THE CHALLENGE TO GERMANY S GLOBAL COMPETITIVENESS IN A NEW ENERGY WORLD Volume

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1 An AnIHS IHS Report Report October October THE CHALLENGE TO GERMANY S GLOBAL COMPETITIVENESS IN A NEW ENERGY WORLD Volume Volume 11 Prepared by: IHS Global GmbH Bleichstraße 1 Frankfurt am Main, Germany 6945_0912PB GermanyEnergyCover4.indd 1 07/10/ :07

2 Über IHS ( Dieser Bericht wurde von IHS Inc. erstellt, dem führenden Anbieter von strategischen Informationen und Analysen in den wichtigsten globalen Industrie- und Dienstleistungsbereichen. Unternehmen, Behörden und internationale Organisationen in mehr als 165 Ländern weltweit vertrauen den integrierten, unabhängigen Lösungen und der strategischen Analyse von IHS bei ihren Entscheidungen und der Entwicklung ihrer Strategien. IHS wurde 1959 gegründet und beschäftigt derzeit ca Mitarbeiter in 31 Ländern weltweit. Sitz des Unternehmens ist in Denver, Colorado, USA; in Deutschland ist IHS mit Büros in Frankfurt, Düsseldorf und München vertreten. Seit 2004 hat IHS mehr als 60 Unternehmen übernommen und integriert, darunter Global Insight, ein im Bereich Makroökonomie führendes Unternehmen, zu deren Gründern der Wirtschaftsnobelpreisträger Lawrence Klein gehört, sowie Cambridge Energy Research Associates (CERA), welches vom Pulitzerpreisgewinner Daniel Yergin gegründet wurde. For more information, contact: Ralf Wiegert Director, Economic Impact Analysis, IHS Susanne Hounsell Associate Director, IHS Energy Insight, IHS For press information, contact: Jeff Marn Senior Manager Public Relations, IHS also Rowland Barran EMEA Corporate Communications Director, IHS Jim Dorsey Senior Manager Media Relations, IHS IHS Media Relations IHS COPYRIGHT NOTICE AND LEGAL DISCLAIMER 2013 IHS. No portion of this report may be reproduced, reused, or otherwise distributed in any form without prior written consent, with the exception of any internal client distribution as may be permitted in the license agreement between client and IHS. Content reproduced or redistributed with IHS permission must display IHS legal notices and attributions of authorship. The information contained herein is from sources considered reliable but its accuracy and completeness are not warranted, nor are the opinions and analyses which are based upon it, and to the extent permitted by law, IHS shall not be liable for any errors or omissions or any loss, damage or expense incurred by reliance on information or any statement contained herein. For more information, please contact IHS at IHS CARE (from North American locations), or +44 (0) (from outside North America). All products, company names or other marks appearing in this publication are the trademarks and property of IHS or their respective owners. October IHS

3 Project Chairman Daniel Yergin, IHS Vice Chairman Executive Advisory Board Nariman Behravesh, IHS Chief Economist Michael Stoppard, IHS Energy Insight Chief Strategist James Rosenfield, IHS Senior Vice President Project Executive John W. Larson, Vice President, IHS Economics Project Directors Catherine Robinson, Senior Director, IHS Energy Insight Ralf Wiegert, Director, IHS Economics Project Team Tabitha M. Bailey, Director, IHS Economics Mohsen Bonakdarpour, Managing Director, IHS Economics Alun Davies, Senior Principal Researcher, IHS Energy Insight Jerry Eumont, Managing Director, IHS Upstream Consulting Federico Ferrario, Associate Director, IHS Energy Insight Samantha Gross, Director, IHS Energy Insight Diana Heger, Senior Consultant, IHS Economics Ulrich Hendel, Consultant, IHS Economics Susanne Hounsell, Associate Director, IHS Energy Insight Diana Illing, Consultant, IHS Economics Andre Jungmittag, Professor for Economics and Quantitative Methods Faculty Business and Law University of Applied Sciences, Frankfurt am Main Henner Lehne, Senior Director Light Vehicle Forecasting, IHS Automotive Jan Roelofsen, Research Director, IHS Energy Insight Michael Smith, Senior Director, IHS Chemical Insights Shankari Srinivasan, Vice President, IHS Energy Insight Patrick Thomson, Senior Consultant, IHS Economics 2013 IHS 3 October 2013

4 Contents Zusammenfassung...5 Deutschlands Herausforderung: Der Energiesektor...7 Die Bedeutung der energiepolitischen Kosten für die deutschen Strompreise...8 Energiekosten und Wettbewerbsfähigkeit...9 Definition der Szenarien...9 Wirtschaftliche Ergebnisse...10 EEG-Ausnahmeregelungen und die deutsche Industrie...12 Die Bedeutung des Energiemix in der Energieversorgung Unzulänglichkeiten der aktuellen Energiewende...16 Die Herausforderung der Energie-Bedarfsreduktion in einer wachsenden Wirtschaft Trade-off zwischen Wachstum und geringeren CO 2 -Emissionen Die Rolle von Gas im Energiemix...18 Fazit...18 Weitere Arbeiten...19 Anhang A: Makroökonomischer Modellansatz für die Szenarioanalyse von IHS...20 October IHS

5 Zusammenfassung Deutschland steht vor wichtigen Entscheidungen über seine zukünftige Energiepolitik. Die derzeitige nationale Energiestrategie hat sich zunehmend von dem ursprünglichen Ziel abgekoppelt, Energie zu wettbewerbsfähigen Preisen bereitzustellen und gleichzeitig die CO 2 -Emissionen zu senken. Das Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) hat sich zwar als ein effektives Instrument erwiesen, um den Anteil der Erneuerbaren Energien im deutschen Stromversorgungssystem zu steigern, allerdings zu einem hohen Preis. Die Herausforderungen durch die steigenden Stromkosten sind vergleichbar mit den Aufgaben, denen sich Deutschland vor einem Jahrzehnt im Arbeitsmarkt stellen musste. Nicht zuletzt die Lösung dieses Problems war ein Schlüsselfaktor für Deutschlands solide wirtschaftliche Entwicklung, die von starken Exporten getragen wird. Heute jedoch stellt ein starrer und ineffizient organisierter Energiemarkt mit steigenden Kosten eine Gefahr für die internationale Wettbewerbsfähigkeit Deutschlands und somit für die deutsche Wirtschaft dar. Die steigenden Stromkosten sind eine besondere Herausforderung für die exportorientierte deutsche Wirtschaft. Das Verhältnis von Ausfuhr von Waren und Dienstleistungen zum deutschen Bruttoinlandsprodukt (BIP) betrug im Jahr %. Diese stark exportorientierte Wirtschaft reagiert äußerst empfindlich, wenn sich die Wettbewerbsposition gegenüber anderen Marktteilnehmern mit gleichwertigen Angeboten ändert. Energiepreise sind eine Schlüsselkomponente für die Wettbewerbsfähigkeit Deutschlands. Steigende Strompreise in Deutschland und die deutlich geringeren Energiepreise in Nordamerika führen dazu, dass deutsche Produkte weniger wettbewerbsfähig werden, und können energieintensive Unternehmen zwingen, in andere Länder abzuwandern, ein Problem, das als Investment Leakage bekannt ist. Bei einer stark integrierten und spezialisierten Wirtschaft wie der deutschen führt Investment Leakage zu einer Unterbrechung von Wertschöpfungsketten und der Abwanderung der Unternehmen aus Deutschland. Impulse durch hohe Energiekosten pflanzen sich in der hoch integrierten deutschen Wirtschaft rasch fort. Kosteneffekte bei energieintensiven Industrien, die meist am Anfang der industriellen Wertschöpfungsketten stehen, werden dabei schnell in andere Bereiche des vom Mittelstand dominierten verarbeitenden Gewerbes und in weitere Wirtschaftsbereiche übertragen. Dieser Bericht untersucht nun die Verbindungen zwischen den deutschen Energiekosten, der Wettbewerbsfähigkeit und der Wirtschaftsleistung. Er quantifiziert und vergleicht die Auswirkungen von Energiekosten auf die Gesamtwirtschaft und Industrie mit Hilfe von zwei Energiepreis-Szenarien: Das Hochpreis-Szenario geht von einem schnellen Ausbau erneuerbarer Energiequellen sowie der Abschaffung von Ausnahmeregelungen und Steuervergünstigungen bei Strompreisen aus, die die energieintensive Industrie in Deutschland bislang teilweise vor den steigenden Kosten infolge der Förderung der erneuerbaren Energien geschützt haben. Das Wettbewerbsfähige Energie-Szenario sieht dagegen ein moderateres Tempo beim Ausbau erneuerbarer Energien und eine stärkere Rolle der konventionellen Stromerzeugung, insbesondere aus Gaskraftwerken, vor. Die für die Industrie geltenden Ausnahmeregelungen werden beibehalten. Diese Analyse zeigt, dass das Hochpreis-Szenario erhebliche wirtschaftliche Einbußen mit sich bringt. Das Wettbewerbsfähige Energie-Szenario stärkt dagegen das Produktionspotenzial und bringt weitere Wachstumschancen für die exportorientierten Sektoren und die deutsche Wirtschaft insgesamt. Die folgenden Zahlen illustrieren die Auswirkungen der unterschiedlichen Szenarioannahmen: Im Jahr 2030 ist das deutsche Bruttoinlandsprodukt beim Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario 211 Milliarden bzw. 6,2% höher als beim Hochpreis-Szenario IHS 5 October 2013

6 Das Privateinkommen ist 6,3% höher, und ein Durchschnittsbürger hat 2030 im Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario jährlich ein um höheres verfügbares Einkommen als im Hochpreis-Szenario. Der energieintensive Chemiesektor verzeichnet im Hochpreis-Szenario eine jährliche Zuwachsrate von lediglich 0,7 Prozent. Im Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario beträgt seine jährliche Wachstumsrate zwischen 2015 und ,8 Prozent (1,1 Prozentpunkte mehr) und stellt mehr Arbeitsplätze bereit als im Hochpreis-Szenario. Maschinenbau und Automobilindustrie profitieren im Vergleich zum Hochpreis-Szenario ebenfalls vom Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario, da ihre Beschaffungskosten sinken und inländische Lieferanten in ihrer Wertschöpfungskette nicht zu einer Standortverlagerung gezwungen sind. Daraus ergibt sich für das Jahr 2030 ein Plus von 43 Milliarden für den Maschinenbau und von 65 Milliarden für den Automobilsektor, was sich in bzw mehr Arbeitsplätzen in den beiden Industriezweigen im Vergleich zum Hochpreis-Szenario niederschlägt. Die Ergebnisse zeigen, dass Deutschland vor grundlegenden Entscheidungen über das Tempo der Entwicklung erneuerbarer Energien und deren Finanzierung steht. Diese Entscheidungen haben großen Einfluss auf das Wirtschaftswachstum in der Bundesrepublik und ihre Wettbewerbsfähigkeit auf globaler Ebene. In der vorliegenden Studie werden die Auswirkungen dieser Entscheidungen quantifiziert. Eine schnelle und teure Expansion von noch nicht ausgereiften erneuerbaren Technologien führt zu Wettbewerbsnachteilen für Deutschland. Die Befreiung energieintensiver Industriezweige von den Zahlungen für steigende Kosten des Energieerzeugungssystems bietet einen gewissen Schutz vor Wettbewerbsnachteilen. Aber ein anderer Energiemix könnte darüber hinaus die Kosten im Energiesystem insgesamt reduzieren, wovon letztlich alle Verbraucher profitieren. Der vorliegende erste Teil der Studie wird durch einen zweiten Teil ergänzt werden. Dieser zweite Teil der Studie wird die Bedeutung der Energiekosten für das deutsche Wirtschaftswachstum noch detaillierter untersuchen. Darüber hinaus wird er insbesondere die Rolle beleuchten, die eine höhere europäische Gasproduktion spielen könnte, wenn es darum geht, Deutschland in eine kostengünstigere, CO2-arme und wirtschaftlich wettbewerbsfähige Zukunft zu führen. October IHS

7 Deutschlands Herausforderung: Der Energiesektor Energie ist in der innenpolitischen Debatte der Bundesrepublik zu einem zentralen Thema geworden. Die Gründe hierfür sind angesichts der rasch ansteigenden Strompreise für viele Unternehmen und Haushalte offensichtlich. Angesichts rückläufiger Gaspreise und niedriger Strompreise in Nordamerika stellen hohe Strompreise in Deutschland ein immer größeres Risiko für die internationale Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Industrie und der Exporte dar, die der Motor des Wirtschaftswachstums sind. Die deutschen Strompreise in der Industrie zählen zu den höchsten in Europa und sind 2,5-mal so hoch wie in den Vereinigten Staaten. 1 Die internationale Wettbewerbsfähigkeit ist für Deutschland und den dort herrschenden Lebensstandard besonders wichtig, da das Land stark vom Export abhängt. Das Verhältnis der Ausfuhr von Waren und Dienstleistungen zum deutschen Bruttoinlandsprodukt (BIP) betrug im Jahr %. Die Aufrechterhaltung der deutschen Wettbewerbsfähigkeit auf internationaler Ebene ist nicht nur für einige Unternehmen und Wirtschaftszweige ein Problem. Sie wirkt sich auf die gesamte Wirtschaft, die deutsche Bevölkerung und den Staatshaushalt aus. Ein Ziel der deutschen Energiewende ist der schnelle Ausbau der Nutzung von erneuerbaren Energieträgern. Doch die Kosten für die Förderung und Integration von Ökostrom sind der Hauptgrund für die jüngsten Strompreiserhöhungen. Das Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) aus dem Jahre 2000 ist der primäre Mechanismus für die Umsetzung der Energiewende und fördert die erneuerbaren Energien durch eine EEG-Umlage auf die Stromrechnung. Das EEG hat sich als ein effektives, aber ineffizientes Instrument bei der Steigerung des Anteils von erneuerbaren Energien im deutschen Stromsystem erwiesen. Die Ökostromerzeugung machte % der Stromproduktion des Landes aus und wird 2013 auf fast 25% steigen. Setzt sich die derzeitige Entwicklung fort, dann wird Deutschland im Jahr 2020 sein Ziel von 35% erneuerbarer Energien zur Deckung des Strombedarfs übertreffen. Deutschland hat mehr als alle anderen Ländern in die Ökostromerzeugung investiert. Nach Schätzungen von IHS sind Verbraucher für die nächsten 20 Jahre zu EEG-Zahlungen von mehr als 185 Milliarden (inflationsbereinigt auf Basis 2013) verpflichtet. Weitere Unterstützung wird erforderlich sein, um die Ausbauziele für 2020 und längerfristige Ziele zu erreichen. 2 Der Anstieg der EEG-Umlage zwischen 2012 und 2013 um fast 50% hat die Bedenken verstärkt, dass die Energiewende derzeit eines ihrer primären Ziele nicht erreicht: die Bereitstellung von Strom in Deutschland zu wettbewerbsfähigen Preisen. Die deutschen Strompreise steigen, während gleichzeitig die Erkundung und Produktion von neuen kostengünstigen Erdgasressourcen in Nordamerika die dortigen Energiekosten senkt. Dies hat zur Folge, dass die Gaspreise für die Industrie in Deutschland nun mehr als dreimal so hoch sind wie in den Vereinigten Staaten. Außerdem bleiben die Auswirkungen neuer Erdgasvorkommen nicht auf Nordamerika beschränkt. Viele asiatische Märkte, die große Mengen Flüssiggas (Liquefied Natural Gas - LNG) importieren, zahlen derzeit vergleichsweise hohe Marktpreise (siehe nachfolgendes Diagramm). 3 Aber wenn neue Erdgasquellen zur Verfügung stehen, werden die LNG-Preise weltweit sinken und somit auch Asiens Gaspreise reduzieren. Im Gegensatz dazu spielt LNG bei der Festsetzung der Gaspreise in Nordeuropa eine untergeordnete Rolle im Vergleich zum Preis für die pipelinegebundene Gasversorgung. Aus diesem Grund ist es 1. Für den internationalen Vergleich der Industriestrompreise wurde die IEA herangezogen, da sie die einzige Quelle für Endverbraucherpreise in einer Vielzahl von Ländern ist. 2. Auf 185 Milliarden beläuft sich nach IHS-Schätzungen die verbleibende Förderung im Rahmen des EEG für Kapazitäten erneuerbarer Energien, die bereits installiert wurden. Weitere Kosten entstehen, wenn zusätzliche Kapazität implementiert wird. Die genaue Höhe der künftigen Förderung hängt von der künftigen Höhe der Einspeisetarife, der Großhandelsstrompreise und der Erzeugung erneuerbarer Energie ab. 3. Guangdong ist eine Küstenregion in China, hier sind die hohen Weltmarktpreise für Flüssiggas maßgeblich. Im chinesischen Binnenland sind die Preise sowohl für den privaten Verbrauch als auch für die Industrie deutlich geringer, weil im Inland produziertes Gas eine größere Rolle spielt IHS 7 October 2013

8 Industriestrompreise für verschiedene Länder Industriegaspreise für verschiedene Länder pro MWh pro MWh H H Deutschland Frankreich Deutschland Frankreich China (Guangdong) Vereinigte Staaten China (Guangdong) Vereinigte Staaten Quelle: IEA, IHS Energy 2013 IHS Quelle: IEA, IHS Energy 2013 IHS unwahrscheinlich, dass die europäischen Gaspreise so stark sinken wie dies in Asien erwartet wird, was für die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Industrie auf den Weltmärkten eine weitere Herausforderung darstellt. Die Bedeutung der energiepolitischen Kosten für die deutschen Strompreise Die energiepolitischen Kosten regulatorischer Maßnahmen und sonstiger Abgaben haben einen erheblichen Einfluss auf die Energiepreise, welche die Industrie in Europa zahlt. Eurostat berichtet, dass der Anteil von Steuern und sonstigen Abgaben an den deutschen Industriestrompreisen 2012 ca. 30% erreichte. 4 In anderen wichtigen europäischen Wirtschaftsräumen beliefen sich diese Belastungen lediglich auf 3% (im Vereinigten Königreich) und 9% (in Frankreich). Die Steuern und Abgaben in deutschen Industriestrompreisen haben sich seit 2007 verdreifacht und den durch sinkende Großhandelspreise ausgeübten Abwärtsdruck mehr als ausgeglichen. 5 Die von den Endverbrauchern getragenen energiepolitischen Kosten sind in Deutschland so hoch, weil in der Bundesrepublik der Wechsel zu erneuerbaren Energien rascher verläuft als in anderen europäischen Ländern beliefen sich die Nettokosten für Zahlungen an deutsche Produzenten erneuerbarer Energien auf 14 Milliarden (0,5% des deutschen BIP). In Frankreich und im Vereinigten Königreich wurden hierfür 2 Milliarden aufgebracht (jeweils weniger als 0,1% des BIP), was etwa 15% der in Deutschland gezahlten Summe entspricht. 6 Die Kosten werden mit fortschreitendem Ausbau erneuerbarer Energien jedoch noch weiter wachsen. Die direkten Nettokosten für die Förderung erneuerbarer Energien werden 19 Milliarden im Jahr 2013 übersteigen. Die tatsächlichen Gesamtkosten für die Integration der erneuerbaren Energiequellen sind noch höher als hier angegeben, da diese Zahlen die erheblichen Kosten für den Netzausbau und das Netzmanagement in Verbindung mit einer zunehmenden Marktdurchdringung der erneuerbaren Energien nicht berücksichtigen. 4. Für einen Endverbraucher der Kategorie IF mit einem Verbrauch von GWh/Jahr. Der Anteil von Steuern und Abgaben für andere industrielle Endverbraucher lag zwischen 23% und 31%. 5. Eurostat nennt durchweg nur Preise für Verbraucher bis 150 GWh pro Jahr in den meisten EU-Märkten. Verbraucher, die mehr als diese Menge benötigen, beschaffen sie sich häufig direkt vom Strommarkt und/oder haben eigene Anlagen zur Stromerzeugung. 6. Die Nettokosten beziehen sich auf den Umfang der Subventionszahlungen abzüglich der Großhandelsumsätze, die den Endverbrauchern zugewiesen werden. Zusatzkosten, wie Verwaltungskosten oder Kosten, die anderweitig als Defizit abgefangen werden, sind nicht berücksichtigt. October IHS

9 Ein ganz anderer Ansatz wird in den Vereinigten Staaten verfolgt, wo die erneuerbaren Energien in Form einer Steuergutschrift oder einer direkten staatlichen Unterstützung von Kapitalinvestitionen gefördert werden. Die Förderkosten sind daher Opportunitätskosten in Form eines Verzichts auf Steuereinnahmen oder eine pauschale staatliche Zahlung statt einer direkten Belastung der Endverbraucher. Die Mindereinnahmen bei der Einkommensteuer im Zusammenhang mit Programmen für Wind- oder PV-Solaranlagen in den Vereinigten Staaten beliefen sich 2012 auf 6,4 Milliarden. Diese unterschiedliche Behandlung der Förderung erneuerbarer Energien ist eindeutig eine zusätzliche Herausforderung an die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Industrie. Energiekosten und Wettbewerbsfähigkeit Die Energiekosten sind für die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Industrie im In- und Ausland von entscheidender Bedeutung. Wenn die Strompreise in Deutschland im Vergleich zum Rest der Welt steigen, werden deutsche Exporte weniger wettbewerbsfähig und durch Produkte ersetzt, die in anderen Ländern hergestellt werden. Gleichzeitig stellen Importe eine größere Gefahr für heimische Hersteller dar, die höhere Kosten zu tragen haben. Bei steigenden Importen und rückläufigen Exporten sinken die Nettoexporte. Die Energiepreise wirken sich auch auf die Investitionsentscheidungen deutscher Unternehmen aus. Insbesondere energieintensive Firmen können durch hohe Strompreisunterschiede zur Standortverlagerung gezwungen werden, um ihre Wettbewerbsfähigkeit zu erhalten; dieses Problem ist als Investment Leakage bekannt. Geringere Nettoexporte und Investment Leakage zusammen können zu spürbaren direkten Einbußen bei Produktion und Arbeitsplätzen führen. Im stark integrierten und spezialisierten Industriesektor Deutschlands würden aber auch Wertschöpfungsketten und Innovationsnetze unterbrochen. Darüber hinaus könnte die Standortverlagerung eines Unternehmens auch andere Unternehmen dazu veranlassen, im Interesse des Erhalts von Kunden- und Lieferketten es ihm gleich zu tun, und zwar unabhängig von ihrem Energieverbrauch. Indirekte Auswirkungen können daher die direkten Einbußen bei Produktion und Arbeitsplätzen vervielfachen. Dieser Bericht untersucht die Verbindungen zwischen den Energiekosten, der Wettbewerbsfähigkeit und der Wirtschaftsleistung. Er quantifiziert zum ersten Mal die Wirkung zweier verschiedener Energiepreis- Szenarien unter den Bedingungen der Energiewende auf die deutsche Wirtschaft und Industrie. Definition der Szenarien IHS hat zwei alternative Szenarien für die Zukunft des deutschen Energiesystems entwickelt: ein Hochpreis-Szenario und ein Wettbewerbsfähiges Energie-Szenario. Die unterschiedlichen Zielprioritäten und energiepolitischen Weichenstellungen der beiden Szenarien führen zu zwei verschiedenen Wegen für die Stromerzeugung in Deutschland und für die Strompreise. Das Hochpreis-Szenario geht davon aus, dass Deutschland seine langfristigen Ziele in punkto erneuerbare Energien vollumfänglich erreicht, aber auch die Ausnahmeregelungen für die Industrie abschafft, die die deutsche Industrie derzeit teilweise vor den Kosten der Energiewende schützen. Dieses Szenario bringt erhebliche Kosten für die deutsche Industrie und die Wirtschaft, umfangreiche Verluste bei Nettoexporten und Investitionen und damit rückläufige Marktanteile deutscher Unternehmen und Unterbrechungen in den Wertschöpfungsketten der deutschen Industrie mit sich. Das Wettbewerbsfähige Energie-Szenario unterstellt dagegen, dass erneuerbare Energien in einem angemesseneren Tempo entwickelt werden. Es konzentriert sich dabei auf ausgereifte Technologien und eine größere Rolle für die konventionelle Stromerzeugung, insbesondere auf der Basis von Gas. Die Gesamtkosten für das Stromsystem sind bei diesem Szenario geringer. Die CO 2 -Emissionen sinken weiter, 2013 IHS 9 October 2013

10 jedoch nicht so rasch wie beim Hochpreis-Szenario. Die für die Industrie geltenden Ausnahmeregelungen werden in diesem Szenario beibehalten. Wirtschaftliche Ergebnisse IIHS hat die wirtschaftlichen Auswirkungen des Hochpreis- und des Wettbewerbsfähigen Energie-Szenarios quantifiziert. Dazu wurde ein integrierter Modellrahmen entwickelt, der sowohl industrieökonomische als auch gesamtwirtschaftliche Aspekte und Wirkungszusammenhänge zu betrachten erlaubt. Damit ist die Studie in der Lage, die Folgen der beiden Energie-Szenarien auf die deutsche Wirtschaft zu beurteilen und die globale Wettbewerbsfähigkeit des deutschen produzierenden und verarbeitenden Gewerbes evaluieren zu können. Der Ansatz von IHS berücksichtigt nicht nur die direkten Auswirkungen höherer Energiepreise auf Produktion, Investitionen und Beschäftigung in energieintensiven Industriezweigen, sondern auch die indirekten Auswirkungen auf die Produktion und Wertschöpfung in der gesamten Wertschöpfungskette sowie auf die verfügbaren Einkommen in allen Wirtschaftsbereichen. Diese Analyse zeigt, dass die Verlagerung auch eines nur kleinen Anteils der energieintensiven Branchen am Anfang von hoch integrierten Wertschöpfungsketten einen erheblichen Dominoeffekt auf die Gesamtwirtschaft haben würde. Die chemische Industrie ist ein gutes Beispiel dafür, wie sich die Auswirkungen des Hochpreis-Szenarios durch die Wirtschaft fortpflanzen. Die Wertschöpfungskette der chemischen Industrie beginnt in der Regel mit energieintensiven Raffinerien und der Produktion von Basischemikalien. Die Produktion erstreckt sich dann auf eine Vielzahl weiterer Schritte in der Wertschöpfungskette, die in integrierten Produktionsstätten organisiert sind. Eine Verlagerung im ersten Teil dieser Kette würde zu starken negativen Auswirkungen auf die Rentabilität von weniger energieintensiven Teilen der Wertschöpfungskette führen. Außerdem sind die meisten chemischen Produkte selbst Grundlage für viele andere Branchen wie die Kunststoff- oder Automobilindustrie. Verlagerungen der chemischen Industrie können die Beschaffungskosten für ihre industriellen Kunden erhöhen und sich negativ auf deren Wettbewerbsfähigkeit auswirken. Ähnliches gilt für Metallerzeugnisse (wie Aluminium, Kupfer, Eisen oder Zink), die ein weiterer Ausgangspunkt für wichtige Wertschöpfungsketten im verarbeitenden Gewerbe sind. Obwohl direkte negative Auswirkungen vor allem in der verarbeitenden Industrie bei Produktion, Export und Investitionen zu spüren sind, haben hohe Energiepreise weitere indirekte Effekte auf Handel, Verkehr und andere unternehmensbezogene Dienstleistungen, den Bausektor und über Einkommens- und Beschäftigungseffekte auch auf den privaten Konsum. Verluste in bestimmten Industriezweigen oder in der gesamten Wirtschaft sind insgesamt auf drei verschiedene Effekte zurückzuführen: Direkte Effekte auf Produktion und Kapazität: geringere Exporte und Importsubstitution schwächen die inländische Produktionsleistung, während Investment Leakage die Produktionskapazität schmälert. Indirekte Effekte auf Produktion und Kapazität: Lieferanten und Kunden in einer integrierten Wertschöpfungskette können gezwungen sein, dem Weg der energieintensiven Hersteller zu folgen. Induzierte Effekte: Die durch die direkten und indirekten Auswirkungen bedingte Verringerung der wirtschaftlichen Aktivität reduziert ihrerseits Beschäftigung und Einkommen, was wiederum die Kaufkraft in der Gesamtwirtschaft reduziert. October IHS

11 Diese Effekte werden in dem dynamischen Ansatz des IHS-Modells für Deutschland abgebildet. Auf dem Weg vom Hochpreis- zum Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario führen die niedrigeren Energiekosten zu einer höheren Investitionsneigung, fördern die lokale Produktion und schaffen mehr Arbeitsplätze und höhere Einkommen. Die zu den jeweiligen Szenarien gehörenden Wachstumsraten sind in der Tabelle zusammen mit den Unterschieden in Bezug auf Produktionsleistung und Wirtschaftswachstum abgebildet. Im Hochpreis- Szenario, das die Befreiung von der EEG-Umlage und Steuerermäßigungen aufhebt, büßt Deutschland an Wettbewerbsfähigkeit und Wirtschaftswachstum ein. Das Wettbewerbsfähige Energie-Szenario, das diese Befreiungen beibehält, geht für das Jahr 2030 in Deutschland von einer Differenz beider Szenarien beim Bruttoinlandsprodukt von 211 Milliarden (inflationsbereinigt 2013) bzw. von 6,2% aus. Das verfügbare Einkommen der privaten Haushalte liegt 6,3% höher, dies entspricht einer durchschnittlichen Steigerung der verfügbaren Einkommen von pro Jahr und Kopf. Durchschnittliche jährliche Wachstumsraten und Niveau-Unterschiede 2030 Durchschnittliche jährliche Wachstumsraten Unterschied Hochpreis/ Wettbewerbsfähig Hochpreis Wettbewerbsfähig Absolut Prozent BIP 1,25% 1,60% 211 Mrd. 6,2% Exporte Verarbeitendes Gewerbe 2,54% 3,83% 452 Mrd. 25,4% Beschäftigung -0,15% -0,03% 1,3 Mio. 3,0% Verfügbares Einkommen 1,08% 1,45% 129 Mrd. 6,3% Verfügbares Pro-Kopf-Einkommen 1,22% 1,58% ,3% Staatseinnahmen 0,98% 1,27% 81 Mrd. 5,6% Quelle: IHS Economics Unter den Top-Drei-Sektoren der verarbeitenden Industrie (Chemie und Pharma, Maschinenbau und Automobilherstellung) erzielt der Chemie- und Pharmabereich die größten Gewinne in der Differenzbetrachtung zwischen Hochpreis- und Wettbewerbsfähigem Energie-Szenario. Der Unterschied zwischen dem Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario und dem Hochpreis-Szenario beträgt im Durchschnitt 1,1 Prozentpunkte für das jährliche Produktionswachstum im Zeitraum 2015 bis Damit geht der Erhalt von Arbeitsplätzen im Jahr 2030 einher. Die Chemie- und Pharmabranche, die zu den energieintensivsten Industriezweigen des verarbeitenden Gewerbes gehört und sowohl Gas als auch Strom verbraucht, profitiert einerseits davon, dass Marktanteile und Inlandskapazitäten im Vergleich zum Hochpreis-Szenario beibehalten werden. Darüber hinaus verfügt dieser Sektor über stark integrierte Wertschöpfungsketten. Die Aufrechterhaltung energieintensiver vorgelagerter Kapazitäten, einschließlich Raffinerien, führt auch zu entsprechenden positiven Effekten bei nachgelagerten Aktivitäten. Im Vergleich zum Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario leiden Maschinenbau und Automobilindustrie im Hochpreis-Szenario in erster Linie unter negativen indirekten Effekten, da ihre Beschaffungskosten steigen und einige ihrer Lieferanten zur Standortverlagerung gezwungen sind. IHS geht davon aus, dass die Produktionsleistung im gesamten Verarbeitenden Gewerbe im Hochpreis-Szenario im Jahresdurchschnitt im Prognosezeitraum 2015 bis 2030 zwar noch um 0,8% wächst. Die jährliche Wachstumsrate beim Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario würde aber mit 1,7% mehr als doppelt so hoch sein. Die Automobilindustrie würde im Hochpreis-Szenario nur um 1,6% wachsen, während im Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario ein Wachstum von 2,4% prognostiziert wird. Für die Produktion von Metallerzeugnissen wird im Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario eine Steigerung von knapp 1,2% vorausgesagt, im Hochpreis-Szenario dagegen ein Rückgang um durchschnittlich fast 1,0% pro Jahr. Dies spiegelt die besonderen Belastungen der energieintensiven Produktionsprozesse wider, die durch das Hochpreis-Szenario verursacht werden IHS 11 October 2013

12 Unterschiede zwischen Wettbewerbsfähigem Energie- und Hochpreis-Szenario Unterschied im jährl. Wachstum des Produktionswerts 2015 bis 2030 (Prozentpunkte) Unterschied im Produktionswert 2030 (zu konstanten Preisen 2013 ) Unterschied im Beschäftigungsniveau 2030 (1.000) Chemie und Pharma 1,1 36 Mrd. 40 Metallerzeugung 2,1 34 Mrd. 45 Maschinenbau 0,7 43 Mrd. 87 Kraftfahrzeugbau 0,8 65 Mrd. 85 Gesamtes Verarbeitendes Gewerbe 0,9 345 Mrd. 622 Quelle: IHS Economics EEG-Ausnahmeregelungen und die deutsche Industrie Steuererleichterungen und Befreiungen von der EEG- Umlage haben energieintensive Industriezweige in Deutschland bisher teilweise vor dem jüngsten Anstieg der energiepolitischen 120 Kosten geschützt. Ein industrieller Großverbraucher in Deutschland zahlt heute fast 100 pro Megawattstunde (MWh), im Vergleich zu einem durchschnittlichen Industriepreis 20 von über 145 pro MWh. 7 Doch 0 selbst mit diesem Schutz steht die deutsche Industrie vor großen Herausforderungen im internationalen Wettbewerb. Industrielle Verbraucher in den Vereinigten Staaten zahlen im Durchschnitt Hochpreis-Szenario USA Quelle: IHS Energy historisch weniger als 55 pro MWh, und es ist davon auszugehen, dass dieser Kostenvorteil langfristig Bestand hat. Entwicklung des durchschnittlichen Industriestrompreises: Deutschland - USA pro MWh (zu konstanten Preisen 2013) Wettbewerbsfähiges Energie-Szenario 2013 IHS Selbst im Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario schätzt IHS, dass die durchschnittlichen Strompreise für die Industrie in Deutschland mehr als doppelt so hoch bleiben wie die US-Preise. 8 Im Hochpreis-Szenario würden die deutschen Preise fast das Dreifache des US-Niveaus erreichen. Die Kombination von einem kostenintensiven Energieversorgungssystem und dem schrittweisen Abbau der Ausnahmeregelungen und Steuervergünstigungen für die Industrie führt im Hochpreis-Szenario zu einem drastischen Anstieg der Strompreise für derzeit befreite Verbraucher. 9 Ein Unternehmen mit einem Verbrauch von 70 bis 150 Gigawattstunden (GWh) pro Jahr wäre im Jahr 2023 im Hochpreis-Szenario von einer Preiserhöhung von fast 60 pro MWh (inflationsbereinigt auf Basis 2013) betroffen, was annähernd 70% entspricht. Für einen Großverbraucher mit 150 GWh Verbrauch bedeutet das zusätzliche Ausgaben von 8,5 Millionen pro Jahr Verbraucherkategorie IF ( GWh pro Jahr). 8. Das Diagramm zeigt die Durchschnittspreise für die gesamte Industrie in Deutschland und den Vereinigten Staaten. Diesen Durchschnittswerten liegt ein weites Spektrum verschiedener Endverbraucherpreise zugrunde, wie z.b. Preise für kleine, nicht von der Ausnahmeregelung betroffene Verbraucher und Preise für große Unternehmen, die von der Ausnahmeregelung profitieren. 9. IHS geht davon aus, dass sich bei den Ausnahmeregelungen in Verbindung mit der Zahlung für CO 2 -Emissionen ( Carbon Leakage Liste ) in beiden Szenarien nichts ändert. 10. Verbraucherkategorie IF ( GWh/Jahr) October IHS

13 Die Preisentwicklung für kleinere Verbraucher ist komplexer, da es in beiden Szenarien eine Reihe von gegenläufigen Effekten gibt: Szenarienvergleich Endkundenpreise: Haushalte und Großindustrie pro MWh (zu konstanten Preisen 2013) Im Hochpreis-Szenario profitieren die Verbraucher zwar in geringem Umfang vom Auslaufen der derzeitigen Ausnahmeregelungen für die Industrie. Sit sind aber auch von den hohen Energieversorgungskosten 0 betroffen, zusätzlich zu den indirekten Auswirkungen der deutlich höheren Industriestrompreise. Die verringerte Wettbewerbsfähigkeit der Industrie in diesem Szenario Quelle: IHS Energy spiegelt sich in einer erheblichen Verringerung des durchschnittlichen verfügbaren Einkommens wider Verbraucherkategorie DC (2,5-5 MWh pro Jahr) Verbraucherkategorie IF ( GWh/Jahr) Haushalte Hochpreis-Szenario Haushalte Wettbewerbsfähiges Energie-Szenario Großindustrie Hochpreis-Szenario Großindustrie Wettbewerbsfähiges Energie-Szenario historisch IHS Im Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario zahlen die nicht von den Ausnahmeregelungen betroffenen Verbraucher zwar weiterhin die vollen Kosten des EEG, profitieren aber andererseits von einem kostengünstigeren Stromversorgungssystem und deutlich höheren verfügbaren Einkommen. Im Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario sind die Preise für Kleinverbraucher kurzfristig etwas höher, langfristig jedoch niedriger. Die Stromrechnung für einen durchschnittlichen Privathaushalt mit 4 Personen ist im Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario im Jahr rund 10 höher als sie es im Hochpreis- Szenario in der Zeit vor 2022 wäre. 11 Nach 2022 sind die Stromrechnungen im Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario aufgrund der geringeren Stromversorgungskosten im Durchschnitt um über 20 pro Jahr niedriger. Allerdings wird selbst die anfänglich höhere Stromrechnung im Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario durch zusätzliche Einkommenssteigerungen mehr als ausgeglichen. Auf Pro-Kopf-Basis ist das jährliche Einkommen im Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario bis zum Jahr 2020 fast höher als im Hochpreis-Szenario. Diese Differenz vergrößert sich auf im Jahr Bestimmte Einzelpersonen und Haushalte, die nicht direkt von den positiven Einkommenseffekten profitieren, könnten jedoch durchaus eine höhere Netto-Belastung haben; die makroökonomischen Vorteile im Szenario mit wettbewerbsfähigen Energiepreisen lassen jedoch erheblichen Spielraum, um individuelle Härten auszugleichen. In beiden Szenarien profitieren Kleinverbraucher vom wachsenden Wettbewerb im Stromversorgungsmarkt, welcher die Verbraucherpreise vor allem in den frühen Jahren reduziert. Der Ausgleich des EEG Defizits von 2011 und 2012 wird desweiteren auch zu Reduzierungen in Verbraucherpreisen führen. 11. Ein Beispielhaushalt umfasst 4 Personen und verbraucht jährlich 4 MWh Strom. Verbraucherkategorie DC (2,5-5 MWh pro Jahr) 2013 IHS 13 October 2013

14 Die Bedeutung des Energiemix in der Energieversorgung Für die Energiewende in ihrer aktuellen Form ist die Nutzung einer beträchtlichen Offshore-Windkapazität von wesentlicher Bedeutung um die Ziele für erneuerbare Energien zu erreichen. Offshore-Windkraftanlagen sind von den Dimensionen her größer und haben eine höhere Erzeugungsleistung als andere erneuerbare Technologien, sie sind allerdings auch teurer und haben sich an schwierigen Standorten noch nicht bewährt. Auch bei einem umfangreichen Ausbau der Offshore-Windkapazität ist zusätzliche konventionelle Stromerzeugung erforderlich, um Nachfragespitzen zu bedienen. Die Onshore- und Offshore- Netzkapazitäten müssen ausserdem erheblich erweitert werden. Eine beschleunigte Entwicklung von Offshore- Windenergie wird die Kosten des Stromversorgungssystems daher erheblich in die Höhe treiben. Energiemix in beiden Szenarien Erneuerbare Energien-Mix Ersatz für Kernenergie Backup der erneuerbaren Energien Hochpreis- Szenario Erneuerbare Energien mit maximalem Ausbau von Offshore-Wind Kohle und Offshore- Windenergie Backup der erneuerbaren Energien mit erforderlicher Fixkostendeckung Wettbewerbsfähige Energie-Szenario Ausgereifte erneuerbare Energien mit moderatem Ausbau von Offshore-Wind Kosteneffiziente Kombination aus konventionellen Energieträgern Backup der erneuerbaren Energien mit erforderlicher Fixkostendeckung Andere Energiemixe sind Rohstoffpreise (Kohle, Gas und Öl) gleichbleibend in beiden Szenarien Source: IHS Energy 2013 IHS möglich. Das Wettbewerbsfähige Energie-Szenario beruht auf einer Kombination aus ausgereiften erneuerbaren Energien (Onshore-Windkraft und Solarenergie), einem moderaten Anteil an Offshore-Windenergie (7,5 Gigawatt [GW] bis 2030) und einer stärkeren Nutzung konventionell erzeugter Energie. Ein solcher Energiemix wäre weniger kostspielig und würde das für 2020 gesetzte Ziel von 35% erneuerbarer Energien zur Deckung des Strombedarfs erfüllen. Der Anteil der erneuerbaren Energien steigt im Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario bis zum Jahr 2030 weiter auf fast 40%, im Vergleich zum aktuellen Ausbauziel von 50%. Zwei Faktoren müssen berücksichtigt werden, wenn man den Mix der installierten Kapazität für die beiden Szenarien vergleicht. Planbare Erzeugungskapazitäten: Um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, muss Kapazität für Bedarfsspitzen zur Verfügung stehen. Der Einsatz dieser Kapazität muss planbar sein, was bedeutet, dass sie auf Anforderung des Netzbetreibers bereitgestellt wird. Solar- und Windenergie-Kapazitäten sind fluktuierend und in dieser Hinsicht nicht planbar. Sie können zur Abdeckung von Bedarfsspitzen nur wenig beitragen. Spitzenbelastungen treten in Deutschland z.b. früh an Winterabenden auf, wenn der Ertrag aus Solarsystemen nur sehr gering ist. Stromspeichersysteme könnten verwendet werden, um erzeugte Energie aus fluktuierender Erzeugung für die spätere Nutzung zu speichern. Aber mangels einer erschwinglichen großtechnischen Speichertechnologie ist aktuell 0,9-1 GW konventioneller Kapazität als Backup für jeweils 1 GW Windoder Solarenergie erforderlich. Flexible Gaskraftwerke sind hierfür am besten geeignet. Deshalb ist der Anteil an konventioneller Kapazität, der vorgehalten werden muss, tatsächlich beinahe unabhängig vom Anteil der erneuerbaren Energien. Nutzung konventioneller Kapazität. Im Hochpreis-Szenario ist die Auslastung konventioneller Kapazitäten sehr gering, da die konventionelle Kapazität als Backup für Zeiten dient, in denen der Ertrag aus erneuerbaren Energien gering ist. Im wettbewerbsfähigen Energie-Szenario ist die konventionelle Kapazitätsauslastung höher. October IHS

15 Wie oben dargestellt, ist der Bedarf planbarer Kapazitäten in beiden Szenarien gleich. Der höhere Anteil von fluktuierenden erneuerbaren Energiekapazitäten ist der Hauptkostentreiber im Hochpreis-Szenario. Die stärkere Nutzung von konventioneller Kapazität im wettbewerbsfähigen Energie- Szenario gleicht diesen Unterschied teilweise durch die höheren Kosten für Brennstoffe und Emissionen aus. Eine Veränderung des Brennstoffmixes führt, wie im Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario dargelegt, zu niedrigeren Gesamtsystemkosten. 12 Beim Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario lägen die Systemkosten zwischen 2012 und 2030 fast 85 Milliarden (inflationsbereinigt auf Basis 2013) niedriger als im Hochpreis-Szenario. Diese Einsparungen sind in den 2020er Jahren am höchsten, wenn die Kosten im wettbewerbsfähigen Energie-Szenario um 10% niedriger sind. Die Netzwerkkosten wären bedingt durch geringere Kosten für Offshore-Netzentwicklung und Onshore- Netzausbau um über 10 Milliarden geringer. Die Fixkosten für eingesetztes Kapital, Betrieb und Wartung gehen aufgrund niedrigerer Investitionen in erneuerbare Technologien um mehr als 110 Milliarden zurück. Die Kosten für Energieträger und Emissionen steigen allerdings zusammen um fast 40 Milliarden, ausgehend von den derzeitigen Erwartungen für die Entwicklung der Brennstoffpreise, C0 2 -Preise und der technischen Effizienz. 13 Annahmen Rohstoffpreis: Szenarienvergleich ( zu konstanten Preisen 2013) Preis Einheit Beide Szenarien Gas pro MWh Öl $ pro Barrel Kohle $ pro Tonne Hochpreis-Szenario Strom pro MWh CO2 pro Tonne Wettbewerbsfähiges Energie-Szenario Strom pro MWh Quelle: IHS Energy Installierte Kapazität: Nach Energieträger GW Quelle: IHS Energy Hochpreis-Szenario Wettbewerbsfähiges Energie-Szenario Erneuerbare Gas Kohle Atom Andere 2013 IHS CO2 pro Tonne Sowohl die Befreiung von der EEG-Umlage als auch ein effizienterer Energieerzeugungsmix tragen im Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario dazu bei, die geschilderten gesamtwirtschaftlichen Vorteile zu erreichen. Dabei sind die Ausnahmeregelungen der wichtigere Faktor. Die Befreiungen von der EEG- Umlage belaufen sich auf 140 Milliarden, was rund zwei Dritteln der Differenz der beiden Szenarien beim Bruttoinlandsprodukt entspricht. Die verbleibenden 70 Milliarden im Jahr 2030 bzw. ein Drittel ist auf den weniger kostspieligen Energiemix zurückzuführen. 12. Die Systemkosten sind die Kosten für die Entwicklung und Förderung des Stromerzeugungssystems. Darin enthalten sind Investitions-, Betriebs- und Wartungskosten, Kosten für Brennstoffe und Emissionen sowie die Kosten für Übertragung und Verteilung. 13. Wir gehen davon aus, dass der CO 2 -Preis bis 2030 unter 25 pro Tonne bleibt. Diese Preisprognose basiert auf der kontinuierlich geringen Nachfrage nach EU- Zertifikaten und der Erwartung, dass die EU-Klimapolitik in Anbetracht des langsamen internationalen Fortschritts entsprechender Klimagesetzgebungen in den kommenden Jahren moderater sein wird IHS 15 October 2013

16 Vergleich der Systemkosten in den Szenaren Zu konstanten Preisen 2013 in Mrd Hochpreis-Szenario Wettbewerbsfähiges Energie-Szenario Zusammensetzung der kumulierten Systemkosten: Zu konstanten Preisen 2013 in Mrd Hochpreis- Szenario Netz Fixkosten Brennstoffe und Emissionen Wettbewerbs fähiges variable Kosten Energie-Szenario Quelle: IHS Economics 2013 IHS Quelle: IHS Economics Faktoren, in denen sich die beiden Szenarien unterscheiden 2013 IHS Unzulänglichkeiten der aktuellen Energiewende Die Kosteneffizienz der Energiewende wird durch das Systemversagen des EEG belastet, auf technologische Veränderungen zu reagieren. Hierbei ist PV-Solartechnologie das beste Beispiel. Als die Kosten für PV-Solartechnologie zwischen 2010 und 2012 erheblich sanken, wurden die hohen Einspeisetarife beibehalten. Dies führte zu einem Investitionsboom, der innerhalb von drei Jahren die Schaffung einer zusätzlichen Kapazität von 22 GW bewirkte. Bei einer schnelleren Anpassung der Einspeisetarife wäre der Kapazitätsausbau langsamer verlaufen und Deutschland hätte von den fallenden Produktionskosten und einer geringeren Erhöhung der EEG- Kosten profitieren können. Die Regierung hat auf die Kosteneskalation des EEG mit einer Deckelung der Subventionen für PV-Solartechnologie bei 52 GW und Veränderungen des Kontrollmechanismus zur Festlegung und Anpassung des Einspeisetarifs reagiert. Wie die Erfahrungen mit der PV-Solartechnologie gezeigt haben, birgt die Festlegung der Höhe zukünftiger Vergütungen zur Förderung erneuerbarer Technologien Risiken. Wenn der Einspeisetarif erheblich über den Kosten der Stromerzeugung liegt, treten Überinvestitionen auf, wohingegen bei zu niedriger Festlegung weitere Investitionen ausbleiben. Standorte können sich auch in Bezug auf verfügbare Ressourcen unterscheiden, was einige Anlagen rentabler als andere macht. Ein adäquates Subventionsdesign zur Vermeidung von Windfall-Profits einerseits und der Aufrechterhaltung angemessener Investitionsanreize andererseits ist daher eine schwierige Aufgabe. Aus diesem Grund ist es nicht unwahrscheinlich, dass auch in Zukunft erhebliche Unsicherheiten bestehen bleiben und Ineffizienzen in der Förderung erneuerbarer Energien auftreten werden. Das Ausmaß dieser zukünftigen Ineffizienzen abzuschätzen gestaltet sich schwierig. Hierbei kommt es nicht nur auf die Höhe und den Umfang zukünftiger Kostensenkungen für erneuerbare Technologien an, sondern auch darauf, wie Regierungen, Regulierungsbehörden und Entwickler auf solche Senkungen reagieren. Ein Einspeisetarif für Offshore-Windenergie, der z.b. die durchschnittlichen langfristigen Erzeugungskosten um 10 pro MWh übersteigt, würde die EEG Kosten im Hochpreis-Szenario bis 2030 pro Jahr um 300 Millionen steigern. October IHS

17 Die Herausforderung der Energie-Bedarfsreduktion in einer wachsenden Wirtschaft Die Höhe des Energiebedarfs ist ein entscheidender Faktor für die CO 2 -Emissionen und die Gesamtkosten der Energiewende. Höhere Energieeffizienz, die zu geringerem Stromverbrauch führt, ist ein wichtiger Bestandteil der langfristigen Planung zur Verringerung der CO 2 -Emissionen in Deutschland. Das derzeitige Ziel der Regierung ist die Reduktion des Strombedarfs um 10% bis 2020 und um 25% bis 2050 im Vergleich zum Niveau von Dieses Ziel ist hoch gesteckt und wurde in wachsenden Volkswirtschaften bisher nicht erreicht. Zwischen 2008 und 2009 sank der deutsche Energiebedarf aufgrund der Rezession um 5%. Seitdem hat er wieder um 2,5% zugelegt. Es scheint wahrscheinlich, dass er künftig wieder seinem langfristig steigenden Trend folgen wird. Ein steigender Energiebedarf erhöht sowohl die Kosten als auch die Herausforderungen der Energiewende durch den erforderlichen größeren Bedarf an CO 2 -freier Stromerzeugung sowie der zugehörigen Backup-Kapazitäten und Netzinfrastruktur. Obwohl ein hohes Potenzial für weitere Energieeffizienzgewinne besteht, ist es eine Herausforderung, dieses Potenzial auch durch Energieeinsparungen zu realisieren. Diese Herausforderung ist in Haushalten und im gewerblichen Bereich am größten; dort könnten die Verwendung von mehr elektrischen Geräten und eine zunehmende Wärmeverstromung Effizienzgewinne aufwiegen. Auch die zunehmende Nutzung elektrischer statt kraftstoffgetriebener Fahrzeuge hätte erheblichen zusätzlichen Strombedarf zur Folge. Trade-off zwischen Wachstum und geringeren CO 2 -Emissionen Mit der Entscheidung zur Stilllegung der Atomkraftwerke bis 2022 hat die Bundesrepublik ihre CO 2 - neutrale Brückentechnologie aufgegeben. Der kostengünstigste Ersatz, die Kohleverstromung, hat einen Teil der Lücke gefüllt, die durch den Abbau nuklearer Kapazitäten entstanden ist. Das Ausmaß zukünftiger CO 2 -Emissionen hängt hauptsächlich von der Entscheidung ab, ob mittel- und langfristig Kohle oder Gas verwendet wird, um die ausscheidenden Nuklearkapazitäten zu ersetzen und Backup-Kapazitäten für die erneuerbaren Energiequellen bereitzustellen. Unter Berücksichtigung des oben aufgeführten Anteils an erneuerbaren Energien beschreibt das Wettbewerbsfähige Energie-Szenario den kostengünstigsten Brennstoffmix, der Deutschlands Energiebedarf decken würde. Die CO 2 -Emissionen des Elektrizitätssektors nehmen weiterhin ab, liegen jedoch zwischen 2013 und 2030 im Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario insgesamt um 0,5 Milliarden Tonnen über dem Wert des Hochpreis-Szenarios. Im wettbewerbsfähigen Energieszenario belaufen sich die Emissionen 2030 auf 236 Millionen Tonnen. Im Hochpreis-Szenario würden die CO 2 -Emissionen von 286 Millionen Tonnen im Jahr 2012 auf 185 Millionen Tonnen im Jahr 2030 sinken. Da sich die Gesamtkosten der Energieerzeugung zwischen den Szenarien um 85 Mrd. Tradeoff CO2-Kosten: Gesamtkosten (zu konstanten Preisen 2013 in Mrd. ) Quelle: IHS Energy Hochpreis-Szenario Fokus auf Gas CO2 Emissionen (Mio. Tonnen) Wettbewerbsfähige Energie-Szenario Fokus auf Kohle IHS 2013 IHS 17 October 2013

18 unterscheiden, entstehen direkte CO 2 -Vermeidungskosten von 170 je zusätzlich vermiedener Tonne CO 2 im Vergleich der Szenarien. Allerdings sollten die deutschen Emissionen nicht isoliert betrachtet werden. Die Konzentration auf nationale Emissionswerte vernachlässigt einen der größten Vorteile des Emissionshandelssystems der Europäischen Union (EU EHS): den gesamteuropäischen Charakter. Das EU EHS wurde entwickelt, um eine möglichst kosteneffektive CO 2 -Vermeidung unabhängig vom Standort sicherzustellen. Eine Konzentration auf nationale Ziele birgt das Risiko unwirtschaftlicher CO 2 -Vermeidung in einigen Ländern, während andere Mitgliedsstaaten von günstigen Vermeidungsmöglichkeiten keinen Gebrauch machen. Die große Reichweite des EU EHS hat zur Folge, dass Emissionsschwankungen im deutschen Elektrizitätssektor nur geringe Auswirkungen auf das Gesamtniveau der europäischen Emissionen und auf den CO 2 -Preis haben. Die Emissionen des deutschen Elektrizitätssektors machten 2012 nur ca. 15% der Emissionen im EU EHS aus. 14 Die Rolle von Gas im Energiemix Geringere CO 2 -Emissionen sind im Wettbewerbsfähigen Energie-Szenario durch einen verringerten Einsatz von Kohle und mehr gasbefeuerte Stromerzeugung möglich. Unter Verwendung der aktuellen IHS- Prognosen für CO 2 und Gaspreise könnten die CO 2 -Emissionen des Energiesektors zwischen 2013 und 2030 um 40% gesenkt werden. Dies hätte Mehrkosten von 10 Milliarden zur Folge, sofern Gas im konventionellen Teil der Energieerzeugung bevorzugt eingesetzt würde. Für eine erzeugte Einheit Strom fällt bei einem gasbefeuerten Kraftwerk der effizientesten Bauart etwa halb so viel CO 2 an, wie bei einem kohlebefeuerten Kraftwerk der effizientesten Bauart. Ein von Kohle dominierter Energiemix würde die CO 2 -Emissionen dagegen erheblich erhöhen und, wegen der hohen Investitionskosten kohlebefeuerter Stromerzeugung, gleichzeitig die Kosten des Wettbewerbsfähigen Energie-Szenarios anheben. IHS schätzt die Investitionskosten für ein neues Gasund Dampfturbinenkraftwerk auf /kw, im Vergleich zu /kw für ein Kohlekraftwerk (inflationsbereinigt auf Basis 2013). Gasbefeuerte Stromerzeugung hat gegenüber Kohle über die geringeren CO 2 -Emissionen hinaus viele weitere Vorteile. Im Kontext der Energiewende ist die hohe Flexibilität gasbefeuerter Erzeugung zum Backup der Schwankungen erneuerbarer Energien ein wichtiger Vorteil eine Eigenschaft, über die die meisten älteren kohlebefeuerten Kraftwerke nicht verfügen. Vorbereitungszeiten für den Bau von Gaskraftwerken sind zudem kürzer als bei Kohlekraftwerken und auch die öffentliche Akzeptanz von gasbefeuerten Kraftwerken war in der Vergangenheit meist größer. Im Kontext der deutschen Energiewende zeigen die Ergebnisse dieser Studie, dass gasbefeuerte Stromerzeugung als sauberere und flexiblere Technologie zur Überbrückung und als Backup für erneuerbare Energien eine wichtige Rolle spielen kann. Wettbewerbsfähigere Erdgaspreise würden diese Vorteile verstärken. Die Potenziale deutscher und europäischer Erdgasvorkommen und -märkte werden daher im Fokus des zweiten Teils dieser Studie stehen. Fazit Deutschland befindet sich am Scheideweg seiner zukünftigen Energiepolitik. Energiekosten sind für die internationale Wettbewerbsfähigkeit Deutschlands von größter Bedeutung. Der Erhalt der Wettbewerbsfähigkeit wiederum ist zentraler Bestandteil des wirtschaftlichen Wachstumsmotors. Steigende Energiepreise in Deutschland machen deutsche Produkte weniger wettbewerbsfähig und führen mittelfristig zur Abwanderung von Unternehmen. In einer stark integrierten und spezialisierten 14. EU EHS für ortsfeste Anlagen, ohne Luftfahrt. October IHS