Ein Blick zurück und einer voraus

Im Auftrag der EU Kommission hat Booz & CO die Vorteile der weiteren Marktintegration untersucht , Boston Consulting (BCG) hat für den BDI in Deutschland eine Trendstudie 2030+ erstellt und zu guter Letzt hat auch die Monopolkommission ein Gutachten darüber vorgelegt, wie es mit Markt und Energiewende weiter gehen kann.

Für die Marktintegration alleine bei Erdgas wird in der Studie von Booz & Co ein Nutzen von etwa 30 Mrd € vorausgesagt, davon sollen etwa 2/3 bereits lukriert worden sein. Dieser Nutzen entsteht durch Arbitrage auf Großhandelsebene, eine bessere Bewertung der Flexibilität gegenüber heute (statt Kosten von Speicheranlagen sind es die Sommer-Winter spreads an den Handelsplätzen) und schlussendlich durch die Reduktion der „sunk cost“-Anteile langfristiger Gasimportverträge, alleine dadurch, dass Gas auch an Handelsplätzen wieder weiter verkauft werden kann.

Für den Strombereich werden sogar bis zu 40 Mrd € an Integrationsgewinnen vorausgesagt. Market Coupling, also die effizientere Vergabe von Netzkapazitäten soll allein 2,5 bis 4 Mrd € bringen, wobei auch hier bereits 2/3 realisiert wurden. Beinahe in ähnlicher Größenordnung wie die volle Marktintegration liegen die Vorteile eines integrierten Marktes für erneuerbare Stromerzeugung (bis zu 30 Mrd €), der es Europa ersparen würde, bei gleicher Stromproduktion 146 GW an erneuerbaren Kapazitäten aufzubauen. Gerade dieser Befund macht klar, dass die weitere Entwicklung bei den Erneuerbaren einen wesentlichen Einfluss auf den künftigen Strommarkt und die Strompreise haben wird.

Die Studie von BCG bewertet aus Sicht der deutschen Industrie die Energiewende. Hauptaussage ist, dass derzeit auch im Vergleich zu den USA einigermaßen wettbewerbsfähige Energiepreise für die Großindustrie gehalten werden können, weil diese vielfältig von den Kosten der Energiewende entlastet wird. Die Entlastung stellt auch längerfristig die größte Unsicherheit für diese Abnehmerkategorie dar, obwohl die Gesamtkosten der Stromversorgung weiter steigen werden − durch höhere Investitionskosten bei Erneuerbaren aber auch durch langfristig höhere CO2 Preise für fossile Energieträger. Selbst für 2020 wird bereits eine Preissteigerung von 25% bis 35% für Industrie und Haushalte erwartet. Etwa 2030 soll dann bereits die Preisspitze erreicht sein. Als besondere Herausforderungen werden das Marktdesign am Großhandelsmarkt sowie die Mengenbasis für die Kostentragung im Netz diskutiert. Die auf Deutschland bezogene Studie geht von einem sehr geringen grenzüberschreitenden Austausch aus, sodass das Marktdesign noch mehr an Stellenwert gewinnt. Die sehr hohen Marktanteile erneuerbarer Energie in Deutschland sorgen bei nationaler Betrachtung für weitreichende Probleme bei der Kapitalrefinanzierung kalorischer Kraftwerke. Nicht beantwortet wird, wie die Ergebnisse in einem europäisch integrierten Markt zu sehen sind.

Unter anderem mit dem Thema Wettbewerb und Energiewende befasste sich auch die deutsche Monopolkommission . Als wesentliche Kritik am derzeitigen EEG-Modell wird die fehlende Technologieneutralität des Systems kritisiert, was zu unnötig hohen Kosten führt. In weiterer Folge werden mehrere Modelle diskutiert, die mehr Wettbewerb zwischen den Technologien erlauben, wie das Quotenmodell, einheitliche Einspeisetarife oder auch ein angepasstes Prämienmodell. Die gerade in Deutschland durch den Atomkraftausstieg prekäre Netzsituation soll durch die Einführung einer G-Komponente gelöst werden. Davon zu unterscheiden ist die Frage der langfristigen generellen Versorgungssicherheit. In diesem Zusammenhang wird in Deutschland die Einführung eines Kapazitätsmarktes diskutiert. Die Monopolkommission sieht bisher allerdings nur „schwache Hinweise für ein solches langfristiges Problem“.

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1 Benefits of an Integrated European Energy Market
2 Trendstudie 2030+, März 2013
3 Energie 2013: Wettbewerb in Zeiten der Energiewende

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