Inhalt. BP Statistical Review of World Energy Juni Einleitung 2 Energie und Wirtschaft 3 Die einzelnen Energieträger 4 Fazit

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1 BP Statistical Review of World Energy Juni 211 Dies ist eine Übersetzung - rechtlich verbindlich ist allein das englische Original Inhalt 1 Einleitung 2 Energie und Wirtschaft 3 Die einzelnen Energieträger 4 Fazit Kevin Goodwin, Juni 211 bp.com/statisticalreview June 211 1

2 1. Einleitung Vor genau sechzig Jahren stellten Ölexperte Jamie Jamieson und Statistiker Dusty Miller ein paar Daten rund um die weltweite Ölproduktion und den Ölverbrauch zusammen, versahen sie mit handgezeichneten Diagrammen und bezeichneten das ausschließlich für den internen Gebrauch bestimmte Ergebnis als Statistical Review. In der Zwischenzeit ist viel passiert. Doch eines hat sich auch während der folgenden sechs Jahrzehnte nie geändert: Noch immer benötigen wir belastbare Zahlen und eine jährliche Analyse der vorliegenden Fakten und Ergebnisse. In diesem Sinne beginnt unser Rückblick auf 21 mit einer einfachen Beobachtung. Auf den ersten Blick wurde die Energiestatistik 21 von einem massiven Konsumschub geprägt genauer gesagt, dem höchsten seit Verglichen mit dem Zehnjahresmittelwert haben sich die Wachstumsraten aller wichtigen Energieträger 21 nahezu verdoppelt. In allen großen Weltregionen übertraf der Verbrauch die langfristigen Trendprognosen. Und auch die Energieintensität d. h. der Energieverbrauch pro Einheit des Bruttoinlandsprodukts (BIP) wies die höchste Zuwachsrate seit 197 auf. Unter dem Strich wurde 21 also mehr Energie insgesamt und pro Kopf verbraucht als je zuvor. Mit Ausnahme der Kernenergie stieg der Konsum sämtlicher Energieträger auf bisher beispiellose Spitzenwerte. Doch wie kam es zu einer dermaßen extremen Nachfrageerholung? Neben dieser zentralen Frage, die der aktuelle Datenbestand vordringlich aufwirft, beleuchtet der Statistical Review einige weitere diskussionswürdige Aspekte. Welche Rolle z. B. spielen die Preise in besonders turbulenten Zeiten? Kann flexible Preissetzung eventuelle Ungleichgewichte im komplizierten globalen Energiegeflecht ausreichend abfedern, oder wäre es besser, stärker lenkend in diese Prozesse einzugreifen? Ebenso relevant bleiben die Klimathematik, die aktuell etwas an Öffentlichkeit eingebüßt hat, sowie die Bemühungen um eine Dekarbonisierung der Brennstoffe. 211 haben wir die Druckversion des Reviews erstmals um Daten und Fakten zu erneuerbaren Energien ergänzt und werden uns in diesem Zuge auch etwas genauer mit den entsprechenden Zahlen und daraus gewonnenen Erkenntnissen beschäftigen. Dabei gehen wir selbstverständlich mit derselben objektiven Konsequenz vor, die diesen Bericht seit 6 Jahren prägt. 2 June 211

3 2. Energie und Wirtschaft The economy and energy demand Annual change, % 1% 6% 2% -2% -6% World OECD Non-OECD GDP Energy Annual change, % 6% 1-year average 4% 2% % -2% Renewables Hydro Nuclear Coal Gas Oil Source: includes data from Oxford Economics. GDP growth is expressed in real purchasing power parity (PPP) terms. Beginnen wir mit der wichtigsten Frage: Was genau löste 21 den rapiden Verbrauchssprung von 5,6 % aus? Da Wirtschaftswachstum und Energieverbrauch traditionell eng miteinander verflochten sind, lohnt sich zunächst ein Blick in die Wirtschaft, die tatsächlich durch rapide Erholung und erneutes Wachstum gezeichnet war. 21 expandierte die Weltwirtschaft um 4,9 %, was nicht zuletzt auf gezielte Regierungsprogramme und die Wiederaufstockung gesunkener Warenbestände zurückzuführen war und so die Wachstumsdynamik von Handel und Industrie ankurbelte. Angeführt wurde das rasante Wirtschaftswachstum von Nicht-OECD-Staaten, die am wenigsten unter der Krise zu leiden hatten. Zum Jahresende hatte die globale Konjunktur das Vorkrisenniveau sogar übertroffen. Und dies war vor allem den so genannten Entwicklungsländern zu verdanken die OECD-Länder haben diesen Meilenstein bisher noch nicht erreicht. Recession and recovery Annual change, % Annual change, % 16% 6% 8% 21 4% GDP Energy % 2% -8% 29 % -16% Trade Industry Energy GDP -2% Source: includes data from Oxford Economics, CPB Netherlands Bureau for Economic Policy Analysis. June 211 3

4 Konjunkturtypisch waren Industrieproduktion, Handel und Investitionen größeren Schwankungen unterworfen als das BIP. Nach deutlich tieferen Einbrüchen im Vorjahr mussten sie während der Erholungsphase entsprechend größere Spannen wettmachen. Dabei sind insbesondere Industrie und Investitionen nicht nur variabler als das BIP, sondern auch energieintensiver. Auf den ersten Blick spiegelte der weltweite Energieverbrauch den globalen Konjunkturverlauf wider: Er stieg und fiel mit der Wirtschaftsleistung und schoss sogar zweimal darüber hinaus. 29 sank die Energienachfrage stärker als das BIP (der erste Rückgang seit fast 3 Jahren), während sie 21 die BIP-Wachstumsrate überflügelte (mit dem stärksten Anstieg seit fast 4 Jahren). Auch historische Trends untermauern diese Ausschläge: Normalerweise steigt und sinkt der Energieverbrauch im Rahmen des Wirtschaftskreislaufs stärker als das vergleichbare BIP. Eine Regel, die sich während der jüngsten Rezession bestätigten sollte sowohl 29 als auch 21 schwankte der Energieverbrauch stärker als das BIP, was zumindest teilweise auf energieintensive Aktivitäten wie Industrie, Investitionen und Güterverkehr zurückzuführen war, die im Rahmen des Konjunkturverlaufs höhere Ausschläge produzieren. GDP and energy growth OECD Non-OECD Annual change, % Annual change, % 5% GDP 1% 3% Energy 8% 1% 6% -1% 4% -3% 2% -5% % Source: includes data from Oxford Economics. In den traditionell vermögenderen OECD-Staaten war dieser Effekt deutlicher ausgeprägt als in den Nicht-OECD-Ländern, da dort auch die Rezession und darauf folgende Wirtschaftserholung stärkere Auswirkungen zeigte. Viele der größeren Schwellenländer konnten einen BIP-Rückgang oft dank weit reichender und energieintensiver Konjunkturprogramme sogar gänzlich abwenden und verzeichneten nach der Krise auch ein schnelleres Wachstum. In diesem Sinne kam es in den Nicht-OECD-Ländern 29 zwar zu einer Abschwächung des Nachfragewachstums, doch der Konsum ging nicht zurück. Und als diese Wirtschaftsregionen ihr rasantes Wachstum 21 wieder aufnahmen, trugen sie damit zu einem weiteren Anstieg der Energienachfrage bei, was wiederum die zyklisch bedingte Erholung der OECD-Staaten beschleunigte. 4 June 211

5 Doch es steckt noch mehr dahinter. Energy intensity Energy intensity level Toe/$Million World OECD Non-OECD Change in energy intensity Toe/$Million per year 4 2 Effect of increased non-oecd weight Source: includes data from Oxford Economics Change in energy intensity Net change Man bedenke, dass der Anteil der Schwellenländer am Weltwirtschaftsprodukt seit den frühen 199er Jahren beständig steigt. Die jüngste Rezession und Konjunkturerholung hat diesen Trend nur noch bestärkt. Und obwohl die Energieintensität beider Blöcke OECD-Nationen und Schwellenländer kontinuierlich sinkt, so bleibt sie in den Nicht-OECD-Ländern fast eineinhalb Mal so hoch. Im Extremfall kann der steigende BIP-Anteil dieser schnell wachsenden und energieintensiveren Nationen also dazu führen, dass die weltweite Energieintensität trotz des relativen Rückgangs in beiden Blöcken weiter ansteigt. Ein Trend, der auch von aktuellen Zahlen bestätigt wird, denn der langsame, kontinuierliche Wirtschaftsaufstieg dieser Nicht-OECD-Nationen geht mit einer ebenso allmählichen Verlangsamung bei der Senkung der globalen Energieintensität einher. Zwei Aspekte sind dafür verantwortlich: zum ersten der angezogene Energiekonsum im Rahmen der Konjunkturerholung, zum zweiten der steigende Einfluss energieintensiverer Schwellenländer. Während der erste Effekt als konjunkturbedingter Trend auf die generelle Erholung der Industrieproduktion zurückzuführen ist, reflektiert der zweite Aspekt die Auswirkungen des Aufstiegs der Schwellenländer im späten 2. und frühen 21. Jahrhundert. Und dies ist eine Tendenz, die obgleich relativ neu wohl noch lange andauern wird. Als 21 dann beide Effekte aufeinander trafen, produzierten sie ein seltenes Phänomen: eine Phase, in der der globale Energieverbrauch schneller wächst als die Weltwirtschaft. 3. Die einzelnen Energieträger Welche Auswirkungen hatte dieser Trend auf die Entwicklung der einzelnen Energieträger? Beginnen wir mit dem globalen Ölmarkt. June 211 5

6 Öl Crude oil prices $/bbl Dated Brent Annual averages 12-month moving average volatility, % 5% 4% 9 6 3% 2% Lowest since March Source: includes data from Platts. 1% Dated Brent % Jan-9 Jan-1 Jan-11 Wie viele andere Energieträger verzeichneten Ölverbrauch und -produktion 21 eine starke positive Trendwende. Anders als bei den anderen Kraftstoffen brachte dieser Anstieg allerdings auch ebenso rasant steigende Preisen mit sich: Mit durchschnittlich 8 $ pro Barrel übertraf der Dated-Brent-Preis das Vorjahresmittel um fast 3 %. Dieser Preisruck begann Ende 21 und setzte sich auch in diesem Jahr fort der aktuelle Brent-Preis liegt bei fast 12 $ pro Barrel. Andererseits verschleiern diese klaren Zahlen kompliziertere Zusammenhänge, die sowohl dem Wirtschaftsaufschwung (für alle Energiequellen gleichermaßen relevant), als auch der gedrosselten OPEC-Förderung (welche ausschließlich den Ölmarkt betrifft) geschuldet sind. Größtenteils zeigte sich der Ölmarkt 21 erstaunlich stabil. In der Zeit vom Herbst 29 bis zum Herbst 21 pendelte sich der Rohöl-Preis mehr oder weniger bei 7 bis 8 Dollar pro Barrel ein. Während der Sommer- und Herbstmonate 21 sank die monatliche Preisfluktuation sogar auf ihren niedrigsten Wert seit 15 Jahren. Oil consum ption and production Annual change, Mb/d Q9 2Q9 3Q9 4Q9 1Q1 2Q1 3Q1 4Q1 1Q11 Source: includes data from EIA. OPEC production Non-OPEC production Global consumption 6 June 211

7 Unter diesem Deckmantel der Stabilität bereitete das Wechselspiel zwischen Angebot und Nachfrage den Markt jedoch auf erneute Preissteigerungen vor. Im vierten Quartal 21 also noch deutlich vor den Unruhen in Nordafrika und dem Nahen Osten machte sich dies erstmals bemerkbar, da die starke Nachfrage das Produktionswachstum bereits gegen Ende 21 überrundet hatte. Vor diesem Hintergrund stieg der weltweite Ölkonsum 21 um erstaunliche 2,7 Millionen Barrel pro Tag bzw. 3,1 % - bis auf den Rekordwert von 87,4 Millionen Barrel pro Tag. Diese Steigerungsrate übertraf das Zehnjahresmittel um mehr als das Doppelte: Während die OECD-Länder zum ersten Mal seit 25 überhaupt eine steigende Nachfrage registrierten, meldeten die Nicht-OECD-Staaten den größten volumetrischen Anstieg aller Zeiten. Oil consumption growth in 21 Largest changes Regional growth by fuel type Kb/d Kb/d China US Russia Brazil Saudi Arabia Singapore India Canada France Asia Pacific N. America S&C America Eur. & Eurasia Middle East Africa Gasoil Gasoline Mit einem Konsumschub von 86. Barrel pro Tag oder 1,4 % entfiel der größte Verbrauchsanstieg einer einzelnen Nation auf China, gefolgt von den USA, Russland und Brasilien, die ebenfalls stark erhöhte Nachfragevolumen registrierten. Doch was steckt hinter diesem beachtlichen Wachstum? Ähnlich wie bei anderen Energieträgern spielten auch hier die wieder erstarkte Weltwirtschaft und besonders der Einfluss energieintensiver Aktivitäten eine wichtige Rolle. Bei den Raffinerieprodukten notierten Mitteldestillate also Kraft- und Brennstoffe für die Industrie und den Güterverkehr mit 4,4 % den größten Konsumschub. Auch dort folgt das Ergebnis der Konjunktur, denn 29 litten genau diese Mitteldestillate und Heizöl unter den heftigsten Nachfrageeinbrüchen, da die Rezession entsprechende Wirtschaftsfelder überproportional in Mitleidenschaft gezogen hatte. Gleichzeitig erhöhte sich der Benzinkonsum eher moderat in den OECD-Ländern stagnierte er sogar was wiederum darauf hindeutet, dass die höheren Ölpreise hier schon Wirkung zeigten. Auch im laufenden Jahr zog der Ölverbrauch weiter an, allerdings weniger schnell als noch zuvor. In den OECD-Nationen macht sich der ansteigende Preistrend June 211 7

8 mittlerweile klar bemerkbar: In den USA, z. B., sinkt die Nachfrage bereits wieder, seitdem die Preiserhöhung auch an den Tankstellen an den Endkunden weitergegeben wird. Und angesichts der Subventionseinschnitte, die in jüngsten Jahren in mehreren Schwellenländern vorgenommen wurden, könnte dieser Preisanstieg bald auch außerhalb der OECD deutliche Wirkung zeigen. Oil production growth in 21 Kb/d Norway Decline UK Non-OPEC FSU OPEC Increase Brazil Canada Saudi Arabia Colombia Qatar Russia Biofuels US China Nigeria Changes of more than 1 Kb/d. Insgesamt stieg die weltweite Ölproduktion um 1,8 Millionen Barrel pro Tag, oder 2,2 %. Auch hier handelt es sich um den höchsten Zuwachs seit 24, der den Nachfragesprung allerdings nicht vollständig ausgleichen kann. Ebenso erwähnenswert: ein Plus von 24. Barrel pro Tag (oder 13,8 %) bei den Biokraftstoffen eine der weltweit höchsten Wachstumsraten bei den flüssigen Energieträgern. Produktionssteigerungen auf dem Rohölmarkt verteilen sich etwa gleichmäßig auf OPEC-Mitglieder und Nicht-OPEC-Produzenten. Die Ölproduktion der Nicht-OPEC-Nationen erhöhte sich um etwa 86. Barrel pro Tag oder 1,9 %. Dank steigender Offshore-Förderung verzeichnete China den größten Produktionsanstieg seiner Landesgeschichte. Auch Russland und die USA trugen wesentlich zum Wachstum bei, während Norwegen den stärksten Produktionsrückgang der Welt vermeldete. Mithilfe neuer sibirischer Großprojekte konnte Russland seine Position als weltgrößter Ölproduzent behaupten. Die USA gaben sowohl für die Festlandförderung als auch für Offshore-Projekte im Golf von Mexiko erhöhte Produktionsmengen bekannt. Auch bei den Biokraftstoffen verdanken wir die Produktionssteigerungen erneut vor allem den USA (mit 14. Barrel pro Tag oder 17 %) die diese Kraftstoffe subventionieren und Brasilien (mit 5. Barrel pro Tag oder 11,5 %), wo keine Förderung angeboten wird. Gleichzeitig erhöhte die OPEC ihre Förderung um 96. Barrel pro Tag oder 2,5 %. Während die offiziellen OPEC-Produktionsziele auch 21 aufrechterhalten wurden sie wurden seit Ende 28 nicht mehr geändert lässt sich eine allmähliche Erosion der Produktionsdisziplin erkennen. Im OPEC-Raum erzielte Nigeria die welthöchste Wachstumsrate dank neuer Offshore-Förderung und einem 8 June 211

9 Abflauen öffentlicher Unruhen, dicht gefolgt von Katar, das sein Spitzenwachstum lokalen Produktionssteigerungen bei Erdgas und NGL (Flüssiggas) verdankt. Oil inventories OECD commercial oil stocks Mbbls Range Mbbls Oil in floating storage Products Crude Jan Mar May Jul Sep Nov Jan-9 Jul-9 Jan-1 Jul-1 Jan-11 Source: includes data from Monthly Oil Data Services OECD/International Energy Agency May 211 and from EA Gibson. Angesichts der Tatsache, dass der Verbrauch schneller als die Produktion wuchs, wäre eigentlich mit einem starken Rückgang der weltweiten Lagerbestände zu rechnen. Doch im Laufe des Jahres 21 sanken die kommerziellen OECD- Bestände um relativ moderate 3. Barrel pro Tag also deutlich weniger, als in Anbetracht der großen Lücke zwischen Angebot und Nachfrage zu erwarten wäre. Die Antwort liefern so genannte schwimmende Bestände: Im Zuge des reichhaltigen Angebots wurden 29 große Ölmengen auf See eingelagert und somit nicht von der offiziellen OECD-Statistik erfasst. Als sich 21 erste Engpässe abzeichneten, griffen Anbieter zunächst auf ihre schwimmenden Bestände zurück, da diese im Unterhalt besonders teuer sind. Anders gesagt verschleierten die relativ unbedeutenden Bewegungen an Land 21 eine deutlich tiefer greifende Bestandskorrektur. Um Produktionseinbrüche durch den Verlust libyscher Exporte auszugleichen, ganze 1,4 Millionen Barrel pro Tag, erhöhten andere OPEC-Mitgliedsländer ihre Förderung. Doch selbst zusammengenommen konnten diese Produktionssteigerungen den libyschen Ausfall nicht vollständig wettmachen. Aktuell bewegt sich die OPEC- Förderung noch immer unterhalb des Produktionsniveaus, das vor den nordafrikanischen Unruhen eingehalten wurde, und das bisherige Jahr deutet vor allem auf ein stetiges Absinken der kommerziellen Lagerbestände hin. Erstmals seit Mitte 28 gibt es an den Terminbörsen wieder Kursabschläge ein weiteres Anzeichen für das verknappte Angebot-Nachfrage-Gleichgewicht. June 211 9

10 Cum ulative consum ption and production Mb/d Changes since 25 Non- OECD OECD Consumption Iraq OPEC NGLs Biofuels Non-OPEC OPEC-11 Crude Production Index: Jan 25 = Oil rig count and oil price Brent price OPEC Non-OPEC Jan-5 Jan-7 Jan-9 Jan-11 Source: includes data from Platts, Baker-Hughes. An dieser Stelle lohnt es sich, einen Schritt zurückzutreten, um einen besseren Überblick zu gewinnen. Im Laufe der vergangenen fünf Jahre stieg die weltweite Ölnachfrage um insgesamt 3,3 Millionen Barrel pro Tag, wobei das Wachstum in Nicht-OECD-Ländern (+19 % oder 6,8 Millionen Barrel pro Tag) durch einen Rückgang des OECD-Konsums (-8 % oder 3,6 Millionen Barrel pro Tag) teils wieder aufgehoben wurde. Im selben Zeitraum erhöhte sich die Ölförderung der Nicht- OPEC-Länder um 2,5 Millionen Barrel pro Tag (einschließlich des Anstiegs von 1,2 Millionen Barrel pro Tag bei den Biokraftstoffen). Gleichzeitig lag die OPEC- Produktion im vergangenen Jahr um 6. Barrel pro Tag unter dem Wert von 25 trotz Produktionssteigerungen bei Energieträgern, die nicht unter die OPEC- Produktionsvereinbarungen fallen, wie z. B. NGL (1,3 Millionen Barrel pro Tag) oder die irakische Produktion (6. Barrel pro Tag). Diese Differenz zwischen Förderung und Verbrauch lässt sich durch Raffineriezuwächse und Bestandsverringerungen erklären. Im Zuge höherer Ölpreise ist auch die Zahl der Bohrplattformen in Nicht-OPEC- Ländern stark angestiegen, während in der OPEC selbst kaum Veränderungen zu beobachten waren. Dies ist der aktuelle Stand für 211. Sollten unerwartete Ereignisse (wie die diesjährigen Kernenergieausfälle in Japan oder die libyschen Exportverluste) zu weiteren Marktengpässen führen, so ist mit einer Neuauflage der Diskussionen um Peak Oil oder die Auswirkungen globaler Finanzinvestitionen zu rechnen. Doch auch hier lassen sich die allgemeinen Preistrends der vergangenen Jahre durch die bereits erwähnten dynamische Verschiebungen im globalen Ölverbrauch, Bestand und der Produktion erklären, einschließlich der Zahlen von 21 sowie denen des laufenden Jahres. 1 June 211

11 Raffinerien Refining capacity and m argins $/bbl 2 15 Refining margins BP RMM 1-yr. Av. Mb/d Refining capacity OECD Non-OECD Source: includes data from Parpinelli-Technon, Platts. ytd Auch das Raffineriegeschäft profitierte 21 vom erneuten Nachfrageschub. Sowohl die Auslastung als auch die Margen hatten sich deutlich verbessert. Trotz einer immer länger werdenden Liste stillgelegter Anlagen und ganzer Standorte gibt es in der Branche heute im Vergleich zu vor fünf Jahren eine zusätzliche ungenutzte Verarbeitungskapazität von 5 Millionen Barrel pro Tag. Die globalen Raffineriemargen, hier erfasst mit BPs neuem Raffineriemargen- Messwert (RMM), lagen 21 bei durchschnittlich 1 $ pro Barrel, also deutlich unter den Ergebnissen des Goldenen Zeitalters, aber dennoch leicht über dem Vorjahreswert von 9 $ pro Barrel. Diese Margenerholung begann schon im ersten Quartal 21, da die kühle Witterung zu einem Abschmelzen der OECD-Vorräte geführt hatte. Weltweit stieg die Raffineriekapazität im vergangenen Jahr um 72. Barrel pro Tag. Ein Großteil dieser Mehrkapazitäten entstand jedoch in Nicht-OECD-Ländern, während die OECD einen Nettorückgang (von 62. Barrel pro Tag) verzeichnete. Fast 9% der neuen Kapazitäten (64. Barrel pro Tag) entstanden in China; damit übertreffen die Raffineriekapazitäten in Nicht-OECD-Ländern die der OECD- Nationen nun um 1,5 Millionen Barrel pro Tag. June

12 Crude runs and light-heavy spreads Mb/d 45 4 Crude runs and utilisation Utilisation, % 9% OECD Non-OECD World (rhs) 85% $/bbl 2 15 Light-heavy spreads LLS-Maya 1-yr. Av. 35 8% % % Source: includes data from ESAI, Platts ytd Die globale Raffinerieauslastung verbesserte sich 21 auf 81,5 %, weil der weltweite Rohöldurchsatz um 1,8 Millionen Barrel pro Tag anstieg ein Volumen, das den Nettozuwachs an Raffineriekapazitäten deutlich übertrifft. 85 % des weltweiten Anstiegs der Rohölverarbeitung, und erstmals mehr als 5 % der gesamten globalen Verarbeitung, entfiel auf die Nicht-OECD-Nationen. Doch auch die OECD erhöhte erstmals seit 24 ihre Rohölverarbeitung. Die zentrale Herausforderung bleibt die Raffineriekapazität an die lokalen Marktbedingungen anzupassen. 211 führte der Ausfall wichtiger japanischer Raffinerien sowie der Ersatz leichter, schwefelarmer Rohöle aus Lybien durch schwerere Rohöle aus dem Nahen Osten zu einem Anstieg der bereits seit Ende 21 zu beobachtenden Preisdifferenz zwischen leichten und schweren Rohölsorten. Dies begünstigt komplexe Raffinerien, die sehr wenig Schweröl produzieren. Weniger komplexe Anlagen werden langfristig in eine verbesserte Flexibilität bei der Verarbeitung unterschiedlicher Rohölsorten investieren müssen. Gleichzeitig stehen beide Raffinerietypen vor zwei Herausforderungen, einerseits weltweiter Überkapazitäten und andererseits zunehmendem Wettbewerb mit Biokomponenten und Kraftstoffen aus Erdgas. 12 June 211

13 Erdgas Natural gas m arkets Consumption and production growth 21 vs 29, Bcm 25 2 Other Asia 15 Mid East 1 Europe 5 FSU N America Consumption Production Source: includes data from Platts, BAFA. Prices $/Mmbtu Japan LNG 1 Germany 8 6 UK NBP US Henry Hub ytd Sowohl bei der Produktion als auch beim Verbrauch verzeichnete Erdgas 21 weltweit ein außergewöhnliches Wachstum. Während die Nachfrageentwicklung vor allem auf die Konjunktur, den andauernden Konsumschub in Nicht-OECD-Ländern und klimatische Bedingungen zurückzuführen war, kamen auf Angebotsseite vor allem unkonventionelle Gasquellen und LNG zum Tragen. Zu weiteren, weniger sichtbaren Einflussfaktoren zählen die rapide globale Vernetzung, der Wettbewerb zwischen Spot- und Vertragspreisen sowie der preislich bedingte Umstieg auf andere Energieträger. Der globale Gasverbrauch stieg um 7,4 %, das bisher höchste Volumenplus aller Zeiten. Während die Nicht-OECD-Länder ihren Marktanteil auf mehr als 51 % ausbauen konnten, verfestigte China seine Position als größter asiatischer Gasmarkt. Doch auch die OECD-Märkte legten stark zu (6,4 % oder +93 Mrd. m³) und brachen alle bisherigen Verbrauchsrekorde. Desgleichen verzeichnete der globale Produktionsanstieg mit 7,3 % eine Rekord- Zunahme. Davon entfiel 31 % auf die ehemalige Sowjetunion, gefolgt vom Nahen Osten. Die Spotmarktpreise spiegelten diese Marktdynamik wider: Dank des reichlichen Angebots wurde Erdgas auf dem US-Markt zu den niedrigsten Preisen aller liberalisierten Märkte gehandelt. In Europa sorgten Konjunkturerholung und Wetterverhältnisse indes für steigende Spotmarktpreise, die auch in diesem Jahr noch etwas zulegten. Dennoch pendelten sich die Spotmarktpreise dank guter globaler Verfügbarkeit im Durchschnitt unter den ölpreisgebundenen Indexwerten ein. Die Entwicklung der ölpreisgebundenen Indexwerte war hingegen ungewöhnlich: Während der Preis für japanisches LNG im vergangenen Jahr um 2 % anzog, fiel der durchschnittliche deutsche Importpreis trotz überwiegender Ölpreisbindung um 6 %. June

14 Die US-amerikanische Schiefergasrevolution sowie massive Umwälzungen auf den LNG-Märkten läuteten eine Neuordnung des globalen Erdgasmarkts ein. Beginnen wir mit den Vereinigten Staaten. US natural gas market Number of horizontal rigs 8 Gas Oil 6 4 Horizontal gas and oil drilling Gas in power generation Gas share in generation from coal and gas 4% % 21 3% 2 25% Jan-9 Jul-9 Jan-1 Jul-1 Jan-11 2% 1Q 2Q 3Q 4Q Source: includes data from Smith Bits STATS, EIA. Nordamerika produziert mittlerweile mehr oder weniger ausreichend Gas für den eigenen Bedarf. Dank preisgünstiger Schiefergasvorkommen stieg die US-Produktion um 4,7 % (28 Mrd. m³) auf das bisher höchste Fördervolumen seit Gegen Anfang des Jahres 21 stieg die Zahl horizontaler Bohrverfahren sprunghaft an, und auch der Schiefergasanteil an der gesamten US-Förderung erhöhte sich von 4 % (25) auf mittlerweile 23 %. Dieses Produktionsplus sorgte für niedrige Preise. 21 notierte Henry-Hub-Gas 54 Dollar pro Barrel Öläquivalent unter dem Rohölpreis und gab im laufenden Jahr sogar noch nach. Produzenten wie Verbraucher reagieren auf die veränderten Marktbedingungen. Auf Angebotsseite konzentrieren sich die Produzenten nun verstärkt auf Schiefergasvorkommen mit hohem Flüssiganteil oder verlagern ihre Aktivitäten gleich auf Öl. Trockenere Gasvorkommen werden seltener angebohrt, und Technologien, die eigentlich für die Schiefergasförderung perfektioniert wurden, finden nun auch in der Ölproduktion Anwendung. Dies lässt sich unter anderem an der starken Zunahme horizontaler Ölförderanlagen ablesen die Festlands- Ölproduktion erreicht aktuell das höchste Niveau seit 21. Auf Verbraucherseite wirkt sich der Wettbewerb mit Kohle in der Stromerzeugung auf den Gaspreis aus. Im zweiten Halbjahr 21 begünstigten niedrige Preise den Wechsel von Kohle zu Gas; und auch im laufenden Jahr setzt sich dieser Trend zum Wechsel fort. 14 June 211

15 Gleichzeitig könnte das Überangebot noch weitere Folgen haben. Einige Produzenten haben begonnen, empfangene LNG-Lieferungen weiter zu verschiffen, und zwar von den USA in Märkte mit höherer Nachfrage. Einige bemühen sich aktiv um Genehmigungen für den Export von nordamerikanischem Gas in Form von LNG. Es wird über GTL (Gasverflüssigung), Gas als Treibstoff und den Einsatz in anderen Sektoren diskutiert. Dieser Kurs wird sich weiter fortsetzen, da auch der Rest der Welt verstärkt auf die Ausbeutung unkonventioneller Gasreserven setzt. Schon jetzt führt der sinkende US-Importbedarf zu zusätzlichen LNG-Mengen auf anderen Märkten und beeinflusst die Vertragspreise auf der anderen Seite des Atlantiks. Um die Hintergründe dieses Phänomens zu verstehen, lohnt sich ein genauerer Blick auf die LNG-Märkte. Global natural gas trade Global gas trade growth Annual change, % 3% Pipeline LNG 2% LNG trade links Four main importers, av. number of sources % % -1% All exporters, av. number of markets Source: includes data from Cedigaz, GIIGNL, CISStat. Im Laufe der vergangenen fünf Jahre erhöhte sich das globale LNG-Angebot um insgesamt 58 % und wuchs damit dreimal so schnell wie die gesamte Erdgasproduktion. 21 expandierte die LNG-Produktion sogar um bisher beispiellose 22,6 % (55 Mrd. m³). Katar konnte seinen Vorsprung als weltgrößter Flüssiggasproduzent weiter ausbauen: Die LNG-Exporte des Emirats stiegen 21 um 53 % (26 Mrd. m³) ein Aufwärtstrend, der auch 211 anhält. Doch nicht nur das Produktionsvolumen, sondern auch die Handelsverflechtungen intensivierten sich mit den wachsenden Möglichkeiten. 21 exportierte Katar LNG in 19 verschiedene Länder und damit in vier mehr als noch ein Jahr zuvor. Im Gegenzug lassen sich die vier größten Importnationen aktuell von durchschnittlich 14 Quellen beliefern 25 waren es noch 9 Anbieter. Die weltweite Vernetzung schreitet zügig voran. Allein 21 expandierte der LNG- Handel viermal so schnell wie der Pipelinehandel. Auch der Anteil von LNG am internationalen Gashandel erhöhte sich auf 31 % (von 23 % im Jahr 25). Ein derartiges Wachstum kann bahnbrechende Veränderungen einleiten. Und einige der Auswirkungen zeichnen sich schon jetzt in Europa ab. June

16 OECD Europe natural gas market $/Mmbtu Prices Av. German Import Price UK NBP 1Q7 1Q8 1Q9 1Q1 1Q11 Import growth Annual change, % 4% 3% LNG Pipeline 2% 1% % -1% -2% 1Q7 1Q8 1Q9 1Q1 Source: includes data from Platts, BAFA, Monthly Gas Data Service OECD/International Energy Agency May 211. Im vergangenen Jahr erreichte der europäische Gasverbrauch ein neues Hoch (+7,7 %, 39 Mrd. m³), bedingt durch den konjunkturellen Aufschwung und zwei harte Winter in Folge. Trotzdem entspann sich ein intensiver Wettbewerb zwischen diversen Angebotsquellen. Obwohl Europas Nettoimportbedarf 21 um 8,8 % (22 Mrd. m³) anstieg, blieb ölpreisgebundenes Pipelinegas trotz verhandelter Abschläge weiterhin kaum wettbewerbsfähig. Angesichts einer über das Jahr gemittelten Kursdifferenz von 22 % zwischen Spotpreisen (UK NBP) und ölpreisgebundenen Vertragskursen (AGIP) kam es zu einer weiteren Verdrängung von Pipelinegas durch das zu Spotkursen erhältliche LNG. Entsprechend sanken auch die russischen Exporte nach Europa im zweiten Jahr in Folge (-1 %, 1,5 Mrd. m³). Europäische Käufer importierten die bisher beispiellose Menge von 87 Mrd. m³ Flüssigerdgas (+18 Mrd. m³, 27 % mehr als 29). So führte die erhöhte Flexibilität am Gasmarkt zu europaweiten Preisabschlägen. Anderorts nahm der Wettbewerb auf dem Gasmarkt subtilere Formen an. In Asien stieg der Anteil von Spotkäufen, während japanische Stromerzeuger Vorteil aus dem LNG-Überangebot zogen, indem sie mittelfristige Verträge zu günstigeren ölpreisgebundenen Kursen aushandelten. Doch generell gesehen hatten die Spotkurse keinen allzu großen Einfluss auf das Marktgefüge, und das Gros der asiatischen Stromversorger konkurriert bisher noch nicht um alternative Gasanbieter. Global gesehen lässt sich eine wachsende Verflechtung der Gasmärkte feststellen. Dank dieser intensiveren Vernetzung können auch externe Schocks besser und flexibler aufgefangen werden, da sowohl Russland (Pipelinegas) also auch Katar (LNG) über ausreichend ungenutzte Kapazitäten verfügen. So konnten die Gasmärkte auch den Ausfall der libyschen Förderung sowie die Auswirkungen des japanischen Erdbebens problemlos abfedern. Akteure auf den Gasmärkten gehen 16 June 211

17 davon aus, dass sich dieser Trend nahtlos fortsetzen wird: Auch 211 liegt der Spotkurs für Erdgas bislang unter den durchschnittlichen Vertragspreisen. Kohle, Wasserkraft und Kernenergie Die übrigen traditionellen Energieträger werde ich nur kurz anreißen und mich dabei in einigen Punkten wiederholen. Coal consumption and imports Mtoe Consumption changes RoW EU US India China Mtes 4 Price spread* (rhs) China s imports RoW Indonesia Australia 1Q9 3Q9 1Q1 3Q1 1Q11 $/te Source: includes data from IHS CERA, IHS McCloskey. *Spread between China s Qinhuangdao and Australia s Newcastle coal prices. Wie alle anderen Kraftstoffe auch verzeichneten Kohleproduktion und -konsum 21 überproportional starke Zuwachsraten und zwar um 6,3 % (22 Mio. t Öläquivalent) bzw. 7,6 % (25 Mio. t Öläquivalent). Auch hier verschob sich der Verbrauchsschwerpunkt weiter in Richtung der Nicht-OECD-Staaten. Allein in China und Indien erhöhten sich die Verbrauchszahlen um 1 % (157 Mio. t Öläquivalent) bzw. 11 % (27 Mio. t Öläquivalent). Ähnlich wie bei den anderen aufgeführten Energieträgern schoss der OECD-Kohlekonsum steil in die Höhe, und zwar um 5,2 % (54 Mio. t Öläquivalent). Dies war der höchste Anstieg seit 31 Jahren und das direkt nach einem 1 %-igen Konsumrückgang im Jahr davor. Mit diesen Werten verzeichnete Kohle den höchsten Verbrauchsanstieg unter allen fossilen Energieträgern. Auch der internationale Kohlehandel wuchs 21 um geschätzte 17,5 % - und damit doppelt so schnell wie die eigentliche Nachfrage. Die Handelsströme verdeutlichten klare regionale Gefälle, bildeten vorhandene Preisdifferenzen ab und machten den gesunden Wettbewerb auf dem internationalen Kohlemarkt sichtbar. Nach Japan blieb China aufgrund relativ hoher Inlandspreise der weltweit zweitgrößte Importeur. Gleichzeitig wurde Import-Kraftwerkskohle in Europa durch Gas verdrängt, während Import-Kokskohle dank der wieder erstarkten Stahlindustrie einen Nachfrageschub verzeichnete. Doch selbst die Importhandelsströme verschoben sich je nach Ursprungsland zum Teil deutlich, um das Gleichgewicht June

18 zwischen internationaler Nachfrage und dem höheren Preisniveau in Asien wiederherzustellen. Dies geschah allerdings ohne größeres Aufsehen oder Medienecho. Die Kohlemärkte funktionierten leise und effizient. Hydro and nuclear pow er consum ption Hydro Nuclear Annual change, % Annual change, % 8% 8% 6% 4% 2% % -2% 6% 4% 2% % -2% 1-year average -4% % Sowohl Wasserkraft (5,3 %) als auch Kernenergie (2 %) notierten Wachstumsraten über dem jeweiligen Zehnjahrestrend. Da der globale Niederschlag 21 alle Messrekorde seit 19 übertraf, ist es kaum verwunderlich, dass Wasserkraft den absolut größten Anstieg aller Zeiten notierte. Hingegen hatte der Atomsektor in den vergangenen Jahren also schon vor dem Reaktorunglück in Japan mit relativ hohen Ausfällen zu kämpfen. 21 verzeichnete dieser Bereich, nach drei Jahren Rückgang in Folge, erstmals wieder positive Zuwachsraten. CO2-Emissionen CO 2 emissions Contributions to growth 6% 4% 2% % CO 2 emissions growth 21 China Other non- OECD OECD By region Coal Gas Oil By fuel CO 2 intensity of energy Tonnes of CO 2 per toe 3. Non-OECD World 2.7 OECD June 211

19 Für den CO2-Ausstoß ist der allgemein starke Verbrauchsanstieg erwartungsgemäß eine schlechte Nachricht. Die Produktion nicht-fossiler Energieträger zur Stromerzeugung stieg um insgesamt 4,9 % und damit weniger als die Produktion primärer Energiequellen. Da der Kohleverbrauch besonders stark zulegte, erhöhten sich 21 die globalen CO2- Emissionen aus Energiequellen gemessen nach Standardumrechnungskursen um insgesamt 5,8 % und damit nicht nur schneller als der gesamte Energiekonsum, sondern auch stärker als in jedem Jahr seit Laut der uns vorliegenden Daten stiegen die Emissionen sowohl in OECD-Nationen (3,4 %) als auch in Nicht-OECD-Regionen (7,6 %) rapide an. Aus Ländersicht steuerte China den weltweit größten Emissionsanteil bei ganze 43 % des globalen Mehrausstoßes entfielen auf China, gefolgt von den USA mit 13 %. In einigen Ländern sanken die Emissionswerte zwar, doch dies war entweder auf besondere Umstände zurückzuführen z. B. den umfangreichen Austausch von Kohle gegen Wasserkraft in Australien oder auf eine schwache Konjunktur. Auch die globale Emissionsintensität d. h. die CO2-Menge, die pro Energieeinheit freigesetzt wird stieg 21 weiter an. Und dies ist ein Problem, das uns noch von der Energieintensitätsdebatte vertraut sein sollte: Der wachsende Anteil CO2- intensiver Länder (wie China) am weltweiten Energieverbrauch könnte zu einem Anstieg der globalen Emissionsintensität beitragen, selbst wenn es den meisten dieser Nationen (einschließlich China) gelingen sollte, die eigene Emissionsintensität zu verringern. Dieses Beispiel zeigt einmal mehr, wie eng die Staatenwelt miteinander verknüpft ist. Erneuerbare Energien Schließen möchte ich jedoch mit optimistischeren Aussichten und der versprochenen Analyse erneuerbarer Energien. June

20 Renewable energy Share of primary energy Percent 2.% 1.5% 1.% Renewables in power.5% Biofuels.% Contributions to growth 25% 2% 15% 1% 5% % Renewables growth Renewables in power Biofuels Das Timing ist perfekt: Zu einer Zeit, da die öffentliche Hand kaum Geld zu verteilen hat und CO2-Einsparungen eher zähe Fortschritte machen, erobern erneuerbare Energien endlich ihren Platz in den globalen Energieverbrauchsstatistiken. Dies ist sicherlich nur ein erster Schritt, doch langsam kristallisieren sich die Grenzen und Potenziale dieser neuen Energiequellen heraus. Unsere Daten erfassen sowohl den Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung Windkraft, Solarenergie, Geothermie, Biomasse und Müllverstromung als auch Biokraftstoffe für den Transport, d. h. Ethanol und Biodiesel. Zusammengerechnet decken diese Energieträger 1,8 % des globalen Primärenergiekonsums ab 1,3 % über Stromerzeugung und,5 % mithilfe von Biokraftstoffen. Das ist nicht viel, stellt jedoch eine Verdreifachung des Anteils innerhalb eines Jahrzehnts dar. Allein in den vergangenen fünf Jahren haben erneuerbare Energien 1 % zum Primärenergiewachstum beigetragen und damit mehr als petroleumbasierte Produkte. Renew ables in pow er Percent 6% 4% 2% Share of power generation Share of power generation in 21 World OECD Non-OECD Denmark Portugal New Zealand Spain Percent % 1% 2% 3% % Philippines Germany In der Stromerzeugung legten die erneuerbaren Energien 21 um 15,5 % zu und konnten so den Vorjahreseinbruch der OECD-Länder mehr als ausgleichen June 211

21 betrug ihr Anteil an der weltweiten Stromerzeugung 3,3 % verteilt über mehrere Länder, doch 78 % des Verbrauchs konzentrierte sich auf die OECD-Nationen. Insbesondere die europäischen Länder sind hier traditionell führend. Auch heute noch befinden sich 9 der 1 Länder mit dem höchsten Pro-Kopf-Konsum sowie 8 der 1 Nationen mit dem höchsten Verbrauchsanteil in Europa. Einsamer Spitzenreiter: das windverwöhnte Dänemark, welches 29 % seines Stroms aus erneuerbaren Energien bezieht. Renew ables in Germ any and Spain Germany Share of primary energy, % 6% Spain Power generation, TWh 4 4% 2% % Nuclear ( ) Renewables (21-21) Years after reaching 1% share Oil Gas Coal Solar Biomass Wind Hydro Nuclear Source: includes data from MITyC.SEE. Mittlerweile gibt es genügend faktische Hinweise auf die Potenziale und Beschränkungen, die der Einsatz im größeren Stil mit sich bringt. Beste Beispiele sind Spanien und Deutschland. Beide Länder treiben die Entwicklung und Nutzung von Windkraft und Solarenergie seit Jahren aktiv voran. In Spanien beträgt der Stromerzeugungsanteil von Windkraft und Solarenergie 14,5 % bzw. 2,4 %; in Deutschland liegen die vergleichbaren Anteile bei 5,9 % und 1,9 %. Allein im vergangenen Jahr hat sich die Erzeugung von Solarenergie in Deutschland nahezu verdoppelt und war damit für 57 % der Expansion des globalen Solarenergie-Outputs verantwortlich. Aus den Erfahrungen dieser beiden Länder lassen sich mehrere Lehren ziehen. Erstens zum Tempo der Markteinführung. Der vielleicht ironische, aber trotzdem lehrreiche Vergleich zwischen der Geschwindigkeit, mit der erneuerbare Energien im letzten Jahrzehnt in Deutschland Marktanteile erobert haben, und dem Tempo, mit dem die Atomkraft vor 35 Jahren auf dem Energiemarkt Fuß fassen konnte, drängt sich dabei auf denn bei beiden Beispielen handelt es sich um neue Energietechnologien, die dank öffentlicher Unterstützung im großen Maßstab eingeführt wurden. Und auch bei der eigentlichen Umsetzung gab es bemerkenswerte Parallelen: Beginnend mit dem Jahr, in dem die neuen Technologien 1 % des Primärenergiemarkts bedienten, stieg der Anteil beider Energieträger im Laufe von zehn Jahren auf mehr als 5 %. Sowohl Kernenergie als auch erneuerbare Energien verzeichneten also über ein Jahrzehnt jährliche June

22 Wachstumsraten von etwa 2 %, was einer Verdopplung alle vier Jahre gleichkommt. Doch trotz dieser hohen Wachstumsraten braucht es nachweislich seine Zeit, bis eine dieser neuen Technologien den Energiemix nachhaltig verändert. Zweitens verdeutlichen die aufgeführten Beispiele den potenziellen Konflikt zwischen Förderung und Größe. Es gibt tatsächlich so etwas wie zu viel Erfolg. Obwohl erneuerbare Energien in beiden Ländern schnell Fuß fassten, verdankten sie ihren Erfolg (noch) nicht eitel Sonnenschein oder besonders vorteilhafter Technik, sondern vor allem attraktiven und garantierten Netzeinspeisungstarifen. Angesichts des rasanten Sektorwachstums und fallender Preise pro Einheit hat die unverhoffte Popularität dieser Fördermaßnahmen (oder je nach Sichtweise allzu großzügiger Anreize) dazu geführt, dass die entsprechenden finanziellen Anreize in vielen Teilen Europas 21 und 211 wieder zurückgenommen wurden. Und schließlich greift immer noch das Gesetz unbeabsichtigter Folgen, wenn Politiker in die Energieerzeugung eingreifen. In unserem Beispiel könnten sich derartige Folgen aus der politisch gewollten Neugewichtung des Energiemixes ergeben. In vielen europäischen Ländern schützt der Gesetzgeber z. B. Arbeitsplätze im Kohlebergbau. Gleichzeitig hat der Ausbau erneuerbarer Energien, der einfache Zugriff auf relativ günstiges Erdgas und darüber hinaus ein gutes Jahr für die Wasserkraft in Spanien dazu geführt, dass Kohle in der Stromerzeugung mittlerweile eine geringere Rolle spielt. Diese Verschiebung fiel so dramatisch aus, dass die Regierung Schutzmaßnahmen für Kohlekraftwerke ergreifen musste. So entstehen zusätzliche Kosten durch den Schutz von Arbeitsplätzen in genau den Bereichen, die durch die Förderung anderer Sektoren unter Druck geraten. Was können wir daraus lernen? Erstens lassen sich erneuerbare Energien auch im größeren Stil nutzen, allerdings geschieht dies nicht über Nacht. Zweitens kann eine allzu erfolgreiche Expansion das Fördersystem auf die Probe stellen. Drittens ist die öffentliche Förderung erneuerbarer Energien nicht unbedingt mit anderen politischen Zielen vereinbar. Renewable power growth Growth by region Contributions to growth 18% China Other non-oecd OECD 15% 12% 9% 6% 3% Renewables consumption Index: 2=1 Spain China Germany % June 211

23 Glücklicherweise stehen erneuerbare Energien mittlerweile nicht nur in reifen und wohlhabenden Ländern auf der Tagesordnung. Während der weltweite Stromverbrauch aus erneuerbaren Energien im vergangenen Jahr um 15,5 % anstieg, blieb der Zuwachs in OECD-Ländern mit 12,4 % hinter den Spitzenwerten von 27 und 28 zurück. In den Nicht-OECD-Nationen beschleunigte sich das Wachstum hingegen weiter und erreichte 21 stolze 27,7 %. Somit tragen die Nicht- OECD-Länder inzwischen deutlich mehr zum Ausbau erneuerbarer Energien bei als noch vor 27. Besonders hervorzuheben wäre hier China mit dem größten Anteil aller Nicht-OECD- Staaten an der Einführung erneuerbarer Energien. Allein im Bereich der Windkraft hat China mittlerweile die USA überholt und gilt damit als weltweit führend. Nahezu die Hälfte aller neuen Windkraftkapazitäten (48, %) ging 21 auf das Konto Chinas und führte zu einer Verdreifachung der dortigen Kapazitäten seit 28. Gleichzeitig spielt Windkraft trotz des rasanten Ausbaus in der chinesischen Stromerzeugung mit nur 1,2 % noch immer eine recht untergeordnete Rolle. 4. Fazit Sechzig Jahre sind vergangen, seit Jamie Jamieson und Dusty Miller ihren ersten Bericht verfasst haben. Und wo stehen wir heute? Welchen Stellenwert hat 21 in der langfristigen Entwicklung? Dazu lässt sich zusammenfassend einiges sagen. 21 verzeichnete die Welt eine außergewöhnlich hohe Nachfrage nach sämtlichen Energieträgern. Doch dieser Konsumschub war nichts weiter als eine Rückkehr zum Trend und kein Bruch mit der Vergangenheit. Der rasante Aufstieg der Schwellenländer und ihr wachsender Beitrag zum globalen BIP hatte daran maßgeblich Anteil ein Prozess, der durch die jüngste Rezession und Markterholung nur noch bestärkt wurde. Vor diesem Hintergrund wird es zunehmend schwieriger, Verbesserungen der Energieintensität, oder auch der Emissionsintensität, auf ein verlangsamtes Wachstum des globalen Energieverbrauchs (oder Emissionsausstoßes) zu übertragen. Allgemein öffnet sich also langsam die Schere zwischen Verbesserungen der Wirtschaftsleistung und des Energiekonsums aber auch, und dort zu langsam, zwischen Energieverbrauch und CO2-Emissionen. Zur Steuerung dieses System sind Marktpreise gut geeignet. Ob künstlich erschwerter Zugang zu Öl, verstärkter Wettbewerb zwischen Energieträgern und bestimmten Gassorten auf dem Erdgasmarkt oder auch der kaum sichtbare, doch June

24 ausgesprochen effiziente internationale Kohlehandel überall dienen Preise als wichtige Informationsquellen zur Steuerung der Ressourcenströme. Erneuerbare Energien benötigen, und erhalten, öffentliche Unterstützung. Doch auch hier hilft der Markt, wichtige Merkmale aufzudecken. Er macht sowohl positive als auch negative Aspekte öffentlich. Wir nennen es das Gesetz unbeabsichtigter Folgen und es greift selbst bei gut gemeinten Projekten. In diesem Sinne wird dieses hervorragende Enthüllungsinstrument auch bei dem Ausbau CO2-freier Energien zeigen, welche Maßnahmen und Technologien langfristig sinnvoll sind. Denn wenn wir diese Energiequellen zu lange vor echtem Wettbewerb schützen, könnte es sehr schnell teuer werden. Angesichts der heutigen Zahlen würden mir Jamie Jamieson und Dusty Miller bestimmt beipflichten. 24 June 211