großhandel (Monopolkommission, , Nr. 147). Prominenteste Institution des Großhandels ist die Leipziger Strombörse (EEX). Als weiterer und entscheidender Markt ist der Erstverkauf der erzeugten Strommenge zu nennen. Daneben gibt es die Übertragung, die als natürliches Monopol preisreguliert wird, und in der nur die vier großen Energieunternehmen aktiv sind. Die Monopolkommission nennt zu dem noch die Regelenergiemärkte, die wettbewerblich organisiert werden könnten. Die vier großen Energieunternehmen E.on, RWE, Vattenfall und EnBW sind auf allen diesen Märkten und bis auf den Endverbrauch stets auf beiden Marktseiten aktiv. Zudem sind sie oder ihre Töchter auch auf allen Stufen des Gasmarktes zu finden 17. Anteil an Kapazitäten (in % der deutschen Kapazitäten) Erzeugte Mengen (in % der Stromerzeugung) Anteil am Großkundenmarkt RWE Über 20 % Zusammen 52% Zusammen 59% E.ON Über 15 % Vattenfall Deutlich unter 10% Zusammen 30% Zusammen 30% EnBW Unter 15% Tabelle 5-1: Anteil der Stromerzeugung und der Kapazitäten der vier großen Unternehmen (2004, nach Monopolkommission, 2007, Nr. 161, 162, Tabelle 3.2) Tabelle 5-1 zeigt Zahlen zu den Marktanteilen der vier großen Unternehmen. Ihre beherrschende Stellung ist mit insgesamt 82% an den Kapazitäten, 89% an der Nettostromerzeugung und 60% des Großkundenmarktes offensichtlich. Auf dem Regelenergiemarkt stehen sich überwiegend die Erzeugungstöchter der vier und die Übertragungsnetzbetreiber der vier gegenüber. Die Netzbetreiber können dabei die Kosten voll auf die Netznutzungsentgelte aufschlagen. Insofern besteht kein unmittelbarer Anreiz, auf niedrige Preise für Regelenergie hinzuwirken. 17 Hier wurde eine Untersuchung der EU-Kommission gegen RWE durch die Verpflichtung des Unternehmens, Fernleitungsnetze zu verkaufen, eingestellt (RWE, 2008, 2009). Seite 85 von 102

87 Behördenaussagen, inwieweit die Strombörse manipuliert wurde oder überhöhte Preise verlangt wurden, sind bislang noch offen (Monopolkommission, 2007, Nr. 188ff.). Nach einer Übersicht über Studien, welche die jeweils aktuellen Grenzkosten mit den Börsenpreisen vergleichen, kommt die Monopolkommission zu der Schlussfolgerung, dass diverse Indizien für eine Machtausübung der großen Verbundunternehmen an der EEX sprechen. Der EEX-Preis liegt dann höher als bei einer wettbewerblichen Organisation der Märkte 18. Er ist dann nur mit gebührender Vorsicht als Knappheitsindikator zu verwenden. Die wettbewerbsfördernden Aktivitäten der EU-Kommission, des Bundeskartellamtes und der Bundesnetzagentur sind prinzipiell geeignet und als wichtig einzuschätzen, um die Strompreise allmählich auf das wettbewerbliche Niveau zu senken. Dies würde gerade der stromintensiven Industrie besonders nützen. Der Börsenpreis könnte durch einen funktionierenden Wettbewerb um 10-20% gesenkt werden (s.o.). Neben der Erzeugung spielt auch die Hoheit über die Übertragungsnetze einem natürlichen Monopol eine wesentliche Rolle für die Entwicklung von Wettbewerb. Die Liberalisierungsbemühungen der europäischen Kommission zielt eigentlich auf die Wettbewerbsbereiche Erzeugung, Verkauf und Handel ab. Hierfür ist aber ein diskriminierungsfreier Zugang zu den monopolistischen Netzen Voraussetzung. Denn wettbewerbspolitisch und ordnungspolitisch besteht das Problem, dass ein vertikal integriertes Unternehmen im Prinzip die Möglichkeit hat, durch die Marktmacht im Netz Konkurrenten in einem der Wettbewerbsbereiche, insbesondere der Erzeugung, zu benachteiligen. Da der Wettbewerb in vielen europäischen Energiemärkten nur schleppend vorankommt und damit auch die Entwicklung zu einem europäischen Energiebinnenmarkt hemmt, was sich wiederum in erheblichen Engpässen an den grenzüberschreitenden Netzverbindungen widerspiegelt, strebt die Europäische Kommission eine weitreichende vertikale Entflechtung der Übertragungsnetze im Strombereich an. [Brunekreeft 2009] In diesem Zusammenhang konnte die Europäische Kommission in Ergänzung der theoretischen Argumentation - in einer sehr sorgfältigen und facettenreichen empirischen Analyse aufzeigen, dass nach einer solchen Entflechtung die Investitionen in die Netze erheblich und anhaltend angestiegen sind die Investitionen in grenzüberschreitende Verbindungskapazitäten ebenfalls erheblich angestiegen sind die Endkundenpreise zwischen 1998 und 2006 weniger stark gestiegen bzw. z.t. sogar gesunken sind gegenüber den Mitgliedstaaten ohne eigentumsrechtliche Entflechtung die Marktanteile der größten Stromerzeuger im Schnitt geringer sind als in den Ländern mit lediglich rechtlicher Entflechtung (legal unbundling). Der Vorschlag einer eigentumsrechtlichen Entflechtung ist insofern besonders gut fundiert und abgesichert. [Leprich 2008] 18 Vgl. auch Becker (2009). Seite 86 von 102

88 5.2 Effizienzsteigerung Eine Steigerung der Stromeffizienz kann bestehenden Wettbewerbsnachteilen entgegenwirken oder Wettbewerbsvorteile festigen. Allerdings müssen sie groß genug sein, um in absehbarer Zeit Wirkung zu zeigen. Daneben darf die Effizienzerhöhung nicht gleichzeitig in den Ländern potenzieller Mitbewerber umgesetzt werden. Unter diesem Vorbehalt ist die folgende Diskussion zu sehen. Tabelle 5-2 gibt die Effizienzsteigerungen an, die für die drei betrachteten Branchen erwartet werden. Die jährlichen Steigerungsraten der Stromeffizienz sind in der zweiten Zeile zu finden. Lediglich bei Papier ist die Steigerung der Energieeffizienz insgesamt dargestellt. Nimmt man die vergangene Entwicklung in der Papierbranche als Anhaltspunkt, dann wird die Stromeffizienz mit einer geringeren Rate als die Energieeffizienz steigen und die Einsparung an Dampf schneller voranschreiten (s. IUTA et al., 2008, Abb. 2-4). Die 1 %/a Steigerungsrate in Tabelle 5-2 ist dann als obere Grenze für die Stromeffizienz zu sehen. Die dritte Zeile gibt die wirtschaftlichen Potenziale der Stromeinsparung an. Dabei ist für Primäraluminium die Einsparung im Anlagenbestand angegeben. Diese Einsparungen sind also kurzfristig ohne größere Neuinvestitionen zu realisieren. Der Anteil der Stromkosten an den Produktionskosten beträgt in der Primäraluminiumindustrie Deutschlands in 2008 rund 50% (Angaben der Unternehmen und des GDA), wohingegen im Ausland durch geringere Strompreise 30-35% erreicht werden. Den entsprechenden Nachteil wird die deutsche Primäraluminiumindustrie nicht durch Effizienzsteigerungen ausgleichen können. Insofern trägt die Erhöhung der Stromeffizienz bestenfalls zu einer Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit bei, ohne jedoch einen maßgeblichen Einfluss zu erreichen. Etwas besser sieht die Lage in den beiden anderen Industrien aus. Allerdings sind auch hier die Zuwächse an Stromeffizienz recht begrenzt. Insofern kann generell festgehalten werden, dass die möglichen kurzfristigen Effizienzsteigerungen zu gering sind, um zu einer deutlichen Verbesserung der Wettbewerbsfähigkeit beitragen zu können (vgl. BEI, 2005, S.5-7). Was aber nicht heißen soll, dass es nicht ökonomisch und ökologisch sinnvoll wäre, diese Einsparungen zu verfolgen. Sie reichen lediglich allein für sich gesehen nicht aus. Langfristig ist die Frage, ob hohe Strompreise Innovationen anreizen, die den Strompreisnachteil kompensieren. Dabei ist zu unterscheiden zwischen Prozess- und Produktinnovationen. Letztere sind besonders für Elektrostahl und Papier zu beachten. Angesichts Tabelle 5-2 ist der Spielraum für stromsparende Innovationen als gering anzusehen. Es bleiben also Produktinnovationen. Auf Produktinnovationen zu setzen, ist die Strategie, die Papier- und Elektrostahlerzeuger bereits gewählt haben. Die Strompreise selbst haben dabei die Funktion, den Innovationsprozess in die richtige Richtung zu steuern. Ein Zuschuss zu den Stromkosten könnte mithin die Art der Innovation beeinflussen. Der Einfluss würde tendenziell auf eine Dauerhaftigkeit der Zuschüsse setzen und so die Zuschüsse zementieren. Die hohen Strompreise abzudämpfen, kann demnach die langfristige Wettbewerbsfähigkeit der Unternehmen beeinträchtigen und deren Forschungs- und Entwicklungsbemühungen in die falsche Seite 87 von 102

89 Richtung schicken. Zudem bieten die hohen Strompreise auch einen Anreiz, andere, weniger energieintensive Werkstoffe zum Einsatz zu bringen und daran zu forschen. Durchschnittliche Erhöhung der Stromeffizienz pro Jahr (ISI, 2004, S.67, 109, 314f.) Wirtschaftliche Potenziale (BEI, 2005, S. 5-7) Primäraluminium Elektrostahl Papier 0,4 %* 0,8 % 1,0 % 1-2 % (im Bestand) (Energieeffizienz) 5-10 % 25 % (Energieeffizienz, 30 Jahre) (ISI, 2004, S. 315) * Senkung des Stromverbrauchs der Schmelzflusselektrolyse von kwh el/t Aluminium auf kwh el/t Aluminium in 20 Jahren. Tabelle 5-2: Effizienzsteigerungen der drei Branchen Primäraluminium, Elektrostahl und Papier 5.3 Senkung von Steuern und Umlagen Eine Verringerung der Schwellenwerte oder eine verstärkte Vergünstigung erhöht die Anzahl der Begünstigten bzw. die Einsparung pro Begünstigtem. Im Unterschied zu den anderen Möglichkeiten gehen diese zu Lasten Dritter. Dies mag anhand der Forderung des BDI ( ), die EEG-Ausgleichsregelung auch auf die stromintensiven Mittelstandsunternehmen auszuweiten, verdeutlicht werden. Sachlich würde der Verbrauchsschwellenwert von 10 GWh/Jahr in 41Abs. 1 Nr.1 EEG (2009) reduziert, der in der Tat kleinere Unternehmen unabhängig von deren Wettbewerbssituation von der Vergünstigung ausschließt. Der Schwellenwert liegt zwei Größenordnungen über dem vergleichbaren Schwellenwert im KWKG. Eine Umsetzung der Forderung erhöht zum Einen die Transaktionskosten, da mehr Anträge von der zuständigen Behörde, im Fall EEG das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA), zu bearbeiten sind. Gleichzeitig erhöht sich die Belastung für die verbleibenden nicht privilegierten Verbraucher. Sofern es sich hierbei um Unternehmen handelt, würde hierdurch deren Wettbewerbssituation gegenüber ausländischen Mitbewerbern, aber auch unter Umständen gegenüber hier privilegierten Unternehmen im Inland, verschlechtert. Sofern es private oder öffentliche Haushalte sind (staatliche Einrichtungen haben einen Anteil am bundesdeutschen Stromverbrauch von rund 8%), reduziert sich das real verfügbare Einkommen bzw. die Haushaltsmittel. Als Reaktion sinkt entweder die Nachfrage nach Gütern oder die Ersparnis. Beides verschlechtert letzten Endes die wirtschaftliche Lage von Unternehmen. Ersteres direkt, letzteres über die Finanzierungsmöglichkeiten für deutsche Unternehmen. Diese Seite 88 von 102

90 negativen Effekte sind letztendlich gegenüber der Erhöhung der Wettbewerbsfähigkeit der energieintensiven Unternehmen abzuwägen 19. Von den hier betrachteten Branchen würde eine solche Erhöhung des Schwellenwerts allein kleineren Unternehmen der Papierindustrie nutzen, da Elektrostahlwerke und Primäraluminiumhütten ohnehin die Schwelle überschreiten. Als zweites könnte der von als stromintensiv geltenden Unternehmen zu tragende Wert nach EEG 40 und 41 von 0,05 Cent pro kwh gesenkt werden. Hiergegen sprechen die erwähnten Wirkungen einer automatisch damit verbundenen Erhöhung der Kosten für nicht privilegierte Stromverbraucher. Zudem ist der Wert bereits sehr gering, so dass von einer Reduktion kein großer Effekt zu erwarten ist. Die Begünstigung beim EEG für das produzierende Gewerbe wird derzeit mit rund 640 Mio. Euro für 2009 abgeschätzt [BMU 2008]. Bei einer Absenkung gegen Null würde dies zu weiteren Einsparungen von rund 37,4 Mio. Euro 20 für die nach EEG als stromintensiv definierte Industrie führen und einer entsprechenden Mehrbelastung der übrigen Stromverbraucher. Für einen Haushalt mit kwh/a etwa Mehrkosten von 0,3 Euro/Jahr bezogen auf Gesamtmehrbelastung eines solchen Haushalts durch die Umlage gegenüber einer Gleichverteilung auf alle Endverbraucher: rund 5,8 Euro/a. Beide Möglichkeiten würden eine Gesetzesänderung des eben in Kraft getretenen EEG 2009 erfordern. Eine schnelle Umsetzung ist deshalb nicht zu erwarten. Zudem sprechen die negativen Wirkungen auf andere Stromkunden gegen diese möglichen Änderungen. Eine Anpassung nach Zweiterem ist deshalb keine attraktive Option, zumal - bezogen auf die einzelne Kilowattstunde Strom und im Vergleich mit internationalen Wettbewerbern - dies allein bei einigen Branchen (hier insbesondere Aluminium) nicht ausreichen mag. Gleiches kann auch für eine Anpassung des KWKG hinsichtlich einer weiteren Entlastung für stromintensive Industrien gesagt werden. Für Konzessionsabgaben kann auf Grundlage der bestehenden Verordnung davon ausgegangen werden, dass alle stromintensiven Unternehmen vollständig befreit sind. Auch von der Stromsteuer sind wohl die meisten stromintensiven Unternehmen, die explizit im Stromsteuergesetz benannt sind, bereits befreit oder können sich zumindest auf Antrag hiervon befreien lassen. Ein Absenkungspotenzial besitzt jedoch noch die Stromentgelt-Verordnung. Dies mag vielleicht auch der Grund sein, dass derzeit über eine Reduzierung der Netzkosten für die stromintensive Industrie (Pressemitteilung des BMWi von ) diskutiert wird. 19 Die Abwägung ist in 40 Abs. 1 Satz 2 des EEG angesprochen. 20 Abschätzung bezogen auf GWh privilegierte Strommenge des produzierenden Gewerbes (ohne Schienenbahnen) bei 0,05 ct/kwh und verteilt auf den Strombezug der übrigen Stromendabnehmer. 21 Basis sind hier 423,8 TWh el Stromverbrauch der nicht privilegierten Stromendabnehmer, Quelle der Abschätzung BDEW Seite 89 von 102

91 Würde die bisherige Begrenzung in der StromNEV, welche derzeit einen Wert von größer 50% der veröffentlichten Netzentgelte festlegt, weiter absinken, so geht dies zu Lasten der übrigen Endverbraucher. Derzeit ist geplant, die Voraussetzungen derart zu ändern, dass ab Januar 2011 die Netzentgelte auf bis zu 20% gegenüber den veröffentlichten Netzentgelten abgesenkt werden können, wenn mindestens Vbh/a gegeben sind. Das Einsparpotenzial kann hier nicht gut abgeschätzt werden, da die jeweiligen individuell vergebenen Begünstigungen nicht bekannt sind. Anhand der Darstellung des Stromkostenanteils in Abbildung 3-1 wären dies jedoch zwischen 2% bis zu 6% des Strompreises. 5.4 Optionen der Strombeschaffung Die Möglichkeiten der Optimierung werden nachfolgend in zwei Bereiche gruppiert. Zunächst werden die Optionen, den Strompreis über verschiedene Produkte abzusenken, betrachtet, inklusive Eigenerzeugung und Lastmanagement. Die zweite Gruppe beinhaltet die Diskussion von Optionen, die möglicherweise durch den Staat eingebracht werden können bzw. aufgrund der öffentlichen Diskussion hier aufgenommen wurden. Optionen der Strombeschaffung: o Vollversorgungsvertrag, strukturierte Produkte oder Portfoliomanagement (Bündelkunde, Einkaufsgemeinschaft) o Eigenerzeugung und Lastmanagement Optionen des Staates o Schaffung von förderlichen Rahmenbedingungen Optionen der Strombeschaffung Je nach Bezugsspezifika gibt es am Markt verschiedene Produkte, mit welchen sich die jeweiligen Strom- und Netzkosten senken lassen. Je mehr der Strombezug einem gleichförmigen Band gleicht, desto besser lassen sich die Kosten auch in Abhängigkeit der Bezugsmenge dem Börsenpreis annähern. Entsprechend den Marktgesetzen ist jedoch der Börsenpreis das theoretisch absolute Minimum, wobei es auch hier sicherlich Ausnahmen gibt. Ausgehend von, gegenüber dem Börsenwert, höheren Strompreisen bei den Unternehmen besteht die Möglichkeit, die Bezugsmenge durch Zusammenführung mehrerer gesellschaftsrechtlich zusammenhängender Unternehmen anzuheben, wodurch sich bessere Einkaufskonditionen ergeben können. Neben der Bezugsmenge ergeben sich bei Zusammenführung vieler Lastprofile unter Umständen Glättungseffekte, welche sich ebenfalls positiv auf den Bezugspreis auswirken sollten. Dabei wird im Falle des Bündelkunden der Strom gemeinsam von einem Händler bezogen, jedoch individuell abgerechnet. Im Falle von verbundenen Unternehmen kann die zentrale Beschaffung zudem zur Senkung der Transaktionskosten führen. Als Nachteil ließe sich anführen, dass mögliche Nebendienstleistungen örtlicher oder lokaler Versorger dann wegfallen. Seite 90 von 102

92 Einkaufsgemeinschaften unterscheiden sich von Bündelkunden dahingehend, als es sich hierbei um nicht verbundene Unternehmen handelt. Die Vorteile sind gleich, zudem besteht die Möglichkeit, dass die unterschiedlichen Lastprofile noch bessere Glättungseffekte hervorrufen, als bei Bündelkunden. Bestehende Eigenerzeugung oder Möglichkeiten des Lastabwurfs bei einzelnen Partnern verbessern die Verhandlungsposition weiter. Problematisch könnte sich die Vertragsgestaltung hinsichtlich der Stromkostenumlage erweisen, da die Unternehmen mit ihren typischen Lastprofilen unterschiedlich stark auf den Preis einwirken. Hierbei kann es hilfreich sein, eine eigene Vertriebsgesellschaft zu gründen, welche die Bezugsvorteile entsprechend dem Beitrag den Gemeinschaftspartnern zuweist. Der Strombezug kann dabei über einen Vollversorgungsvertrag oder je nach Bezugsmenge auch mittels eigenem Portfoliomanagement erfolgen. Letzteres beinhaltet weiteres Einsparpotenzial, dem aber zusätzliche Kosten durch die Vertriebsgesellschaft gegenüberstehen. Eigenerzeugung und Lastmanagement können sowohl dem einzelnen Bezug wie auch einer Gemeinschaft weitere Einsparoptionen bieten. Aus dem hohen Anteil an Eigenerzeugung von Strom am Stromverbrauch auch in Deutschland - lässt sich auf eine mögliche Alternative zum Strombezug schließen. Bei weiter ansteigendem Industriestrompreis können die Vorteile der Eigenerzeugung überwiegen und weitere Standorte auf Eigenversorgung umstellen. Die Begrenzung der Bezugslast durch ein Lastmanagement mittels Eigenerzeugung, Lastabwurf oder technisch geregelten Bezugsbegrenzung stellt eine weitere interessante Option dar. Eigenerzeugung kann aber auch zum Nachteil gereichen (wobei immer die Gesamtwirtschaftlichkeit betrachtet werden muss). Handelt es sich um die hier betrachtete stromintensive Industrie mit entsprechendem Wärmebedarf, so kann durch die Eigenerzeugung über Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen möglicherweise der Stromkostenanteil an der Bruttowertschöpfung nicht erreicht werden, um vom 41 EEG profitieren zu können, so dass an der Abnahmestelle der volle Anteil zum EEG zu entrichten ist. Daher wird ein Unternehmen, solange die Stromkosten bei Netzbezug günstiger sind, den KWK-Strom eher ins Netz einspeisen und je nach Größe der Anlage KWK- Vergütung erhalten, anstatt die dezentrale Versorgung vor Ort zu nutzen. Wenn das KWK gar mit Biomasse betrieben wird und die installierte Leistung maximal 20 MW ist, kann sogar eine EEG-Vergütung herausspringen Option des Staates Aufgrund der Diskussion wird hier auf die Forderung eingegangen, der deutsche Staat möge doch Sonderkonditionen beim eigentlichen Strompreis für die stromintensive Industrie herbeiführen, wie es angeblich andere Länder auch haben. Zunächst kann in dieser Studie nicht geprüft werden, inwiefern andere Staaten der europäischen oder der Welt-Gemeinschaft Sonderkonditionen schaffen. Was belegt werden kann ist, dass in Frankreich per Dekret die Möglichkeit geschaffen wurde, dass sich Unternehmen, welche mehr als 2,5 Kilowattstunden verbrauchen, um einen Euro Wert in der Produktion zu schaffen, einem Einkaufskonsortium anschließen dürfen. Dieses schreibt dann gebündelt den gemeinsamen Energiebedarf aus, wobei Verträge Seite 91 von 102

93 mit Laufzeiten von 15 bis 20 Jahren anvisiert werden. Als Orientierung gelten dabei die Grenzkosten für die Stromerzeugung des jeweiligen Kraftwerks und nicht die Preise an einer Börse. Damit dieses Verfahren auch für die Stromerzeuger attraktiv ist, beteiligt sich das Industriekonsortium im Gegenzug an den Investitionen für den Aufbau weiterer Kraftwerke [Handelsblatt 2006]. Gegen dieses Verfahren hat die Europäische Kommission Beschwerde eingelegt, da sie befürchtet, dass somit die Industriekunden derart an die beiden französischen Erzeuger EdF und Suez gebunden werden, dass ein Wettbewerb durch andere Anbieter auf dem französischen Markt nicht mehr zustande kommen kann [EC 2008]. Gegen Spanien läuft ein Verfahren bei der Europäischen Kommission wegen potenzieller Beihilfen in Form von künstlich auf niedrigem Niveau festgesetzten gewerblichen Stromtarifen zugunsten bestimmter großer und mittlerer Unternehmen und der etablierten Elektrizitätsgesellschaften.[EC 2007b] Derartige Eingriffe werden durch die Wettbewerbsaufsicht der Europäischen Kommission verfolgt, da sie gegen geltendes Gemeinschaftsrecht verstoßen und sind somit nicht geeignet, in Deutschland umgesetzt zu werden. Davon ungeachtet ist es nicht Sache des deutschen Staates, den Wettbewerb auszuhebeln und Preise festzusetzen. Derartige Eingriffe sind ordnungspolitisch bedenklich. Aufgrund der derzeitigen Marktbedingungen stellt der an der Leipziger Strombörse ermittelte Wert für Strom die Basis für den Strompreis dar. Der Staat kann und muss lediglich sicherstellen, dass diese Preisfindung aufgrund von Angebot und Nachfrage zustande kommt, dass ausreichend Wettbewerb besteht und dass das Preisfindungsmodell der Börse angemessen ist. Darüber hinausgehende unmittelbare staatliche Einmischungen zur Sicherung der Wettbewerbsfähigkeit einzelner Industrien sind mit einem wettbewerblichen Ordnungsrahmen nicht vereinbar. Eine Option besteht theoretisch zumindest dahingehend, dass der Staat den Strompreis ganz oder teilweise um die Kosten des Emissionshandels senken könnte bzw. einen finanziellen Ausgleich schafft (siehe Kapitel 3.3). Dies könnte er durch Rückzahlung aus den Staatseinnahmen der Versteigerung von CO 2 -Zertifikaten machen (Vorschlag Staatssekretär Homann, Pressemitteilung BMWI vom ), was jedoch eine erhebliche Subvention darstellt und ungeprüft - innerhalb der EU aus beihilferechtlicher Sicht zu rechtlichen Schritten gegen Deutschland führen könnte, zumindest in der bestehenden Handelsperiode. Erst ab 2013 könnte je nach letztendlicher Gestaltung der EU-Richtlinie 2003/87/EC die rechtliche Grundlage bestehen, den stromintensiven und international wettbewerbsgefährdeten Unternehmen aus den Einkünften der Zertifikate- Auktionierung Unterstützung zukommen zu lassen. Unternehmen der Branche, die nicht hiervon profitieren, haben demgegenüber jedoch einen erheblichen Nachteil. Insbesondere dürfte der Mittelstand benachteiligt werden. Aber insbesondere werden die Lenkfunktionen des Emissionshandels stark in Mitleidenschaft gezogen, wenn derartige Ausgleichszahlungen unternehmensscharf oder ohne Anreize für den Umstieg auf emissionsarme Erzeugung umgesetzt werden würde. Zwar würde wie bisher über die Merit-Order die Strompreisfindung erfolgen, dies jeweils inklusive der Kosten durch die Emissionsberechtigungen, doch würden emissionsträchtige Kraftwerke wie z.b. Kohlekraftwerke einen weiterhin vergleichsweise hohen Absatz entgegen ihrer hohen Emissionen verbuchen, da netto die stromintensive Seite 92 von 102

94 Industrie aufgrund der niedrigeren Brennstoffpreise den Strom über OTC-Geschäfte von dort günstiger beziehen kann. Dies gilt jeweils in Abhängigkeit der Höhe der Erstattung der Emissionskosten. Eine Begünstigung stromintensiver Unternehmen in dieser Art scheint je nach Gestaltung eines Ausgleichs - somit gesamtwirtschaftlich nicht zielführend. Inzwischen hat der Bundestag beschlossen, die Nichteisen-Metallindustrie von den hohen Stromkosten durch einen Zuschuss zu entlasten ([WVM 2009], [CDU/CSU- Fraktion 2009]). Gefördert werden können Unternehmen, deren Produkte an der Londoner Metallbörse gehandelt werden (Aluminium, Kupfer, Zink). Das Volumen beträgt 40 Mio. Euro für Bezogen auf die privilegierte Strommenge der Besonderen Ausgleichsregelung für 2009 von rund GWh wären dies ohne Berücksichtigung der 10% Eigenanteil bei einigen Unternehmen maximal 0,05 ct/kwh. Dies entspricht ungefähr dem Anteil der EEG-Kosten pro kwh für stromintensive Industrie. Für die Jahre sollen Lösungen gefunden werden, bis dann in 2013 eine Stromkostenkompensation im Rahmen des Emissionshandelssystems in Kraft tritt. Positiv zu bewerten ist, dass sich die Förderung auf Branchen beschränkt, die mit einem homogenen Produkt am stärksten im internationalen Wettbewerb stehen. Darüber hinaus ist eine zeitlich begrenzte Hilfe vorgesehen. Sie kann auch im Kontext des politisch verbilligten Stroms für Konkurrenten aus Spanien und Frankreich gesehen werden. Für die in Deutschland angesiedelten Betriebe kompensiert dann der Zuschuss die Subventionierung in anderen Staaten. Angesichts des obigen Strompreisvergleichs kann man allerdings skeptisch sein, ob eine vorübergehende Subvention ausreicht, eine langfristige Wettbewerbsfähigkeit der Primäraluminiumhütten in Deutschland zu erhalten. Falls dies nicht der Fall ist, ist auch die Überbrückungshilfe bis 2013 nur für den Erhalt des Bestandes anzusetzen. Zu beachten ist auch, dass die Subventionen Aluminium generell billiger halten und damit den Ersatz von Primäraluminium durch weniger energieintensive Stoffe erschweren. Daneben sind die negativen Wirkungen auf die Steuerzahler zu beachten. Die Subventionierung ist damit eine problematische Zwischenlösung, die der Industrie bestenfalls Zeit verschafft, ihre Wettbewerbsfähigkeit wieder zu erlangen. 5.5 Kraftwerksbeteiligung In der Umfrage bei den drei hier betrachteten Branchen wurde das Interesse an Kraftwerksbeteiligungen deutlich. Bei einer Kraftwerksbeteiligung handelt es sich um eine physische Beteiligung an einem konkreten Kraftwerk, an welchem dann Anteilsrechte und Strombezugsrechte bestehen. Über den Einsatz seines Anteils kann der Anteilseigner innerhalb der technischen Restriktionen frei verfügen; der Zugriff ist der wie in einem eigenen kleinen Kraftwerk. Zusätzlich kann an der Ausschüttung aus der Kraftwerksgesellschaft in Abhängigkeit des jährlich erwirtschafteten Ergebnisses partizipiert werden. Alternativ besteht die Möglichkeit einer Beteiligung über die sogenannte Kraftwerksscheibe. Im Gegensatz zur oben genannten Beteiligung handelt es sich Seite 93 von 102

95 hierbei um einen langfristigen Liefervertrag, dessen Preisstellung sich an den Erzeugungskosten eines entsprechenden Kraftwerks orientiert. [Krzikalla 2005] Der Vorteil beider Ansätze liegt darin, dass der Strompreis sich nicht nach der Merit Order richtet, wie an der Strombörse üblich, sondern auf die individuellen Bereitstellungskosten des Kraftwerks. Die Grenzkosten liegen im Durchschnitt des bestehenden deutschen Kraftwerkparks bei [BMWI 2008a]: Atomkraft: 2,65 ct/kwh (im Bestand) Braunkohle: 2,4 ct/kwh (zzgl. rund 2,1-3,1 ct/kwh für CO 2 -Zertifikate) 22 Steinkohle: 3,35 ct/kwh (zzgl. rund 1,9-2,7 ct/kwh für CO 2 -Zertifikate) Erdgas: 4,9 ct/kwh (zzgl. rund 1-1,6 ct/kwh für CO 2 -Zertifikate) Wasser: 4,3 ct/kwh Bei der Beteiligung an neuen konventionellen Kraftwerken auf kohlenstoffhaltiger Brennstoffbasis dürften aufgrund der Kapitalkosten zunächst die Erzeugungskosten höher als oben angegeben liegen, wie auch Abbildung 5-1 verdeutlicht. Mittel- und langfristig dürften jedoch die Gestehungskosten unter dem Börsenpreis liegen. Zudem sind auch die Nutzungsgrade neuer Kraftwerke deutlich besser als im Bundesdurchschnitt, so dass die Kosten aus dem Emissionshandel bei Vollauktionierung im unteren Bereich der oben angegebenen Bandbreite rangieren. 22 Bei Vollauktionierung und einem unterstellten Wert von 25 Euro/t CO 2 Seite 94 von 102

96 Abbildung 5-1: Typische Stromgestehungskosten alter und neuer Kraftwerke bei unterstelltem CO 2 -Zertifikatepreis von 20 Euro/t [Groscurth 2009] Atom- und Wasserkraft scheinen hierbei zunächst die langfristig stabilere Wahl darzustellen. Wegen des Atomausstiegs ist aber eine Beteiligung nicht zweckmäßig. Zudem gilt es auch als unwahrscheinlich, eine Beteiligung bei bestehenden Kraftwerken zu erhalten, da die potenzielle Gewinnmarge bezogen auf den Börsenpreis immens ist. Die Ressourcen für große Wasserkraft sind in Deutschland fast gänzlich ausgeschöpft. Eine Beteiligung bei bestehenden Kraftwerken scheint aufgrund deren Wirtschaftlichkeit ebenfalls nicht möglich. Bei Beteiligungen im Ausland besteht bei beiden die Problematik der Engpässe bei den internationalen Kuppelstellen, so dass nicht ausreichend Leistung in das deutsche Netz übertragen werden kann. Zudem entstehen durch den Kauf von Kuppelleistung weitere Kosten. Entsprechend liegt das Interesse der stromintensiven Industrie an Beteiligungen in Kohle- und Gaskraftwerken im Inland. Für die Eigennutzung des Stroms bedarf es zudem eines Portfoliomanagements, mit dem Differenzen aus Erzeugung und Bedarf ausgeglichen werden können. Aufgrund der derzeitigen wirtschaftlichen Lage und der Zurückhaltung der Banken hinsichtlich Risikokredite, wurden nach Aussagen der befragten Unternehmen derartige Projekte derweil zurückgestellt. Seite 95 von 102

97 5.6 Eigenerzeugung Unter gewissen Bedingungen mag zudem die Stromeigenerzeugung mit einem eigenen Kraftwerk durchaus interessant sein. Dies ist insbesondere dann der Fall, wenn: In der eigenen Produktion Reststoffe anfallen, aus denen Energie gewonnen werden kann, die gegenüber externer oder getrennter Energieerzeugung oder -beschaffung in einem Maß günstiger ist, als ein alternativer Verkauf der Reststoffe; Wenn im Betrieb gleichfalls ein hoher Wärmebedarf besteht; Es viele Lastspitzen gibt, die, alternativ zu Lastmanagement, durch eine Stromerzeugungsanlage abgefahren werden können; Es überhaupt aufgrund der langfristigen Strommarktentwicklungen an der Börse, den Bezugskonditionen, der langfristigen Orientierung des Produktionsstandorts usw. wirtschaftlich interessant erscheint. Die Eigenerzeugung kann dabei selbst durchgeführt werden, was entsprechendes Personal bedarf, oder im Contracting von Dritten. Die chemische Industrie wie auch die Papierindustrie sind hierbei ein gutes Beispiel. Bei beiden Branchen werden Reststoffe der Produktion zum Zwecke der Energiebereitstellung eingesetzt und damit zum Teil auch gleich günstig entsorgt. Zum Teil kommen KWK-Anlagen zum Einsatz, da in den beiden Branchen zunächst der Wärmebedarf mitunter sehr hoch ist. Im Sektor Papierherstellung werden ca. 30% des Stromverbrauchs aus eigenen Anlagen gedeckt, davon sind ca. 90% KWK-Anlagen, wie in Kapitel dargestellt. Eigenerzeugungsanlagen sind eine langfristige Investition und bedürfen einer langfristigen Strategie. Damit die Wirtschaftlichkeit gegeben ist, bedarf es zumeist einer gekoppelten Erzeugung von Strom und Wärme, wobei die Wärme gesichert selbst verbraucht oder von Dritten abgenommen werden muss. Neben den anfangs genannten wirtschaftlichen Aspekten spielen auch Unabhängigkeit vom Stromhandelsmarkt, Planungssicherheit sowie Versorgungssicherheit eine wesentliche Rolle. Ersparnisse ergeben sich auch auf Seiten der Netzkosten, die aber für stromintensive Industrien eher einen Nebenschauplatz darstellen, da der Anteil am Gesamtstrompreis bereits sehr gering ist. Als Nachteile wären die mit der Investition einhergehenden Risiken zu nennen sowie die Integration einer neuen Wertschöpfungskette, die zuvor nicht Teil des Kerngeschäfts war. Kapital, das ggf. für das Kerngeschäft nötig wäre, wird mit der Entscheidung langfristig gebunden. Hinzu kommen Wartungs-, Instandhaltungs- und Betriebsführungskosten. Bedarf es eines Bezugs von Brennstoff, so entsteht zudem eine neue Abhängigkeit und damit auch neue Risiken. Seite 96 von 102

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