Ökonomische Analyse einer Verlängerung und Modifizierung der Strompreisbremse

Krebs, Tom Working Paper Ökonomische Analyse einer Verlängerung und Modifizierung der Strompreisbremse Working Paper Forschungsförderung, No. 305 Provided in Cooperation with: The Hans Böckler Foundation Suggested Citation: Krebs, Tom (2023) : Ökonomische Analyse einer Verlängerung und Modifizierung der Strompreisbremse, Working Paper Forschungsförderung, No. 305, Hans-Böckler-Stiftung, Düsseldorf This Version is available at: https://hdl.handle.net/10419/278730 Standard-Nutzungsbedingungen: Die Dokumente auf EconStor dürfen zu eigenen wissenschaftlichen Zwecken und zum Privatgebrauch gespeichert und kopiert werden. Sie dürfen die Dokumente nicht für öffentliche oder kommerzielle Zwecke vervielfältigen, öffentlich ausstellen, öffentlich zugänglich machen, vertreiben oder anderweitig nutzen. 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D., ist Professor für Volkswirtschaftslehre, Makroökonomik und Wirtschaftspolitik an der Universität Mannheim. E-Mail: [email protected] © 2023 by Hans-Böckler-Stiftung Georg-Glock-Straße 18, 40474 Düsseldorf www.boeckler.de „Ökonomische Analyse einer Verlängerung und Modifizierung der Strompreisbremse“ von Tom Krebs ist lizenziert unter Creative Commons Attribution 4.0 (BY). Diese Lizenz erlaubt unter Voraussetzung der Namensnennung des Urhebers die Bearbeitung, Vervielfältigung und Verbreitung des Materials in jedem Format oder Medium für beliebige Zwecke, auch kommerziell. (Lizenztext: https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/de/legalcode) Die Bedingungen der Creative-Commons-Lizenz gelten nur für Originalmaterial. Die Wiederverwendung von Material aus anderen Quellen (gekennzeichnet mit Quellenangabe) wie z. B. von Schaubildern, Abbildungen, Fotos und Textauszügen erfordert ggf. weitere Nutzungsgenehmigungen durch den jeweiligen Rechteinhaber. ISSN 2509-2359 KREBS: STROMPREISBREMSE | 3 Inhalt Zusammenfassung (Executive Summary) .............................................. 5 1. Einleitung ........................................................................................... 8 2. Modifizierte Strompreisbremse ......................................................... 12 2.1 Vorschlag ................................................................................... 12 2.2 Ausgestaltung ............................................................................ 13 2.3 Finanzierung .............................................................................. 17 2.4 EU-Beihilferegeln ....................................................................... 18 2.5 Einwände ................................................................................... 20 3. Energiekrise 2022 ............................................................................ 23 3.1 Energiepreisschock.................................................................... 23 3.2 Produktion ................................................................................. 27 3.3 Kurzfristige Produktionsverluste ................................................. 29 3.4 Inflation und Reallohnverluste .................................................... 35 3.5 Langfristige Produktionsverluste ................................................ 39 4. Strommarkt und Strompreise ............................................................ 47 4.1 Ausgangslage ............................................................................ 47 4.2 Stromgestehungskosten ............................................................ 49 4.3 Finanzbedarf .............................................................................. 53 4.4 Wirtschaftsstabilisierungsfonds (WSF) ....................................... 54 4.5 Funktionierender Strommarkt ..................................................... 55 4.6 Zweiseitige Differenzverträge ..................................................... 57 Literatur ................................................................................................ 60 KREBS: STROMPREISBREMSE | 4 Abbildungen Abbildung 1: Erdgaspreise ................................................................... 23 Abbildung 2: Strompreise ..................................................................... 26 Abbildung 3: BIP und Industrieproduktion ............................................. 28 Abbildung 4: BIP-Entwicklung mit und ohne Energiekrise..................... 31 Abbildung 5: Inflation und Reallöhne .................................................... 36 Abbildung 6: Reallöhne seit 1950 ......................................................... 38 Abbildung 7: Produktion und Produktionspotenzial in Deutschland 1998–2011 .............................................................. 41 Abbildung 8: Produktion und Produktionspotenzial in den USA 1998–2011 .................................................................... 42 Abbildung 9: Produktion und Produktionspotenzial in Deutschland 2010–2023 .............................................................. 44 Abbildung 10: Produktion und Produktionspotenzial in den USA 2010–2023 .................................................................... 45 Abbildung 11: Stromgestehungskosten für drei Technologien in drei Regionen .............................................................................. 50 Tabellen Tabelle 1: Kurzfristige BIP-Verluste in den letzten drei Wirtschaftskrisen ............................................................................. 32 Tabelle 2: Kurzfristige BIP-Verluste im Risikoszenario mit Gasmangellage ............................................................................... 34 KREBS: STROMPREISBREMSE | 5 Zusammenfassung (Executive Summary) Die Energiekrise hat die deutsche Wirtschaft schwer getroffen. Der kurzfristige Produktionsverlust beträgt rund vier Prozent des Bruttoinlandsprodukts. Zudem sind die Reallöhne stärker gefallen als in jeder anderen Krise der deutschen Nachkriegsgeschichte. Darüber hinaus drohen langfristige wirtschaftliche Schäden, die sich bis Ende 2024 auf rund zehn Prozent des Bruttoinlandsprodukts oder 390 Milliarden Euro belaufen. Die Bundesregierung muss jetzt die wirtschaftspolitischen Weichen stellen, um eine langjährige Stagnationsphase zu vermeiden. Dazu müssen die wirtschaftlichen Folgen der Energiekrise abgefedert und die transformativen Investitionen gestärkt werden. Dies erfordert unter anderem die Verlängerung einer modifizierten Strompreisbremse, um krisenbedingte Unsicherheiten zu reduzieren und Investitionen in strombasierte Produktionsanlagen attraktiver zu gestalten. Die Verlängerung einer modifizierten Strompreisbremse ist ein zentraler Baustein einer übergreifenden wirtschaftspolitischen Strategie zur Stärkung der deutschen Wirtschaft. In der vorliegenden Studie wird ein konkreter Vorschlag zur Ausgestaltung einer modifizierten Strompreisbremse entwickelt und analysiert. Der Vorschlag enthält die folgenden Elemente: • Verlängerung der Strompreisbremse perspektivisch bis 2030 • Modifikation I: garantierter Nettopreis von 10 ct/kWh für Stromkunden mit Jahresverbrauch über 30.000 kWh und ein garantierter Bruttostrompreis von 35 ct/kWh für Stromkunden mit Jahresverbrauch unter 30.000 kWh. • Modifikation II: garantierter Nettopreis von 6 ct/kWh für energieintensive Unternehmen, die eine Transformationsverpflichtung eingehen und eine Standort- und Beschäftigungsgarantie abgeben • Modifikation III: zusätzliche Reduktion des Nettostrompreises um 1 ct/kWh für Unternehmen mit Tarifbindung Die Verlängerung einer modifizierten Strompreisbremse ist keine Dauersubvention, sondern sie schlägt eine wirtschaftliche Brücke zur klimaneutralen Zukunft. Berechnungen auf Basis der Stromgestehungskosten ergeben einen langfristigen Strompreis zwischen 5 ct/kWh und 8 ct/kWh. Der aktuelle Börsenstrompreis übersteigt krisenbedingt diesen langfristigen Wert und es wird voraussichtlich noch einige Zeit dauern, bis der Strompreis auf sein langfristiges Gleichgewichtsniveau gefallen ist. Die KREBS: STROMPREISBREMSE | 6 hier vorgeschlagene Strompreisbremse soll Planungssicherheit für diese Übergangsphase schaffen. Der Börsenstrompreis wird nur auf das langfristige Gleichgewichtsniveau von 5 ct/kWh bis 8 ct/kWh fallen, wenn der deutsche bzw. europäische Strommarkt angemessen funktioniert. Dazu müssen die Ausbauziele der Bundesregierung für erneuerbaren Energien erreicht und der europäische Strommarkt reformiert werden. Staatliche Differenzverträge („contracts for difference“) für den Bau neuer Windkraft- und Solaranlagen sollten ein fester Bestandteil einer solchen Strommarktreform sein. Differenzverträge stellen eine staatliche Absicherung gegen langfristige Preisrisiken dar, die private Investitionen in erneuerbare Energien stimulieren und die Konvergenz der aktuellen Marktpreise zum langfristigen Gleichgewichtswert beschleunigen. Die besondere Förderung von energieintensiven Branchen beruht auf der besonderen Rolle, die sie im Wertschöpfungsprozess spielen. Baustoffe, Chemie, Glas, Nichteisen-Metalle, Papier und Stahl sind aktuell die wichtigsten energieintensiven Branchen. Zudem werden künftig die Wasserstoffelektrolyse, Batterieproduktion und Chipherstellung hinzukommen. Diese energieintensiven Unternehmen erzeugen Vorprodukte für nachgelagerte Produktionssektoren, die zentral für eine erfolgreiche Dekarbonisierung der Wirtschaft sind. Die Aktivitäten energieintensiver Unternehmen setzen positive wirtschaftliche und technologische Impulse, die weit über die Wertschöpfung in der eigenen Branche hinausgehen. Darüber hinaus stärkt die inländische Herstellung zentraler Vorprodukte die Resilienz der deutschen bzw. europäischer Wirtschaft und reduziert wirtschaftliche Abhängigkeiten in Zeiten geopolitischer Unsicherheiten. Die Verlängerung einer modifizierten Strompreisbremse würde voraussichtlich fiskalische Kosten von insgesamt 20 bis 60 Milliarden Euro bis 2030 erzeugen. Die Finanzierung sollte aus Mitteln des Wirtschaftsstabilisierungsfonds (WSF) erfolgen, der bereits zur Finanzierung der aktuellen Gas- und Strompreisbremse verwendet wird. Eine Finanzierung aus dem WSF ist gerechtfertigt, denn es handelt sich – wie die vorliegende Studie zeigt – um eine zeitlich befristete Maßnahme zur Abfederung der wirtschaftlichen Folgen der Energiekrise. Die Verlängerung einer modifizierten Strompreisbremse ist also eine Maßnahme zur Bekämpfung von Krisenfolgen, die gleichzeitig eine Brücke zur klimaneutralen Zukunft schlägt. Darüber hinaus ist eine Finanzierung dieser Maßnahme aus dem WSF finanzpolitisch und makroökonomisch sinnvoll, denn es erfordert keine weiteren Ausgabenkürzungen im Bundeshaushalt 2024 bzw. zukünftigen Bundeshaushalten. KREBS: STROMPREISBREMSE | 7 Eine Strompreisbremse ist ein direkter Eingriff des Staates in den Preismechanismus und daher ein eher umstrittenes wirtschaftspolitisches Instrument. Es gibt jedoch gute ökonomische Gründe für einen solchen staatlichen Eingriff in Zeiten, in denen Marktpreise krisenbedingt über ihr langfristiges Gleichgewicht hinausgeschossen sind. Eine solche Situation erleben wir derzeit am deutschen bzw. europäischen Strommarkt, und besondere Zeiten erfordern besondere Maßnahmen. Die Bundesregierung hat in der Energiekrise 2022 bereits einmal eine politisch schwierige Entscheidung getroffen, als sie sich gegen ein sofortiges Embargo auf russische Erdgasimporte ausgesprochen hat. Diese zum damaligen Zeitpunkt unpopuläre Entscheidung hat wesentlich dazu beigetragen, dass im letzten Jahr ein Extremszenario mit Gasmangellage und dramatischen wirtschaftlichen Verlusten vermieden werden konnte. Die Bundesregierung muss jetzt nochmals entschieden handeln und eine kraftvolle Antwort auf die Energiekrise und die damit verbundene Transformationsherausforderung geben. Die Verlängerung einer modifizierten Strompreisbremse ist zentraler Bestandteil einer solchen wirtschaftspolitischen Antwort. KREBS: STROMPREISBREMSE | 8 1. Einleitung Die Energiekrise hat die deutsche Wirtschaft schwer getroffen. Nach fast zwei Jahren Corona-Pandemie gab es Ende 2021 begründete Hoffnung auf eine kräftige wirtschaftliche Erholung. Stattdessen haben der russische Angriffskrieg in der Ukraine und der damit verbundene Energiepreisschock die deutsche Wirtschaft in eine Rezession gedrückt. Zudem ist derzeit keine Besserung in Sicht und es droht eine längere Phase der Stagnation. Jede Krise ist auch eine Chance. Die fossile Energiekrise 2022 wird die Transformation der deutschen Wirtschaft hin zur Klimaneutralität unweigerlich beschleunigen. Das ist gut für den Klimaschutz, aber nicht unbedingt gut für die Wirtschaft und es sind zwei Szenarien denkbar. Im Negativ-Szenario führt die Beschleunigung der Klimatransformation zu Wohlstandsverlusten und der gesellschaftliche Zusammenhalt wird geschwächt. Im Positiv-Szenario entsteht ein neuer Wirtschaftsboom getrieben durch Investitionen in klimaneutrale Technologien, der hochwertige Arbeitsplätze schafft und die soziale Gerechtigkeit stärkt. Das Positiv-Szenario kann nur dann Wirklichkeit werden, wenn die Bundesregierung jetzt die wirtschaftspolitischen Weichen stellt. Dazu müssen die wirtschaftlichen Folgen der Energiekrise abgefedert und die transformativen Investitionen gestärkt werden. Dies erfordert unter anderem die Verlängerung und Modifizierung der aktuellen Strompreisbremse, um krisenbedingte Unsicherheiten zu reduzieren und Investitionen in strombasierte Produktionsanlagen attraktiver zu gestalten. Die Verlängerung einer modifizierten Strompreisbremse ist ein wichtiger Baustein einer übergreifenden wirtschaftspolitischen Strategie, die den deutschen Wirtschaftsstandort stärkt und eine neue Wachstumsphase einläuten kann. Die vorliegende Studie entwickelt und analysiert einen konkreten Vorschlag zur Ausgestaltung einer modifizierten Strompreisbremse. Der Vorschlag enthält die folgenden Elemente: • Verlängerung der Strompreisbremse perspektivisch bis 2030 • Modifikation I: garantierter Nettopreis von 10 ct/kWh für Stromkunden mit Jahresverbrauch über 30.000 kWh und ein garantierter Bruttostrompreis von 35 ct/kWh für Stromkunden mit Jahresverbrauch unter 30.000 kWh. • Modifikation II: garantierter Nettopreis von 6 ct/kWh für energieintensive Unternehmen, die eine Transformationsverpflichtung eingehen und eine Standort- und Beschäftigungsgarantie abgeben • Modifikation III: zusätzliche Reduktion des Nettostrompreises um 1 ct/kWh für Unternehmen mit Tarifbindung KREBS: STROMPREISBREMSE | 15 mäß aktueller Strompreisbremse die Förderung für Stromkunden mit einem Jahresverbrauch von mehr als 30.000 kWh auf 70 Prozent des Verbrauchs beschränkt. Dieser Ansatz gewährleistet, dass im Fall einer Konditionierung auf den aktuellen Stromverbrauch – wie es in dieser Studie vorgeschlagen wird -- der Börsenpreis einen beschränkten Einfluss auf die Stromkosten hat. Beispielsweise beträgt im Fall einer 80-prozentigen Förderung für energieintensive Unternehmen der effektive Strompreis nicht 6 ct/kWh, sondern 4,8 ct/kWh + 0,2 × Börsenpreis. Eine solche (eingeschränkte) Abhängigkeit der Stromkosten von den Marktpreisbewegungen kann wünschenswert sein. Der Industriestrompreis sollte ausschließlich für energieintensive Unternehmen, die hochwertige Industriegüter produzieren und im internationalen Wettbewerb stehen, erhältlich sein (BMWK, 2023a). Dabei handelt es sich hauptsächlich um Unternehmen in den Branchen Chemie, Glas, Nichteisen-Metalle, Papier und Stahl. Zur Abgrenzung der Gruppe förderwürdiger Unternehmen bietet sich die „Besondere Ausgleichsregelung“ an, die bereits im EEG bzw. EnFG verwendet wird und erprobtes und europäisch abgestimmtes Modell darstellt. Die Besondere Ausgleichsregelung umfasst etwa 2.000 energieintensive Unternehmen mit einem Jahresstromverbrauch von etwa 110 Terawattstunden (TWh). Die Gruppe der geförderten Industrieunternehmen kann eventuell mit Blick auf die EU-Beihilferegeln und jüngste Entwicklungen anders abgegrenzt werden – siehe Abschnitt 2.4 für eine weiterführende Diskussion. Der Industriestrompreis von 6 ct/kWh für die energieintensiven Industrien geht über die reguläre Unterstützung von mittleren und großen Unternehmen hinaus und kommt daher auch mit besonderen Verpflichtungen. Konkret sollte – wie auch in BMWK (2023a) angedacht – diese besondere Förderung mit einer Transformationsverpflichtung und einer Standort- und Beschäftigungsgarantie verbunden werden. Solche Garantien sind nützlich, aber auch mit erheblichem Aufwand verbunden. Es ist daher nicht unbedingt sinnvoll, diese zusätzlichen Förderkonditionen von den mittleren und großen Unternehmen zu verlangen, die die allgemeine Strompreisbremse von 10 ct/kWh in Anspruch nehmen. Dies würde ansonsten die mittelständischen Unternehmen, für die eine komplexe Antragsstellung oft eine große Hürde darstellt, zu stark belasten. Die zusätzliche Reduktion des Strompreises um 1 ct/kWh für Unternehmen mit Tarifbindung bzw. Tarifanbindung ist ein Bonusmodell, wie es in ähnlicher Form im US-amerikanischen Inflation Reduction Act zu finden KREBS: STROMPREISBREMSE | 16 ist.4 Diese Maßnahme stärkt die Tarifbindung und ist somit ein weiteres Instrument, um die EU-Mindestlohnrichtlinien, die unter anderem eine Tarifanbindung von 70 Prozent der Löhne setzt, durch einen entsprechenden Aktionsplan zu erfüllen (European Commission, 2022). Die Ausgestaltung der Maßnahme als Sonderbonus und nicht als strikte Förderbedingung kann zudem bei der rechtlichen Beurteilung hilfreich sein, denn es werden keine Unternehmen von der Förderung vollständig ausgeschlossen. Es erscheint sinnvoll, die Förderung mittels Sonderbonus für alle Unternehmen mit Tarifbindung, und nicht nur die energieintensiven Unternehmen mit Tarifbindung, zu öffnen. Diese Sonderregel würde somit anwendbar sein auf alle Unternehmen, die ein Anrecht auf Förderung im Rahmen der neuen Strompreisbremse haben. Unternehmen, die dem energieintensiven Sektor zugerechnet werden und Tariflöhne zahlen, können dann den Strom für einen garantierten Nettopreis von 5 ct/kWh (ohne Netzentgelte, Steuern, Abgaben und Umlagen) beziehen. An dieser Stelle seien zwei Möglichkeiten erwähnt, wie der obenstehende Vorschlag modifiziert werden könnte. Erstens könnte eine zusätzliche Reduktion des Strompreises um weitere 1 ct/kWh für energieintensive Unternehmen in Betracht gezogen werden, die kritische Rohstoffe und Materialen herstellen. Diese Variante ist im Grunde die Umsetzung der von der Europäischen Kommission im „Critical Material Act“ entwickelten Idee, die Produktion von strategisch wichtigen Gütern besonders stark zu fördern (European Commission, 2023a). Die europäische Liste dieser Güter enthält z. B. Materialien wie Aluminium, die in der Regel auch eine energieintensive Produktion erfordern. Unternehmen in dieser Gruppe können also Strom für einen garantierten Nettopreis von 4 ct/kWh (zuzüglich Netzentgelten, Steuern, Abgaben und Umlagen) beziehen, wenn sie Tariflöhne zahlen. Zweitens könnte eine Verlängerung der Strompreisbremse bis 2030 auf die Gruppe der privaten Haushalte, kleineren und mittleren Unternehmen (KMUs), energieintensiven Unternehmen sowie Krankenhäusern und stationäre Pflegeeinrichtungen eingeschränkt werden. Diese Variante könnte ein gangbarer Weg sein, eventuelle beihilferechtliche Bedenken zu zerstreuen. Dieser Punkt wird in Abschnitt 2.4 eingehender analysiert. 4 Der Inflation Reduction Act sieht eine zusätzliche Förderung für Unternehmen vor, die den „üblichen“ Lohn zahlen. Siehe Krebs (2023) für eine weiterführende Diskussion. KREBS: STROMPREISBREMSE | 17 2.3 Finanzierung Die Finanzierung der Verlängerung einer modifizierten Strompreisbremse sollte aus Mitteln des Wirtschaftsstabilisierungsfonds (WSF) erfolgen, der bereits zur Finanzierung der aktuellen Gas- und Strompreisbremse verwendet wird (Finanzagentur, 2023). Dies ist gerechtfertigt, denn es handelt sich – wie die vorliegende Studie zeigt – um eine zeitlich befristete Maßnahme zur Abfederung der wirtschaftlichen Folgen der Energiekrise. Ein staatlich garantierter Strompreis schlägt eine Brücke zur klimaneutralen Zukunft, indem er die Wirkung des krisenbedingten Anstiegs der Strompreise auf private Haushalte und Unternehmen abfedert. Dies entlastet nicht nur die privaten Haushalte und Unternehmen, sondern stabilisiert auch die Wirtschaft und schützt Arbeitsplätze. In diesem Sinne erfüllt die Verlängerung einer modifizierten Strompreisbremse genau den ursprünglichen Zweck des WSF (Finanzagentur, 2023). Eine Finanzierung der Verlängerung der Strompreisbremse aus dem WSF ist finanzpolitisch sinnvoll, weil in diesem Fall keine Ausgabenkürzungen im aktuellen Regierungsentwurf für den Bundeshaushalt 2024 und den Finanzplan 2025 bis 2027 erforderlich sind. Anders gesagt (BMWK, 2023a): „Die erheblichen strukturellen Ausgabennotwendigkeiten in anderen Bereichen (Verteidigung, Migration, Kinderarmut) machen eine Finanzierung dieser temporären Krisenmaßnahme aus regulären Haushaltsmitteln weder möglich noch zielführend.“ Darüber hinaus ist eine Finanzierung aus dem Klima- und Transformationsfonds keine sinnvolle Option, denn es würde zu Kürzungen bei Programmen zur Dekarbonisierung der Industrie (beispielsweise Klimaschutzverträge) oder im Gebäudebereich (beispielsweise energetische Sanierung) führen.5 Das im WSF noch zur Verfügung stehende Finanzvolumen übertrifft bei weitem den zusätzlichen Finanzbedarf, der durch die Verlängerung einer modifizierten Strompreisbremse entstehen würde. Die Finanzwirkung der Verlängerung hängt wesentlich von der zukünftigen Entwicklung des Strompreises an den Strombörsen ab. Auf Basis des langfristigen Gleichgewichtspreises wird in Kapitel 4 dieser Studie ein Finanzbedarf von 20 bis 60 Milliarden Euro für den siebenjährigen Zeitraum 2024 bis 2030 berechnet. 5 Dies gilt, solange der Fonds nicht aufgestockt wird. Eine solche Aufstockung müsste entweder durch zusätzliche Einnahmen aus Steuern/Umlagen oder zusätzliche Kreditaufnahme finanziert werden, wenn nicht Haushaltkürzungen an andere Stelle vorgenommen werden sollen. KREBS: STROMPREISBREMSE | 18 Zum Vergleich: Das BMWK (2023a) berechnet für einen Industriestrompreis von 6 ct/kWh auf Basis der aktuellen Futures einen Finanzbedarf bis 2030 von 25 bis 30 Mrd. Euro. Die jährlich benötigten Finanzmittel nehmen über den Zeitraum bis 2030 kontinuierlich ab. Dem Finanzbedarf von 30 bis 50 Milliarden Euro stehen aktuell (Stand 31. Juni 2023) Mittel von rund 140 Milliarden Euro gegenüber, die im Wirtschaftsstabilisierungsfonds noch zur Verfügung stehen. 2.4 EU-Beihilferegeln Nationalstaatliche Fördermaßnahmen müssen im Einklang mit den europäischen Beihilferegeln stehen. Die Verlängerung einer modifizierten Strompreisbremse für Stromkunden mit einem Jahresverbrauch unter 30.000 kWh ist aus beihilferechtlicher Sicht unproblematisch, da die staatliche Unterstützung für private Haushalte im Allgemeinen nicht von den Beihilferegeln erfasst ist und die auch bei der Hilfe für kleinere Gewerbebetriebe keine Wettbewerbsverzerrungen zu erwarten sind. Für Stromkunden mit einem Jahresverbrauch von mehr als 30.000 kWh und für die besondere Förderung energieintensiver Unternehmen setzen die Beihilferegeln jedoch im Allgemeinen enge Grenzen, die jedoch mit der neuen Fassung des Temporary Crisis and Transition Framework (European Commission, 2023b) und der Einführung des Net Zero Industry Act (European Commission, 2023c) bereits erheblich ausgeweitet wurden. Die überarbeitete Fassung des Temporary Crisis and Transition Framework der Europäischen Kommission (European Commission, 2023b) bietet neue Möglichkeiten für zeitlich begrenzte nationale Maßnahmen zur Unterstützung von Industriesektoren, die eine kritische Rolle in der Klimatransformation spielen und krisenbedingt zusätzliche Kosten tragen müssen.6 Dabei ist ein zentraler Punkt, dass der angedachte Industriestrompreis transformative Investitionen unterstützt, indem die Betriebskosten (OPEX) von klimaneutralen und somit strombasierten Technologien gesenkt werden. Zudem ist wichtig hervorzuheben, dass es sich um eine zeitlich befristete Strompreisbremse zur Bekämpfung der Folgen einer Energiekrise handelt, welche die deutsche Industrie direkt und außerordentlich stark getroffen hat. Aus dieser Sicht ist der deutsche Industriestrompreis keine 6 Eine juristische Bewertung im Auftrag der Stiftung Arbeit und Umwelt der IG BCE (2023) kommt um Schluss, dass ein Brückenstrompreis für energieintensive Unternehmen im Einklang mit den EU-Beihilferegeln steht. KREBS: STROMPREISBREMSE | 19 Wettbewerbsverzerrung innerhalb der EU, sondern eher eine Angleichung der Wettbewerbsbedingungen. Ein Nachteil des Temporary Crisis and Transition Framework ist, dass er am 31. Dezember 2025 auslaufen soll. Der Net-Zero Industry Act (European Commission, 2023c) bietet eine weitere Möglichkeit, eine Strompreisbremse für energieintensive Unternehmen beihilfekonform auszugestalten. Die Mehrheit der energieintensiven Unternehmen in Deutschland stellt Vorprodukte her, die zentral sind für die Herstellung von Windkraftanlagen, Elektrolyseanlagen, Photovoltaikanlagen und Wärmepumpen. Zudem sind energieintensive Baustoffe wichtig für die energetische Gebäudesanierung. Der Net-Zero Industry Act gilt im Prinzip für alle Komponenten, die zur Herstellung solcher klimaneutralen Technologie notwendig sind und umfasst somit die Mehrheit der aktuell in Deutschland produzierenden energieintensiven Unternehmen. Darüber hinaus wird im Net-Zero Industry Act explizit die Chip- und Batterieproduktion als besonders förderwürdig genannt, sodass auch diese energieintensiven Branchen erfasst sind. Für Stromkunden mit einem Jahresverbrauch von mehr als 30.000 kWh muss die Verlängerung der Strompreisbremse eventuell auf die Gruppe der kleineren und mittleren Unternehmen (KMUs), der energieintensiven Unternehmen, der Schienenbahnen sowie der Krankenhäuser und stationäre Pflegeeinrichtungen eingeschränkt werden. Nationale Maßnahmen zur Unterstützung von KMUs sind in der Regel beihilfekonform und für Investitionshilfen gilt sogar eine allgemeine Gruppenfreistellung. Ähnliches gilt für Schienenbahnen sowie Krankenhäuser und stationäre Pflegeeinrichtungen. Die Unterstützung der energieintensiven Unternehmen muss jedoch immer separat auf Basis des Temporary Crisis and Transition Framework oder des Net-Zero Industry Act gerechtfertigt werden. Die europäischen Beihilferegeln haben bisher der Unternehmensförderung über die Strompreisbremse enge Grenzen gesetzt. Beispielsweise darf der Förderbetrag gemäß der aktuellen Strompreisbremse 4 Millionen Euro für nicht besonders betroffene Unternehmen und 150 Millionen Euro für besonders betroffene und energieintensive Unternehmen nicht übertreffen, wobei besonders betroffene Unternehmen hauptsächlich über den Verlust von Ebitda definiert sind. Diese enge Auslegung der Beihilferegeln ist einer der Gründe, warum die aktuelle Strompreisbremse von den Unternehmen kaum genutzt wurde. Die begrenzte Nutzung der Strompreisbremse ist problematisch, weil sie in der aktuellen Form kaum positive wirtschaftliche Impulse setzte und somit ihr vorrangiges Ziel verfehlt. Die modifizierte Strompreisbremse sollte daher unbürokratischer und großzügiger ausgestaltet werden als KREBS: STROMPREISBREMSE | 20 die aktuelle Strompreisbremse, damit die beabsichtigten positiven Investitionsimpulse auch realisiert werden. Die Ebitda-Regel sowie andere Einschränkungen wie beispielsweise limitierte Dividendenauszahlungen oder Eingriffe in Managementscheidungen würden dieser Zielsetzung entgegenlaufen und sind daher nicht zu empfehlen. 2.5 Einwände In der öffentlichen Debatte wird ein staatlich garantierter Strompreis bzw. Industriestrompreis von verschiedenen Seiten kritisiert. An dieser Stelle sollen einige der häufig vorgebrachten Kritikpunkte zusammengefasst und eingeordnet werden. Der erste Einwand betrifft die Finanzierung aus dem WSF. Aktuell befasst sich das Bundesverfassungsgericht in Karlsruhe mit einer Klage der Unionsfraktion, dass die Überführung von Kreditermächtigungen aus der Corona-Pandemie in das Sondervermögen „Klima- und Transformationsfonds“ nicht vereinbar sei mit der deutschen Schuldenbremse. Das Urteil des Bundesverfassungsgerichts steht noch aus und es sollten daher aus diesem Umstand keine verfrühten Schlüsse gezogen werden. Es ist jedoch wichtig hervorzuheben, dass es einen wesentlichen Unterschied zwischen einer Verlängerung der Strompreisbremse und dem derzeit vom Bundesverfassungsgericht behandelten Fall. Der hier entwickelte Vorschlag zur Strompreisbremse beinhaltet keine Umwidmung der ursprünglichen Kreditermächtigung bzw. Kreditaufnahme, sondern die Umsetzung erfordert nur die zeitliche Verlängerung einer Maßnahme mit unverändertem bzw. erweitertem Zweck. Eine Überführung von Kreditermächtigungen aus der Corona-Pandemie in das Sondervermögen „Klima- und Transformationsfonds“ wirft hingegen die berechtigte Frage auf, inwieweit eine Förderung der energetischen Gebäudesanierung oder der Wasserstoffindustrie noch mit dem ursprünglichen Zweck im Einklang steht. Damit verbleibt nur der verfassungsrechtliche Einwand, dass die aus Notfallkrediten finanzierten Maßnahmen einen Krisenbezug aufweisen sollten. Die vorliegende Studie zeigt, dass aus ökonomischer Sicht ein solcher Krisenbezug für die Finanzierung einer zeitlich verlängerten Strompreisbremse aus dem WSF besteht. Dies ist kein juristisches Argument, aber eine umfassende juristische Beurteilung sollte die hier dargelegten ökonomischen Erwägungen berücksichtigen. Ein weiterer Einwand gegen eine zeitliche Verlängerung der Strompreisbremse entspringt dem Argument einiger Ökonomen, dass ein leichter Rückgang des Bruttoinlandsprodukts nicht so dramatisch sei und die KREBS: STROMPREISBREMSE | 21 deutsche Wirtschaft den Energiepreisschock gut verkraftet habe (Moll, Schularick und Zachmann, 2023; Sandbu, 2023; Schularick, 2023; Tabarrok, 2023). Diese Sichtweise impliziert unter anderem, dass weitere wirtschaftspolitische Maßnahmen zur Krisenbekämpfung nicht notwendig seien. In Kapitel 3 dieser Studie wird diese These widerlegt. Die Energiekrise 2022/2023 hat die deutsche Wirtschaft schwer getroffen und die aktuelle wirtschaftliche Situation in Deutschland ist keinesfalls ungefährlich. Dieser Punkt ist zentral für die politische Diskussion, denn eine korrekte Diagnose des wirtschaftlichen Problems ist Voraussetzung für eine angemessene wirtschaftspolitische Antwort. Andere Ökonom:innen lehnen Preiskontrollen grundsätzlich ab, solange solche staatlichen Eingriffe in das Preissystem zu Verzerrungen von Preissignalen führen (Bachmann, 2022; Bayer, 2023; Borowski, 2023). Eine solche pauschale Ablehnung von Preiskontrollen bzw. Preisbremsen entspringt einer naiven Marktgläubigkeit, die auf einer realitätsfernen und überholten Theorie der Wirtschaft basiert.7 Sicherlich sind direkte staatliche Eingriffe in das Preissystem in der Regel als Ultima Ratio der Wirtschaftspolitik zu verstehen, weil die Gefahr von Fehlentwicklungen groß ist. Doch eine zeitlich befristete Strompreisbremse zur Begrenzung des Anstiegs der Strompreise ist ökonomisch gerechtfertigt, wenn Strombörsen in Krisenzeiten überreagieren. In diesem – aktuell relevanten – Fall sollte der Staat eine Strompreisbremse umsetzen, um die Krisenfolgen abzufedern und eine Brücke in eine klimaneutrale Zukunft zu bauen. Ein weiterer Einwand gegen die Verlängerung der Strompreisbremse ist, dass Deutschland bzw. Europa Strom sparen müssten. Pauschalkritik dieser Art greift zu kurz und ist im Grunde nur eine Variante der bereits erwähnten Marktgläubigkeit, die auf der realitätsfernen Annahme beruht, dass jedes Preissignal ein gesellschaftlich wünschenswertes Signal ist und daher jede Preisbewegung an den Finanz- und Energiemärkten ungebremst (eins zu eins) an die Realwirtschaft weitergegeben werden sollte. Konkreter gesagt: Ein niedriger Strompreis verringert zwar den Anreiz zum Stromsparen, aber er vergrößert auch den Anreiz, die Produktion auszuweiten und die Investitionen in die notwendige Elektrifizierung der Wirtschaft zu steigern. Es besteht also ein trade-off, und nur eine naive und realitätsferne Marktgläubigkeit würde die Annahme rechtfertigen, 7 Konkret wird implizit angenommen, dass das erste Wohlfahrtstheorem gilt und das Marktergebnis (Pareto) effizient ist. Siehe Krebs (2022a) für weitere Details. KREBS: STROMPREISBREMSE | 22 dass dieser trade-off in Zeiten multipler Krisen durch die Strombörsen gesellschaftlich optimal aufgelöst wird. Der Vorschlag des BMWK für einen garantierten Nettostrompreis von 6 ct/kWh für energieintensive Industrieunternehmen (BMWK, 2023a) ist in Ökonomenkreisen auf viel Kritik gestoßen (Wissenschaftlicher Beirat beim Bundesministerium der Finanzen, 2023). Diese Kritik ist jedoch recht pauschal gehalten und differenziert nicht hinreichend genau zwischen dauerhaften Subventionen und zeitlich befristeten Subventionen zur Bekämpfung krisenbedingter Ungleichgewichte auf den Strommärkten. Insofern läuft diese Kritik etwas in Leere, da sie sich nicht mit dem wesentlichen Aspekt des Vorschlags auseinandersetzt.8 Natürlich kann die Kritik auch so verstanden werden, dass sie aus Prinzip jeder Art der Industrieförderung bzw. der Industriepolitik ablehnt. In diesem Fall handelt es sich jedoch wieder um eine Spielart der naiven Marktgläubigkeit, die mit der wirtschaftlichen Realität wenig zu tun hat (Dullien und Hackenbroich, 2022; Krebs, 2023; Juhász, Lane, und Rodrik, 2023). Schließlich gibt es noch eine Pauschalkritik, die eher psychoanalytisch argumentiert und Industriepolitik als Ausdruck eines Industriefetischismus versteht (Economist, 2023). Kritik dieser Art zeichnet sich durch zwei Eigenschaften aus, die eine ökonomisch fundierte Diskussion erschweren. Erstens enthalten die Analysen in der Regel nur eine oberflächliche Auseinandersetzung mit den länderspezifischen Gegebenheiten und der notwendigen Transformationsherausforderung. Zweitens zeichnet sich diese Art der Kritik dadurch aus, dass sie in der Regel keine positive Vision für einzelne Länder unter Transformationsdruck wie z. B. Deutschland aufzeigen kann. Anders gesagt: Was ist der Plan der Industriekritiker? Soll Deutschland wie Großbritannien werden, nur ohne den entsprechenden Finanzsektor und ohne den Disneyland-Effekt von Harry Potter und Oxford Universität? Oder braucht es keinen Plan, weil der Markt das schon regeln wird und der Staat sich unbedingt raushalten sollte? Ein solcher Marktfundamentalismus erscheint gefährlich naiv in einer Zeit, in der die USA die Industriepolitik wiederentdeckt und China seinen wirtschaftlichen Einfluss immer weiter ausdehnt. 8 Der Wissenschaftliche Beirat beim Bundesministerium der Finanzen (2023) kritisiert den Vorschlag des BMWK (2023a) explizit mit der Aussage: „Nicht sinnvoll ist dagegen, dauerhafte Kostennachteile an einem Standort durch Subventionen auszugleichen.“ Die dauerhafte Subvention ist jedoch gerade nicht intendiert, auch wenn BMWK (2023a) keine nähere Begründung für den Strompreis von 6 ct/kWh als langfristige Preis enthält. Die vorliegende Studie zeigt, dass ein Strompreis von 6 ct/kWh im Spektrum der geschätzten langfristigen Strompreise liegt und somit der BMWK-Vorschlag einer widerspruchsfreien Logik folgt. KREBS: STROMPREISBREMSE | 23 3. Energiekrise 2022 3.1 Energiepreisschock Die Energiekrise in Deutschland und Europa ist in erster Linie eine Krise der fossilen Energieträger, wobei Erdgas eine besondere Rolle spielt. In Deutschland heizen etwa die Hälfte aller Haushalte mit Erdgas, Energieunternehmen nutzen Erdgas zur Stromerzeugung und ein großer Teil der Industrieproduktion nutzt es zur Erzeugung von Prozesswärme oder als Grundstoff. Diese starke Abhängigkeit bedeutet, dass die Entwicklung des Gasangebots und die damit verbundenen Preisänderungen erhebliche Auswirkungen auf die Wirtschaft haben. Darüber hinaus wirken sich die Erdgaspreise über das über das Merit-Order-System auf die Strompreise aus und beeinflussen über diesen Wirkungskanal wirtschaftliche Entscheidungen. Die folgende Abbildung zeigt die Entwicklung von drei verschiedenen Preisen für Erdgas: Der Börsenpreis, der durch Handel auf den europäischen Gasmärkten bestimmt wird, der Importpreis, der von Gas importierenden Unternehmen gezahlt wird, und der Gaspreis, den die deutschen Endverbraucher (Haushalte und kleine Unternehmen) zahlen. Abbildung 1: Erdgaspreise Quellen: Statista (Dutch TTF Prices), Destatis (Einfuhrpreise, Verbraucherpreise) 0 5 10 15 20 25 30 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sept Oct Nov Dec Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sept Oct Nov Dec Jan Feb Mar Apr May Jun 2021 2022 2023 Gaspreis in ct/kWh Börsenpreis (Dutch-TTF) Einfuhrpreise Verbraucherpreise KREBS: STROMPREISBREMSE | 24 Die Entwicklung der in Abbildung 1 dargestellten Börsenpreise für Erdgas (blaue Linie) kann in vier Phasen eingeteilt werden. Die erste Phase beginnt im Juli 2021, als die russischen Erdgaslieferungen zum ersten Mal ins Stocken gerieten und die deutschen Erdgasspeicher sich nicht wie üblich im Sommer füllten. Zu dieser Zeit erschienen auch erste Berichte in den Medien, dass Russland seine Lieferungen zurückhielte, um die Preise zu erhöhen und die Abhängigkeit Deutschlands aufzuzeigen – Erdgas als Waffe.9 Die angespannte Lage am Erdgasmarkt führte zu einem Anstieg der Marktpreise für Erdgas von rund 2 ct/kWh im Frühjahr 2021 auf knapp 10 ct/kWh Ende September 2021. Nach einer kurzen Erholung sorgte im November 2021 der Aufmarsch russischer Truppen an der Grenze zur Ukraine für neue Verunsicherung, besonders nachdem der US-Geheim- dienst von einer möglichen Offensive an mehreren Fronten berichtete. Die zweite Phase markiert den eigentlichen Anfang der Energiekrise und beginnt am 24. Februar 2022 mit der Invasion russischer Truppen. Diskussionen über ein mögliches EU-Embargo für russische Gasimporte ließen die Erdgaspreise kurzfristig auf über 20 ct/kWh hochschnellen, doch beruhigten sich die Märkte wieder, nachdem keine Sanktionen in Bezug auf Erdgas erfolgten und die russische Seite weiterhin Gas lieferte. In dieser kurzen Beruhigungsphase schien sich der Erdgaspreis bei einem Wert von circa 10 ct/kWh einzupendeln; immer noch rund fünfmal so hoch wie im Frühjahr 2021, aber weit entfernt von dem Spitzenwert von über 20 ct/kWh im März 2022. Die dritte Phase beginnt, als Russland Mitte Juni die Gaslieferungen nach Deutschland drosselte und die Bundesregierung am 23. Juni die Alarmstufe des Notfallplans (zweite von drei Stufen) aktivierte. Die Gaslieferungen endeten dann vollständig im September 2022 und wurden nach der Zerstörung der beiden Pipeline-Stränge von Nord Stream 1 in der Nähe von Bornholm nicht wiederaufgenommen. In Reaktion auf den Angebotsrückgang stiegen die Erdgaspreise stetig bis sie im August einen Spitzenwert von rund 30 ct/kWh erreichten. Dies war auch der Zeitpunkt, als innerhalb der Bundesregierung ernsthafte Gespräche zur Einführung einer Gas- und Strompreisbremse begannen. In der vierten und letzten Phase fallen die Marktpreise für Erdgas. Da- bei ist dieser Preisrückgang durch zwei markante Wendepunkte im August 2022 und Dezember 2022 gekennzeichnet, die mit zwei spezifischen Ereignissen verbunden sind. 9 Zudem stieg gleichzeitig die Gasnachfrage bedingt durch die wirtschaftliche Erholung nach der Corona-Pandemie, was für zusätzlichen Preisdruck sorgte. KREBS: STROMPREISBREMSE | 31 Abbildung 4: BIP-Entwicklung mit und ohne Energiekrise Anmerkungen: vierteljährliches BIP normalisiert auf 100 im ersten Quartal 2022 Quellen: „BIP-Prognose“: Konsensprognose der fünf Wirtschaftsforschungsinstitute im Frühjahr 2022 (GD,2022a); „BIP“: BIP-Daten des Statistischen Bundesamtes Abbildung 4 zeigt, dass der BIP-Verlust in dem einjährigen Zeitraum nach dem russischen Krieg in der Ukraine (also vom zweiten Quartal 2022 bis zum ersten Quartal 2023) 4,1 Prozent betrug. Dabei berechnet sich dieser kurzfristige Produktionsverlust aus der Differenz zwischen der Prognose des vierteljährlichen BIPs der fünf Wirtschaftsinstitute im Frühjahr 2022 (ockerfarbene Linie) und dem tatsächlichen Verlauf des vierteljährlichen BIPs (blaue Linie).15 Der größte Teil des BIP-Verlustes von 4,1 Prozent ist vor allem darauf zurückzuführen, dass das deutsche Wachstum nach dem Ende der Corona-Pandemie und den damit verbundenen Einschränkungen im Frühjahr 2022 ohne Energiekrise stark zugenommen hätte. Die BIP-Prognose der fünf Wirtschaftsinstitute im Frühjahr 2022 berücksichtigt bereits einige der negativen Auswirkungen der steigenden 15 Die Verwendung vierteljährlicher Daten ist üblich in der Konjunkturanalyse, die die kurzfristigen Änderungen makroökonomischer Größen analysiert. Die hier verwendete Methode gewährleistet, dass nur Veränderungen nach Beginn der Energiekrise im ersten Quartal 2022 die berechneten BIP-Verluste der Energiekrise beeinflussen. 98 99 100 101 102 103 104 105 106 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 2022 2023 BIP BIP-Prognose KREBS: STROMPREISBREMSE | 32 Energiepreise. In diesem Sinne ist es eine ist es eine Unterschätzung des BIP-Wachstums in einer Welt ohne Energiekrise und daher eine Unterschätzung der Produktionsschäden der Energiekrise 2022. Zum Beispiel erwartete die deutsche Zentralbank im Dezember 2021 noch einen Anstieg des vierteljährlichen BIPs im Zeitraum vom zweiten Quartal 2022 bis zum ersten Quartal 2023 von mehr als fünf Prozent (Bundesbank, 2021). Unter Verwendung einer identischen Methode können auch die kurzfristigen wirtschaftlichen Verluste der Corona-Krise 2020 und der Finanzkrise 2008 berechnet werden. Für den hypothetischen Ausgangspfad in einer Wirtschaft ohne Finanzkrise bzw. ohne Covid-19-Krise werden die Prognosen der fünf Wirtschaftsforschungsinstitute im Herbst 2008 bzw. im Herbst 2019 verwendet (GD, 2008; GD, 2019). Die Berechnungen ergeben einen einjährigen Output-Verlust von 2,5 Prozent für die Corona-Krise 2020 und 5,8 Prozent für die Finanzkrise 2008. Somit ist der kurzfristige wirtschaftliche Verlust der Energiekrise 2022 etwas größer als der Output-Verlust der Corona-Krise 2020 und etwas geringer als der Verlust der Finanzkrise 2008.16 Die Ergebnisse sind in Tabelle 1 zusammengefasst. Tabelle 1: Kurzfristige BIP-Verluste in den letzten drei Wirtschaftskrisen BIP-Verlust Reallohnverlust Energiekrise 2022 4,1 % 3,4 % Coronakrise 2020 2,5 % 0,8 % Finanzkrise 2008 5,8 % 0,4 % Anmerkung: BIP- und Lohnverluste sind die Differenz zwischen den Vor- Krisen-Prognosen und den tatsächlichen Werten des vierteljährlichen BIPs bzw. der vierteljährlichen Reallöhne ein Jahr nach Beginn der Krise. Energiekrise Q2-2022 bis Q1-2023, Coronakrise Q1-2020 bis Q4- 2020 und Finanzkrise Q4-2008 bis Q3-2009. Die Prognosen sind die Konsensprognosen der fünf Wirtschaftsforschungsinstitute DIW, ifo, IfW, IWH und RWI (Gemeinschaftsdiagnose). 16 Der Vergleich zur Ölkrise 1973 bis 1975 ist ebenfalls interessant. Der Ölpreisschock 1973 führte erst 1975 zu einem Rückgang des jährlichen BIPs um 0,9 Prozent. Der krisenbedingte BIP-Verlust 1975 beträgt 3,4 Prozent, wenn der BIP-Verlauf ohne Ölkrise auf Basis der Prognose der Wirtschaftsinstitute (IWH, 2023) abgeschätzt wird. KREBS: STROMPREISBREMSE | 33 Krisen entstehen nicht aus dem Nichts, und die Datierung einer Krise ist in der Regel nicht eindeutig bestimmt. Diese Studie wählt als Anfangspunkt der Energiekrise das 2. Quartal 2022, denn dieses Quartal ist das erste Quartal nach der russischen Invasion der Ukraine am 24. Februar 2022. Für die Corona-Krise 2020 wird der Beginn auf das erste Quartal 2020 datiert, da in diesem Quartal die ersten Lockdown-Maßnahmen umgesetzt wurden. Das vierte Quartal 2008 wird als Beginn der Finanzkrise 2008 genommen, weil dies das erste Quartal nach dem Bankrott von Lehman Brothers im September 2008 ist. Diese zeitliche Festlegung der drei Wirtschaftskrisen impliziert, dass für alle drei Krisen das erste Krisenquartal auch das Quartal ist, in dem das BIP zum ersten Mal gesunken ist. Die hier berechneten wirtschaftlichen Verluste der drei Wirtschaftskrisen basieren auf der Annahme, dass die Konsensprognosen der fünf Wirtschaftsinstitute GD (2022a) relativ gute Schätzungen für die Produktion in den hypothetischen Szenarien ohne Krise liefern. Dies ist der Fall, wenn a) vergangene Prognosen in normalen Zeiten relativ gut waren und es b) keine zusätzlichen makroökonomischen Schocks gab, die nicht mit der jeweiligen Krise im Zusammenhang standen, aber einen erheblichen Effekt auf die Wirtschaftsleistung hatten. Sicherlich werden beide Bedingungen nicht exakt gelten, und eine gewisse Unsicherheit hinsichtlich der in Tabelle 1 dargestellten Ergebnisse ist unvermeidlich. Insofern ist es auch nicht überraschend, wenn es keine vollständige Einigkeit hinsichtlich der wirtschaftlichen Kosten der Energiekrise geben wird. Einigkeit sollte es jedoch hinsichtlich der Tatsache geben, dass eine ernst zu nehmende Berechnung der Krisenkosten nur auf Basis einer kontrafaktischen Analyse (Szenario ohne Krise) möglich ist. Die Energiekrise 2022 hatte erhebliche wirtschaftliche Kosten (Tabelle 1), aber es hätte noch wesentlich schlimmer kommen können. Insbesondere fielen die Gaspreise sehr schnell nach dem Erreichen ihres Höhepunkts im August und Deutschland erlebte keine Gasmangellage im Winter 2022/2023. Ein Extrem-Szenario mit sehr hohen Gaspreisen bis in den Winter 2022/2023 hinein könnte zum Glück verhindert werden, wobei zwei Regierungsentscheidungen einen wesentlichen Einfluss hatten: Der Verzicht auf ein sofortiges Gasembargo im März 2022 und die Implementierung einer (europäischen und deutschen) Gaspreisbremse im Spätherbst 2022.17 17 Im Fall eines sofortigen Gasembargos mit Gültigkeit ab 1. April 2022 wären rund 200 TWh weniger Gas aus Russland nach Deutschland importiert worden, und das Gasangebot in Europa wäre entsprechend gesunken. Zum Vergleich: Der jährliche Gasverbrauch der deutschen Industrie (ohne Energiesektor) beträgt circa 250 TWh. KREBS: STROMPREISBREMSE | 34 Die Simulationsanalysen der fünf Wirtschaftsforschungsinstitute (GD, 2022b, c) und der Deutschen Bundesbank (Bundesbank, 2022a, b) verdeutlichen, dass ein solches Risikoszenario mit erheblichen wirtschaftlichen Schaden verbunden gewesen wäre. Krebs (2022b) führt einige einfache Berechnungen durch, welche die Abhängigkeit der Simulationsergebnisse von verschiedenen Faktoren aufzeigen und die große Unsicherheit hinsichtlich des Ausmaßes der möglichen Produktionsverluste demonstrieren. Die Ergebnisse der Analysen sind in Tabelle 2 dargestellt. Tabelle 2: Kurzfristige BIP-Verluste im Risikoszenario mit Gasmangellage Bundesbank (2022a, b) GD (2022a, b) GD (2022c) Krebs (2022b) BIP-Verlust 9 % 8 % 10 % 5 % bis 12 % Anmerkung: BIP-Verluste in Bundesbank (2022a, b) und GD (2022a, b) beziehen sich auf die Differenz der Vorkrisen-Prognose des vierteljährlichen BIPs und dem BIP-Wert in einem simulierten Risikoszenarios mit Gasmangellage fünf Quartale nach Krisenbeginn. GD (2022c) berücksichtigt nur gesamtwirtschaftliche Angebotseffekte; alle anderen Studien berücksichtigen gesamtwirtschaftliche Angebots- und Nachfrageeffekte. Deutschland importiert einen großen Teil seiner fossilen Energie aus dem Ausland. Zum Beispiel wurden in den letzten Jahren nur fünf Prozent des in Deutschland verbrauchten Erdgases in Deutschland gefördert (AGEB, 2023). Dies bedeutet, dass ein Anstieg der Erdgaspreise, wie er in Abbildung 1 dargestellt ist, zu einem Verlust an Nationaleinkommen führt, solange der Energieverbrauch nicht sehr stark sinkt. 2022 ging der gesamte Energieverbrauch in Deutschland um 5,4 Prozent zurück, während die Kosten der Nettoenergieimporte um 95 Prozent von 70 Milliarden Euro auf 137 Milliarden Euro (AGEB, 2023) stiegen. Mit anderen Worten: Die steigenden Energiepreise führten zu einem Verlust von etwa 2 Prozent des Nationaleinkommens. Diese einfache Berechnung berücksichtigt keine wirtschaftlichen Verhaltensanpassungen der Unternehmen und privaten Haushalte, wie z. B. einen durch die Energiepreise verursachten Produktionsrückgang. Die oben ausgeführten Berechnungen zeigen, dass die Auswirkungen des Energiepreisschocks auf die gesamtwirtschaftliche Produktion (Bruttoinlandsprodukt) unter Be- KREBS: STROMPREISBREMSE | 35 rücksichtigung der Verhaltensanpassungen erheblich größer ist als der direkte Einkommensverlust ohne Verhaltensanpassung. 3.4 Inflation und Reallohnverluste Die steigenden Energiepreise (Abbildungen 1 und 2) führten zu steigenden Preisen für Güter und Dienstleistungen und somit zur Inflation. In Deutschland erhöhte sich die Verbraucherpreisinflation von drei Prozent im Jahr 2021 auf 6,9 Prozent im Jahr 2022. Dabei entfiel ein erheblicher Teil dieses Inflationsanstiegs auf eine Zunahme der Energie- und Lebensmittelpreise. Dies unterstreicht die sozialen Kosten der Inflation, da Energie und Lebensmittel einen relativ großen Anteil am Konsumkorb einkommensschwacher Haushalte haben (Dullien und Tober, 2023) Löhne und Gehälter stiegen im Jahr 2022 nicht in demselben Maße wie die Güterpreise, sodass die Reallöhne sanken. Für viele Menschen ist das Arbeitseinkommen die wesentliche Einkommensquelle, sodass die Mehrheit der privaten Haushalte einen Verlust an realem Einkommen vor Steuern und Transfers erlebten. Abbildung 5 zeigt, dass dieser Einkommensverlust erheblich war. KREBS: STROMPREISBREMSE | 36 Abbildung 5: Inflation und Reallöhne Anmerkung: Veränderung des vierteljährlichen Reallohns und der Verbraucherpreise im Vergleich zum Vorjahresquartal Quelle: Daten des Statistischen Bundesamtes Abbildung 5 stellt den zeitlichen Verlauf des Reallohnwachstums und der Verbraucherpreisinflation seit 2019 dar. Die Abbildung zeigt, dass die Reallöhne im Jahr 2022 dramatisch gesunken sind. Insbesondere in den drei letzten Quartalen des Jahres 2022 sank der Reallohn um fünf Prozent im Vergleich zum Vorjahresquartal.18 Im Vergleich dazu haben sich die Reallöhne während der Finanzmarktkrise 2008 kaum verändert, und während der Coronakrise 2020 erholten sich die Reallöhne nach dem großen 18 Die Divergenz zwischen BIP und Reallöhnen in diesem Zeitraum ist im Wesentlichen auf zwei Faktoren zurückzuführen. Erstens haben die Nettozahlungen für Energieinputs an das Ausland (z. B. Norwegen) zugenommen, sodass die Einkommen stärker gesunken sind als das BIP. Mit anderen Worten: Steigende Energiepreise führen zu einem Verlust an Nationaleinkommen bei gegebenem BIP in einem energieimportierenden Land. Zweitens sanken Kapitaleinkommen weniger stark als die Arbeitseinkommen. In Zeiten hoher Inflation verlieren die Arbeitseinkommen im Verhältnis zum Kapitaleinkommen, wenn die Nominallöhne starr sind und die Unternehmen steigende Energiekosten an die Kunden weitergeben können. -8,0% -6,0% -4,0% -2,0% 0,0% 2,0% 4,0% 6,0% 8,0% 10,0% Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 2019 2020 2021 2022 2023 Reallohnveränderung Verbraucherpreisinflation KREBS: STROMPREISBREMSE | 37 Rückgang im zweiten Quartal 2022 schnell. Die negativen wirtschaftlichen Auswirkungen der Energiekrise 2022 auf das Leben der meisten Menschen in Deutschland waren also ausgeprägter als die entsprechenden Auswirkungen während der Finanzkrise 2008 und der Coronakrise 2022. Abbildung 5 zeigt auch, dass die Reallöhne im ersten Quartal 2023 wieder zu steigen begannen. Diese Erholung ist teilweise auf staatlich subventionierte Einmalzahlungen zurückzuführen, die Arbeitgeber als Inflationsausgleich an die Arbeitnehmer geleistet haben. Zu diesem Zeitpunkt ist es offen, ob diese Erholung der Reallöhne anhalten wird und zu einer vollständigen Kompensation der Verluste 2022 reichen wird. Die guten Tarifabschlüsse 2023 lassen zwar darauf hoffen, dass die Reallöhne bald steigen werden. Es bräuchte jedoch einen kräftigen Reallohnzuwachs, um die bereits erlittenen Kaufkraftverluste auszugleichen. Abbildung 6 stellt die Veränderung der Reallöhne seit 1950 dar, um das Ausmaß der Reallohnverluste 2022 in einen historischen Kontext zu stellen. KREBS: STROMPREISBREMSE | 38 Abbildung 6: Reallöhne seit 1950 Anmerkung: Jährliche prozentuale Veränderung der Reallöhne; der Reallohnindex wird aus nominalen Lohndaten (dem Index der durchschnittlichen Brutto-Monatseinkommen) und dem Verbraucherpreisindex des Statistischen Bundesamtes erstellt. Die Werte von 1950 bis 1990 beziehen sich auf Westdeutschland und die Werte von 1992 bis 2022 auf (vereinigtes) Deutschland. Der Wert der Veränderung der Reallöhne für 1991 wurde aufgrund des strukturellen Datenbruchs im Übergang von 1990 zu 1991 weggelassen. Abbildung 6 zeigt, dass die Reallöhne im Jahr 2022 um vier Prozent im Vergleich zu 2021 gesunken sind, und dass dieser Einkommensverlust der größte Rückgang seit Beginn der Aufzeichnungen ist. Es gibt nur wenige Episoden in der jüngeren deutschen Geschichte, in denen der jährliche Rückgang der Reallöhne signifikant war: Im Jahr 1981 sanken die Reallöhne um fast zwei Prozent, und im Jahr 1993 und 2020 gingen sie um etwas mehr als ein Prozent zurück. Die außerordentlich hohen Reallohnverluste 2022 sind ein weiterer Indikator, dass der Energiepreisschock 2022 eine ausgewachsene Wirtschaftskrise verursacht hat. Die in Abschnitt 3.3 zur Berechnung von krisenbedingten BIP-Verlus- ten verwendete Methode kann auch zur Berechnung von krisenbedingten -5% 0% 5% 10% 15% 20% 1950 1952 1954 1956 1958 1960 1962 1964 1966 1968 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 KREBS: STROMPREISBREMSE | 39 Reallohnverlusten genutzt werden. Konkret wird die Veränderung der vierteljährlichen Reallöhne im ersten Jahr nach dem „Beginn“ der Krise berechnet, und diese einjährige Veränderung mit der Reallohnprognose der fünf Wirtschaftsforschungsinstitute verglichen.19 Die Ergebnisse der Analyse zu den kurzfristigen BIP-Verlusten und Lohnverlusten sind in Tabelle 1 dargestellt. Die Tabelle verdeutlicht, dass der Reallohnverlust der Energiekrise 2022 die entsprechenden Verluste der Coronakrise 2020 und der Finanzkrise 2008 bei weitem übertrifft. Die Energiekrise war also eine wirtschaftliche Krise, die in ihrer Größenordnung vergleichbar ist mit der Coronakrise und Finanzkrise, aber ihre negativen Auswirkungen auf die Reallöhne der Beschäftigten war wesentlich ausgeprägter. 3.5 Langfristige Produktionsverluste Krisen erzeugen wirtschaftliche und gesellschaftliche Kosten, weil Wirtschaftswachstum und Reallöhne kurzfristig zurückgehen bzw. weniger stark ansteigen als ohne Krise. Diese kurzfristigen Auswirkungen der letzten drei Wirtschaftskrisen sind in Tabelle 1 zusammengefasst. Doch Wirtschaftskrisen führen nicht nur zu einem kurzfristigen Einbruch der wirtschaftlichen Aktivitäten, sondern können Wirtschaft und Gesellschaft auch dauerhaften Schaden zufügen. Diese dauerhaften Schäden stellen zusätzliche Kosten einer Krise dar, die auch nach der Erholung noch zu spüren sind. In der einschlägigen Literatur ist dieser Effekt als Hysterese-Effekt von Rezessionen bekannt und durch empirische Studien belegt. Zum Beispiel zeigen Ball (2014), Blanchard, Cerutti und Summers (2015) sowie Cerra und Caxena (2008) anhand von makroökonomischen Zeitreihenanalysen, dass Rezessionen häufig einen dauerhaften, negativen Effekt auf die gesamtwirtschaftliche Produktion haben. Anders gesagt: Kurzfristige Fluktuationen in der gesamtwirtschaftlichen Aktivität beeinflussen das Produktionspotenzial. Darüber hinaus haben empirische Studien einen engen Zusammenhang zwischen konjunktureller Fiskalpolitik und Potenzialoutput gefunden (siehe z. B. Fatas and Summers, 2018; Gechert, Horn und Paetz, 2019). Es gibt verschiedene Wirkungskanäle, die den Zusammenhang zwischen Rezessionen bzw. Wirtschaftskrisen und Produktionspotenzial 19 Die Reallohnprognosen werden aus den entsprechenden Prognosen für Nominallöhne und Verbraucherpreisinflation bestimmt. Ich danke dem IWH für die Bereitstellung der (unveröffentlichten) Prognosen der vierteljährlichen Löhne. KREBS: STROMPREISBREMSE | 40 prinzipiell erklären können. Eine Erklärung ist der Humankapitaleffekt: Arbeitslosigkeit oder Unterbeschäftigung ist häufig mit dem Verlust von unternehmens- oder sektorspezifischen Humankapital verbunden, und in einer Rezession steigt die Wahrscheinlichkeit und Verweildauer in der Arbeitslosigkeit bzw. Unterbeschäftigung. Dieser Erklärungsansatz ist nicht nur theoretisch gut begründet, sondern auch empirisch belegt. Zum Beispiel zeigen empirische Studien, dass Jobverlust zu permanenten Einkommensverlusten führt und diese permanenten Einkommensverluste besonders groß sind für die Erwerbspersonen, die ihren Job während einer Rezession verloren haben (Davis und Wachter, 2011; Schmieder, Wachter und Heining, 2023). Ähnlich können krisenbedingte Insolvenzen Sachkapital zerstören, wo- bei dieser Wirkungskanal über einen „cleansing effect“ auch einen positiven Effekt auf das Potentialwachstum entfalten kann (Caballero und Hammour, 1994). Ein weiterer Wirkungsmechanismus ist der Effekt von fallenden privaten Investitionen in Krisen, die über sinkende Innovationstätigkeit das Produktionspotenzial dauerhaft senken (Benigno and Fornaro, 2018). Schließlich sind krisenbedingte Hysterese-Effekte eine typische Implikation Post-Keynesianischer Wachstumsmodelle (Fazzari und Gonzales, 2023). Das Ausmaß der langfristigen Produktionsverluste ist nicht für alle Rezessionen und Länder gleich. Im Wesentlichen hängt die Stärke des Hysterese-Effekts von drei Faktoren ab. Zum Ersten spielen strukturelle Schwächen bzw. Stärken der Wirtschaft vor der Krise eine Rolle, die wiederum von vergangenen wirtschaftspolitischen Entscheidungen abhängen. Zum Zweiten sind die wirtschaftspolitischen Entscheidungen wichtig, die während der Krise und gleich nach der Krise getroffen werden – der Qualität der Stabilisierungspolitik in der Krise und der Transformationspolitik nach der Krise. Zum Dritten bestimmt das Ausmaß des exogenen Schocks, der zur Krise geführt hat, die Größe der Krise. Der Effekt dieser Einflussfaktoren wird deutlich, wenn die Entwicklungen in Deutschland und den USA in und nach der Finanzkrise 2008 verglichen werden. Die deutsche Wirtschaft hat sich sehr schnell von den Auswirkungen der Finanzkrise 2008 erholt, während in den USA noch nach zehn Jahren Spuren der Krise erkennbar sind (Ball, 2014; Blanchard, Cerutti und Summers, 2015). Die folgenden zwei Grafiken zeigen den Verlauf des BIPs (Output) und des Produktionspotenzials (Potenzialoutput) vor und nach der Finanzkrise 2008 in Deutschland und den USA.20 20 Diese Studie folgen Blanchard, Cerutti und Summers (2015) und berechnen das Produktionspotenzial auf Basis einer sehr einfachen Methode, indem der beste lineare KREBS: STROMPREISBREMSE | 47 4. Strommarkt und Strompreise 4.1 Ausgangslage Abbildung 2 verdeutlich das Ausmaß des Strompreisanstiegs, der bereits im Sommer 2021 begann und dann durch den Ausbruch des Kriegs in der Ukraine nochmals an Vehemenz zugenommen hat. Während durchschnittliche Börsenstrompreis 2019 bei 3,8 ct/kWh und 2020 bei 3 ct/kWh lag (Bundesnetzagentur, 2021), stieg der Preis im Sommer 2022 auf bis zu 60 ct/kWh.22 Seit dem Erreichen dieser Höchstwerte ist der Großhandelspreis stetig gefallen und liegt im Sommer 2023 bei rund 10 ct/kWh. Der Strompreis hat sich also in der Energiekrise kurzfristig fast verzwanzigfacht im Vergleich zum Vorkrisenniveau, und er liegt derzeit immer noch gut doppelt so hoch wie das Vorkrisenniveau. Die Futures-Preise sind weniger stark angestiegen, aber auch weniger gefallen. Beispielsweise ist der Preis für Lieferung 2025 (CAL 25) auf 30 ct/kWh gestiegen und liegt aktuell bei rund 13 ct/kWh und der Peis für Lieferung 2026 (CAL 26) ist auf rund 20 ct/kWh gestiegen und liegt aktuell bei gut 10 ct/kWh. Der in Abbildung 2 dargestellte Börsenpreis ist der Nettopreis für Strom im Großhandel. Die Endverbraucher zahlen jedoch einen Bruttopreis, der Netzentgelte, Steuern, Abgaben und Umlagen enthält. Diese zusätzlichen Ausgaben führte in der Vergangenheit dazu, dass die Strompreise für die deutschen Stromverbraucher im europäischen Vergleich relativ hoch lagen. In den Jahren 2019 bis 2021 lag der Bruttopreis bei rund 29 ct/kWh und damit rund 24 ct/kWh über dem Nettopreis (BDEW, 2023), wobei mit rund 6,5 ct/kWH die EEG-Umlage ein wesentlicher Bestandteil dieser Differenz zwischen Nettopreis und Bruttopreis war. Mit der endgültigen Abschaffung der EEG-Umlage dieses Jahr hat die Bundesregierung einen wichtigen Schritt unternommen, die Bruttopreise für Endverbraucher in Deutschland dauerhaft zu senken. Im Juli 2023 lag der durchschnittliche Bruttostrompreis für Bestandskunden bei rund 41 ct/kWh, aber für Neukunden nur bei rund 30 ct/kWh. Neben der Mehrwertsteuer von 19 Prozent sind die Stromsteuer und Umlagen zur Finanzierung der Kraft-Wärmekopplung sowie des Ausbaus der Offshore-Windkraft weitere Belastungen, die einen Keil schieben zwischen Nettopreis und Bruttopreis schieben. Für private Haushalte beträgt die Stromsteuer rund 2 ct/kWh und die genannten Umlagen circa knapp 22 Bei einer kumulativen Inflationsrate von rund 17 Prozent für den Zeitraum 2019 bis 2023 entspricht ein Strompreis von 3,8 ct/kWh im Jahr 2019 circa 4,5 ct/kWh im Jahr 2024. KREBS: STROMPREISBREMSE | 48 1 ct/kWh. Für Unternehmen des produzierenden Gewerbes gilt eine reduzierte Stromsteuer von 1,5 ct/kWh und für Unternehmen im Bereich des Schienenverkehrs 1,1 ct/kWh. Darüber hinaus sind circa 9.000 Unternehmen, zu denen auch die energieintensiven Unternehmen zählen, effektiv von der Stromsteuer über den Spitzenausgleich befreit. Schließlich sind die circa 2.000 Unternehmen, die die besondere Ausgleichregel beanspruchen können, von den Umlagen zur Finanzierung der Kraft-Wärmekopplung sowie des Ausbaus der Offshore-Windkraft befreit. Energieintensive Unternehmen sind also, wenn die Bundesregierung die aktuellen Regelungen beibehält,23 von allen Steuern, Abgaben und Umlagen befreit, und für diese Unternehmen ist die Differenz zwischen Bruttopreis und Nettopreis im Wesentlichen durch die Höhe des Netzentgeltes bestimmt. Dies bedeutet unter anderem, dass eine allgemeine Senkung der Stromsteuer die energieintensiven Unternehmen nicht entlasten würde. Die Netzentgelte drohen aufgrund hoher Investitionskosten für den notwendigen Netzausbau stark anzusteigen. Als Teil der Strompreisbremse hat die Bundesregierung daher beschlossen, die Übertragungsnetzentgelte mit einem Zuschuss von 12,84 Milliarden Euro auf dem Niveau von 2022 zu stabilisieren. Im Jahr 2022 betrugen die durchschnittlichen Netzentgelte rund 8 ct/kWh für private Haushalte und rund 3 ct/kWh für Industriekunden (BDEW, 2023). Die Bundesregierung sollte weitere Maßnahmen ergreifen, um die Netzentgelte dauerhaft zu stabilisieren. Zur Beurteilung der Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Industrie in Bezug auf die Energiekosten ist ein internationaler Vergleich nützlich. Im europäischen Kontext wird Frankreich häufig erwähnt. In Frankreich wird schon seit Längerem ein jährliches Stromkontingent von 100 TWh zum garantierten Preis von 4,2 ct/kWh über den sogenannten ARENH- Mechanismus an berechtigte Versorger abgegeben – siehe Kempchen (2019) für eine Beschreibung dieser „französischen Strompreisbremse“. Im Jahr 2022 wurden der Preis auf 4,62 ct/kWh und das Kontingent auf 120 TWh angehoben. Der garantierte Preis für die Netzbetreiber ist ohne Netzentgelte, Steuern, Abgaben und Umlagen und in diesem Sinne mit dem hier diskutierten Nettostrompreis vergleichbar. Der ARENH- Mechanismus hat eine planmäßige Laufzeit bis 2025, und die zeitliche Verlängerung sowie mögliche Modifizierungen dieser „französischen Strompreisbremse“ werden aktuell kontrovers diskutiert. 23 Aktuell wird in Regierungskreise ein Vorschlag des BMF diskutiert, den Spitzenausgleich zu terminieren und somit die betroffenen 9.000 Unternehmen mit der Stromsteuer zu belasten. KREBS: STROMPREISBREMSE | 49 Zum Vergleich mit den USA können die durchschnittlichen Stromgestehungskosten herangezogen werden, die in Abschnitt 4.2 im Detail besprochen werden. Die durchschnittlichen Gestehungskosten liegen in den USA um rund 1 ct/kWh niedriger als in Deutschland. Wenn zusätzlich die Subventionen im Rahmen des Inflation Reduction Act berücksichtigt werden, dann steigt die Differenz auf 2 bis 3 ct/kWh an. Bei der Interpretation dieser Ergebnisse sollte beachtet werden, dass in den USA die Stromversorgung dezentral durch die einzelnen Bundesstaaten geregelt ist und die Strompreise sowie die Vergünstigungen für die Industrie stark variieren. 4.2 Stromgestehungskosten Das Konzept der Stromgestehungskosten ist ein international üblicher Ansatz zur Berechnung der Kosten der Stromproduktion für verschiedene Produktionsarten (Onshore-Windkraftanlagen, Offshore-Windkraftanla- gen, Freiflächen-Photovoltaik). Die Stromgestehungskosten (Englisch: Levelized Cost of Electricity, LCEO) misst die gesamten Kosten der Produktion einer Stromeinheit, wobei die Kosten sich aus der Summe der Investitionskosten (CapEx) und Betriebskosten (OpEx) ergeben und zukünftige Kosten abgezinst werden. Diese Methode wird oft verwendete, um die Wirtschaftlichkeit verschiedener Erzeugungstechnologien zu bestimmen und zu vergleichen. Die Stromgestehungskosten werden von drei Faktoren beeinflusst. Zum Ersten die Investitionskosten der Anlage zur Stromerzeugung (CapEx). Zum Zweiten die Betriebskosten (OpEx), die wiederum stark von der jährlich produzierten Strommenge der Anlage abhängen. Und Drittens von den Finanzierungsbedingungen, die über die Abzinsung der zukünftigen Betriebskosten die Stromgestehungskosten beeinflussen. Bauermann (2023) berechnet die Stromgestehungskosten auf Basis der Methodik von Fraunhofer (2021) für drei Erzeugungstechnologien (Onshore-Windkraftanlagen, Offshore-Windkraftanlagen, Freiflächen- Photovoltaik) in Deutschland, den USA und idealen europäischen Standorten (Dänemark und Schweden für Onshore-Windkraft, Dänemark und Schweden für Offshore-Windkraft und Frankreich und Spanien für Freiflächen-Photovoltaik). Die Kostenabschätzungen sind inflationsbereinigt zu interpretieren und es wird technologischer Fortschritt und die damit verbundenen Kostensenkungen über eine geschätzte Lernkurve berücksichtigt. Die Berechnungen beinhalten keine Steuern, Abgaben, Transportkosten (Netzentgelte) und Subventionen. Siehe Bauermann (2023) für weitere Details. KREBS: STROMPREISBREMSE | 50 Abbildung 11: Stromgestehungskosten für drei Technologien in drei Regionen Anmerkung: Stromgestehungskosten 2021 für drei Erzeugungstechnologien (Wind-Onshore, Wind-Offshore, PV-Freifläche) in drei Regionen (Deutschland, USA, ideal Europa) in ct/kWh Quelle: Bauermann (2023) Abbildung 11 zeigt die Ergebnisse der Berechnungen der Stromgestehungskosten für das Basisjahr 2021 in Bauermann (2023). In Deutschland lagen im Jahr 2021 die Stromgestehungskosten für Onshore-Windkraft- anlagen zwischen 3,7 und 6,6 ct/kWh, für Offshore-Windkraft zwischen 6,3 und 10,2 ct/kWh und für Freiflächen-Photovoltaik zwischen 2,7 und 5,1 ct/kWh. Die Ergebnisse sind vergleichbar mit den Werten aus anderen Studien (z. B. Fraunhofer ISE, 2021). Abbildung 11 unterstreicht, dass die Stromgestehungskosten für Onshore-Windkraftanlagen und Freiflächen-Photovoltaik in den USA niedriger sind als in Deutschland. Die Vorteile der USA liegen vor allem in den idealen Erzeugungsbedingungen. Diesen natürlichen Vorteilen stehen jedoch höhere Finanzierungskosten gegenüber, die sich aus den hohen Renditeerwartungen privater Investoren ableiten. - 2 4 6 8 10 12 Wind Onshore, Deut. Wind Onshore, USA Wind Onshore, ideal Europ. Wind Offshore, Deut. Wind Offshore, USA Wind Offshore, ideal Europ. Freiflächen- PV, Deut. Freiflächen- PV, USA Freiflächen- PV, ideal Europ. KREBS: STROMPREISBREMSE | 51 Insgesamt verbleibt ein Vorteil, der bei gleicher Gewichtung zu durchschnittlichen Gestehungskosten für erneuerbaren Strom in den USA zwischen 3,5 ct/kWh und 5,7 ct/kWh führt. Somit sind die durchschnittlichen Gestehungskosten in den USA niedriger als in Deutschland, wobei der Unterschied etwas weniger als 1 ct/kWh beträgt. Dies ist ein signifikanter Unterschied, aber sicherlich nicht so signifikant, dass daraus automatisch die häufig geäußerte These abgeleitet werden kann, dass die Produktion erneuerbaren Stroms in Deutschland zu kompetitiven Bedingungen nicht möglich ist. Die Stromgestehungskosten werden jedoch erheblich durch die im Rahmen des Inflation Reduction Act vergebenen Subventionen gedrückt (Bauermann, 2023), sodass derzeit die durchschnittlichen Stromgestehungskosten für erneuerbare Energien in den USA zwischen 3 ct/kWh und 5 ct/kWh liegen.24 Auf Basis der in Abbildung 11 dargestellten Werte können die durchschnittlichen Gestehungskosten erneuerbaren Stroms in Deutschland berechnet werden. Es ergeben sich durchschnittliche Gestehungskosten für das Basisjahr 2021 zwischen 3,8 ct/kWh und 6,8 ct/kWh, wenn die drei Erzeugungstechnologien mit ihrem relativen Anteil an der Stromproduktion in 2030 gewichtet werden. Dabei werden die Anteile im Einklang mit den aktuellen Ausbauzielen der Bundesregierung gesetzt, wie sie z. B. den Berechnungen von Energy Consulting (2023) im Auftrag des BMWK entnommen werden können. In dem Basisszenario beläuft sich die Nettostromerzeugung aus Wind- und Solarenergie bis 2030 auf 540 TWh, wovon 252 TWh (47 Prozent) durch Onshore-Windkraftanlagen, 92 TWh (17 Prozent) durch Offshore- Windkraftanlagen und 195 TWh (36 Prozent) durch Photovoltaikanlagen erzeugt werden.25 Die durchschnittlichen Gestehungskosten ändern sich kaum, wenn die Gewichtung gemäß der zusätzlichen Stromerzeugung der drei Technologien berechnet werden. Die hohe Inflation 2022 und 2023 hat die Stromgestehungskosten in den letzten zwei Jahren erheblich ansteigen lassen. Dabei sind die Preise von Materialen zur Herstellung von Windkraftanlagen und Photovoltaikanlagen teilweise wesentlich stärker als das allgemeine Preisniveau gestiegen, sodass aktuell die geschätzten Investitionskosten sehr stark angestiegen sind. Ähnliches gilt für aktuelle Schätzungen der Betriebskos- 24 Dezernat Zukunft (2023) berechnet auf Basis eines Strommodells von frontier economics durchschnittliche Stromgestehungskosten von etwas unter 7 ct/kWh im Jahr 2023 (siehe Abb. 9-9 auf Seite 149), wobei ein erheblicher Anteil der Gesamtkosten die Kosten der „Stromveredlung“ (zeitliche Glättung) sind. 25 Die 540 TWh entsprechen 77 Prozent der im Basisszenario geplanten 700 TWh an Nettostromerzeugung im Jahr 2030 (Energy Consulting, 2023). KREBS: STROMPREISBREMSE | 52 ten.26 Dieser über das allgemeine Preisniveau hinausgehende Preisschub bei einigen Gütern ist jedoch sehr wahrscheinlich nur temporär und sollte daher nicht oder nur vermindert in die Berechnung künftiger Stromgestehungskosten einfließen. Aus diesem Grund wird in der vorliegenden Studie die allgemeine Inflationsrate verwendet, um aus den Stromgestehungskosten für 2021 (Abbildung 11) die Stromgestehungskosten für 2024 zu berechnen. Unter der Annahme einer kumulativen Inflationsrate von 13 Prozent für 2022 und 2023 ergeben sich damit durchschnittliche Stromgestehungskosten für 2024 zwischen 4,3 ct/kWh und 7,5 ct/kWh. Zur Berechnung durchschnittlicher Stromgestehungskosten für das gesamte Energiesystem müssen auch die Kosten von Lastkraftwerken berücksichtigt werden, die zur Stabilisierung des Stromsystems notwendig sind. Die meisten Studien zur Energiewende in Deutschland gehen davon aus, dass in einem stabilen Stromsystem gasbasierte Kraftwerke auch zukünftig eine wichtige Rolle spielen werden (Ariadne, 2021). Die Berücksichtigung der Kosten zusätzlicher Gaskraftwerke erhöht voraussichtlich die durchschnittlichen Stromgestehungskosten, die sich aus dem gewichteten Mittelwert der Gestehungskosten von vier Erzeugungstechnologien ergeben. Es ist jedoch eine offene Frage, wie hoch die zusätzliche Leistung dieser gasbasierten Kraftwerke sein soll und wie hoch die Volllaststunden dieser Kraftwerke sein werden. Eine Kostenkalkulation ist daher schwierig. Die folgenden Überlegungen ergeben eine grobe Abschätzung des möglichen Einflusses gasbasierter Kraftwerke auf die durchschnittlichen Stromgestehungskosten. Im Jahr 2021 betrugen die Stromgestehungskosten für Gas-und-Dampfkraftwerke zwischen 8 ct/kWh und 12 ct/kWh (Fraunhofer, 2021). Unter Berücksichtigung der Inflation in den Jahren 2022 und 2023 ergeben sich Stromgestehungskosten zwischen 9 ct/kWh und 13 ct/kWh. Wenn Gaskraftwerke rund 15 Prozent zur Stromerzeugung beitragen,27 dann ergeben sich bei entsprechender Gewichtung durchschnittliche Stromgestehungskosten für die vier Erzeugungstechno- 26 Einzelne Studien haben erste Schätzungen für die Gestehungskosten mit Daten aus den Jahren 2022 und 2023 unter der Annahme durchgeführt, dass der dramatische Preisschub unvermindert in die Zukunft extrapoliert werden kann (u. a. Lazard 2023; Windguard 2022; ZSW 2022). Die Arbeiten finden deutliche gestiegene Stromgestehungskosten im Vergleich zu 2021, sowohl in den USA als auch in Deutschland. 27 Energy Consulting (2023) geht im Basisszenario von einer Nettostromerzeugung aus Gaskraftwerken von 93 TWh im Jahr 2030 aus. Dies entspricht 15 Prozent der gesamten Stromproduktion von 632 TWh aus den vier Erzeugungstechnologien Onshore- Windkraft, Offshore-Windkraft, Photovoltaik und Gas. Agora (2021) geht von einem langfristigen Stromangebot aus Gaskraftwerken von 60 TWh aus. KREBS: STROMPREISBREMSE | 53 logien (Wind-Onshore, Wind-Offshore, PV und Gaskraftwerke) von 5 ct/kWh bis 8,3 ct/kWh. Als Fazit kann festgehalten werden, dass die durchschnittlichen Stromgestehungskosten für erneuerbaren Strom in Deutschland 2024 voraussichtlich zwischen 5 ct/kWh und 8 ct/kWh liegen werden. Dabei ist bereits die Notwendigkeit von Lastkraftwerken berücksichtigt. Diese Kosten sind die Stromerzeugungskosten und beinhalten sowohl die Investitionskosten (CapEx) als auch die Betriebskosten (OpEx). Sie berücksichtigen jedoch nicht die Kosten des Transports (Netzentgelte) oder Steuern und Abgaben. 4.3 Finanzbedarf Die Abschätzung der fiskalischen Kosten einer Verlängerung und Modifizierung der Strompreisbremse ist mit hoher Unsicherheit behaftet, da diese Kosten stark von der zukünftigen Entwicklung der Strompreise abhängen. Zudem sind die Verhaltensreaktionen der betroffenen Unternehmen und privaten Haushalte höchst unsicher. erhöht nochmals die Unsicherheit der Schätzungen. Die folgenden Berechnungen sollten daher als grobe Abschätzungen interpretiert werden. Für die Berechnung der fiskalischen Kosten in einem günstigen Szenario werden zwei Annahmen in Bezug auf die zukünftige Preisentwicklung getroffen. Erstens wird angenommen, dass der Großhandelspreis im Jahr 2024 durchschnittlich 10 ct/kWh beträgt. Dieser Wert entspricht in etwa dem Strommarktpreis für sofortige Lieferung („one day ahead“) der letzten Monate. Zweitens wird die Annahme getroffen, dass der jährliche Durchschnittspreis in den kommenden Jahren einem linearen Trend folgt und bis 2030 auf 5 ct/kWh fällt. Mit den genannten Annahmen zur Strompreisentwicklung ergeben sich im Basisszenario fiskalische Kosten der Verlängerung einer modifizierten Strompreisbremse von insgesamt rund 20 Milliarden Euro oder jährlich rund 3 Milliarden Euro in den sieben Jahren von 2024 bis 2030. Dabei sind die jährlichen Kosten im Zeitverlauf abnehmend. Rund 15 Milliarden Euro werden für die Unterstützung der energieintensiven Industrien verwendet, wobei für diese Unternehmen ein durchschnittlicher Förderpreis von 5 ct/kWh und eine jährliche Fördermenge von 100 TWh angenommen wird. Die restlichen 5 Milliarden Euro sind für die Unterstützung privater Haushalte, anderer Unternehmen, Krankenhäuser und von Härtefällen veranschlagt. In einem alternativen, ungünstigen Szenario wird angenommen, dass der Großhandelspreis im Jahr 2024 durchschnittlich 13 ct/kWh und bis KREBS: STROMPREISBREMSE | 54 2030 auf 8 ct/kWh fällt. In diesem Szenario mit ungünstiger Strompreisentwicklung betragen die gesamten fiskalischen Kosten rund 60 Milliarden Euro oder jährlich rund 8 Milliarden Euro in den sieben Jahren von 2024 bis 2030. Rund 35 Milliarden Euro werden für die Unterstützung der energieintensiven Industrien verwendet, wobei für diese Unternehmen ein durchschnittlicher Förderpreis von 5 ct/kWh und eine jährliche Fördermenge von 100 TWh angenommen wird. Die restlichen 25 Milliarden Euro sind für die Unterstützung privater Haushalte, anderer Unternehmen, Krankenhäuser und von Härtefällen veranschlagt. Das BMWK schlägt einen sogenannten Brückenpreis von 6 ct/kWh für die energieintensiven Industrien vor und berechnet fiskalische Kosten von 25 bis 30 Milliarden Euro (BMWK, 2023). Dabei verwendet das BMWK die Strompreise an den Futures-Märkten, um die zukünftige Strompreisentwicklung und somit die zukünftigen Kosten der Maßnahme zu berechnen. Diese Methode ist üblich, aber zur Berechnung der fiskalischen Kosten einer staatlich garantierten Preisbremse problematisch: Die Futures-Prei- se sind keine unverzerrte Prognose der zukünftigen Strompreise, wenn in einer Krise die Strombörsen überreagieren. Eine solche Überreaktion der Strombörsen ist jedoch wesentlicher Bestandteil eines ökonomisch stringenten Arguments, das für die Verlängerung einer Strompreisbremse bzw. die Einführung eines Brückenstrompreises spricht. 4.4 Wirtschaftsstabilisierungsfonds (WSF) Die Finanzierung der Verlängerung einer modifizierten Strompreisbremse sollte aus Mitteln des Wirtschaftsstabilisierungsfonds (WSF) erfolgen, der bereits zur Finanzierung der Gas- und Strompreisbremse verwendet wird. Der WSF ist ein Sondervermögen des Bundes, das im Rahmen der Coronakrise aufgelegt wurde (Finanzagentur, 2023). Im Jahr 2022 wurde der WSF mit zusätzlichen 200 Milliarden Euro zur Bekämpfung der Folgen der Energiekrise ausgestattet. Derzeit stehen noch Finanzmittel bzw. Kreditmöglichkeiten von rund 140 Milliarden Euro im WSF zur Verfügung (BMF, 2023a, Stand 31. Juli 2023), denen ein zusätzlicher Finanzbedarf von 20 bis 60 Milliarden Euro für die Verlängerung einer modifizierten Strompreisbremse gegenübersteht (Abschnitt 4.3). Die im WSF noch zur Verfügung stehende Mittel übertreffen also bei weitem den Finanzbedarf, der sich aus der Verlängerung einer modifizierten Strompreisbremse ergäbe. Im Jahr 2022 wurden aus dem WSF rund 30 Milliarden hauptsächlich zur Rettung der Energieunternehmen Unternehmen Sefe und Uniper ver- KREBS: STROMPREISBREMSE | 55 wendet (BMF, 2023b). Zur Finanzierung der Maßnahmen im Rahmen der Gas- und Strompreisbremse wurden bis 31. Juli 2023 nochmals 30 Milliarden Euro entnommen verwendet (BMF, 2023a). Daraus ergibt sich ein bisheriger Mittelabzug von 60 Milliarden Euro, sodass aktuell noch ein Kreditvolumen von 140 Milliarden Euro im WSF zur Verfügung steht. Die aktuelle Gas- und Strompreisbremse wird voraussichtlich in der zweiten Hälfte 2023 kaum Finanzmittel beanspruchen. Doch selbst ein zusätzlicher Finanzbedarf von 20 Milliarden Euro im Jahr 2023 würde die Summe der verwendeten Mittel von aktuell 60 Milliarden Euro auf 80 Milliarden Euro ansteigen lassen, sodass letztlich mindestens 120 Milliarden Euro zur Finanzierung weiterer Maßnahmen zur Abfederung der Krisenfolgen bereitstehen.28 Schließlich sei angemerkt, dass der Mittelabzug aus dem WSF von bisher 30 Milliarden Euro im Jahr 2023 nicht unbedingt den Auszahlungen für die Gas- und Strompreisbremse entspricht. Beispielsweise beträgt der aktuelle Auszahlungsstand (Stand 31. Mai 2023) in der Gesamtsumme ohne die Soforthilfe für den Monat Dezember nur rund 18 Mrd. Euro (Bundesregierung, 2023). 4.5 Funktionierender Strommarkt In einem funktionierenden Strommarkt entspricht der durchschnittliche Strompreis in der langen Frist in etwa den durchschnittlichen Stromgestehungskosten. Sollte der Strompreis dauerhaft über den durchschnittlichen Gestehungskosten liegen, dann ist dies ein Anzeichen für einen nichtkompetitive Strommarkt und nichtproduktive Überschussgewinne. Unternehmen und private Haushalte könnten also weniger für Strom bezahlen, ohne dass die Investitionen in die erneuerbaren Energien nennenswert zurückgehen würden. Eine solche Situation ist nicht gesamtwirtschaftlich effizient. Drei Bedingungen müssen erfüllt sein, damit ein Strommarkt einem funktionierenden Strommarkt gleicht: • Kriseneffekte müssen abgeklungen sein. • Ausbauziele für erneuerbare Energie – inklusive Übertragungsnetze (Energietransport) – müssen erreicht werden. • Design und Regulierung des Strommarkts müssen die Effizienz der Investitionen und Stromproduktion sicherstellen. 28 Im Bundeshaushaltsplan 2023 wurden zur Finanzierung der Gas- und Strompreisbremse ursprünglich 120 Milliarden Euro angesetzt (Bundesbank, 2023). KREBS: STROMPREISBREMSE | 56 Die erste Bedingung für einen funktionierenden Strommarkt ist die Abwesenheit von Kriseneffekten. Diese Bedingung ist aktuell nicht erfüllt, denn die Strompreise liegen derzeit krisenbedingt über ihrem langfristigen Niveau. Zudem ist der Anpassungsprozess zum neuen langfristigen Gleichgewichtspreis voraussichtlich zäh, weil die Stromerzeugung und der Strommarkt sich in einer Phase der strukturellen Transformation befinden. Die Energiekrise 2022 hat diesen Transformationsprozess dramatisch beschleunigt, aber auch die damit verbundenen Marktturbulenzen verstärkt. Ein funktionierender Strommarkt setzt ein hinreichendes Angebot an Strom in der langen Frist voraus. Der massive Ausbau erneuerbarer Energien ist daher eine weitere Bedingung für einen funktionierenden Strommarkt in einer (fast) klimaneutralen Zukunft. Im Einklang mit verschiedenen Studien (Agora, 2021; Ariadne, 2021) plant die Bundesregierung, die Stromerzeugung auf Basis von Wind- und Solarenergie bis 2030 von rund 180 TWh im Jahr 2022 (Fraunhofer, 2022) auf 540 TWh im Jahr 2030 auszubauen (Energy Consulting, 2023). Dies entspricht einer Verdreifachung der Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergien. Offensichtlich braucht es einen dramatischen Anstieg der Investitionen in erneuerbare Energien, um eine solche Verdreifachung der Erzeugungskapazitäten zu erreichen. Eine angemessene Regulierung ist eine weitere Voraussetzung für einen funktionierenden Strommarkt. Design und Regulierung des Strommarktes sind eine originäre staatliche Aufgabe und es sollten dabei zwei Ziele sollten verfolgt werden. Zum Ersten sollte der Strommarkt flexibel genug sein, um kurzfristige Schwankungen in Angebot und Nachfrage auszugleichen. Zum Zweiten müssen hinreichende Anreize für Investitionen in erneuerbaren Strom bestehen, ohne dass Übergewinne und die damit verbundenen Strompreissteigerungen geschaffen werden. Das aktuelle Merit-Order System erreicht das erste Ziel, aber nicht das zweite. Dies ist nicht überraschend, denn die Preisbestimmung im Merit- Order System ist im Wesentlichen unabhängig von den Investitionskosten.29 Es ist deshalb zu begrüßen, dass die Europäische Kommission mit ihren Vorschlägen (European Commission, 2023d) einen Reformprozess angestoßen hat. Diese Überlegungen verdeutlichen, dass ein funktionierender Strommarkt in Deutschland und Europa nur unter zwei Bedingungen erreicht werden kann. Erstens ein massiver Ausbau erneuerbaren Energien, der eine erhebliche Steigerung der Investitionen in Wind- und Photovoltaikanlagen erfordert. Zweitens eine Reform des europäischen Strommarkts mit 29 Darüber hinaus ist anzumerken, dass die Existenz einer Nachfragefunktion nichts über die Effizienz des resultierenden Marktgleichgewichts aussagt. KREBS: STROMPREISBREMSE | 63 Dena – Deutsche Energie-Agentur (2020): Corporate Green PPAs: Ökonomische Analyse. Dena-Marktmonitor 2030. www.dena.de/fileadmin/dena/Publikationen/PDFs/2020/ 2020_02_24_dena_Marktmonitor_2030_Corporate_Green_PPAs.pdf (Abruf am 8.9.2023). Destatis (2023): Bruttoinlandsprodukt stagniert im 2. Quartal 2023. Pressemitteilung, 28.7.2023. www.destatis.de/DE/Presse/ Pressemitteilungen/2023/07/PD23_299_811.html (Abruf am 8.9.2023). 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