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    Stel­lung­nah­me des Wis­sen­schaft­li­chen Bei­rats beim BMF – „Ein deut­scher In­dus­trie­strom­ta­rif?“

    • Die gestiegenen Stromkosten haben kürzlich zu Forderungen nach einem Brückenstrompreis für die deutsche Industrie geführt.
    • Einen erheblichen Anteil an den Stromkosten hat inzwischen die CO2-Bepreisung. Hierfür steht mit der Strompreiskompensation aber bereits ein europäisch abgestimmtes Instrument zur Abfederung für die deutsche Industrie bereit.
    • Darüber hinausgehende Mittel sieht der Beirat kritisch. Bei knappen Finanzen und angesichts des notwendigen Kraftakts bei der Ausweitung der erneuerbaren Energien spricht viel für die Investition in zusätzliche Kapazitäten – und damit in die Behebung des Mangels statt in die Verwaltung des Mangels.
    • Es handelt sich bei dem folgenden Artikel um die Kurzfassung einer Stellungnahme des Wissenschaftlichen Beirats. Die Langfassung wurde auf der Website des BMF veröffentlicht.1
    • Gutachten und Stellungnahmen des Wissenschaftlichen Beirats beim Bundesministerium der Finanzen sind als Beitrag zum allgemeinen Diskurs zu verstehen und geben nicht notwendigerweise die Meinung des BMF wieder.

    Der Anlass

    Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) hat am 5. Mai 2023 in einem Papier einen „mittelfristigen Brückenstrompreis“ für energieintensive Unternehmen vorgeschlagen. Danach soll bis zum Jahr 2030 ein Brückenstrompreis von 6 Cent pro Kilowattstunde (ct/kWh) „für einen klar definierten Empfängerkreis“ über öffentliche Subventionen installiert werden. In dem Umfang, in dem der Großhandelspreis für Strom über dieser Marke liegt, würde eine entsprechende Kompensation an die Unternehmen erfolgen. Um die Stromnachfrage dadurch nicht künstlich zu befeuern, wird eine Begrenzung der Subvention auf 80 Prozent des Stromverbrauchs vorgeschlagen, basierend auf Stromverbrauchsbenchmarks.

    Das Arbeitspapier des BMWK nennt drei Kernargumente für diesen Vorschlag:

    1. Ein Großhandelspreis, der für die kommenden fünf Jahre voraussichtlich auf einem doppelt so hohen Niveau liege wie vor dem russischen Angriff auf die Ukraine, bedrohe die Wettbewerbsfähigkeit der energieintensiven Industrien.
    2. Die energieintensiven Industrien müssten in einem verzerrten, aber harten internationalen Wettbewerb agieren.
    3. Durch den Erhalt energieintensiver Wertschöpfungsketten würden auch die nichtenergieintensiven Branchen profitieren.

    Vor dem Hintergrund der bereits bestehenden Strompreiskompensation mit ihrem steigenden Volumen und angesichts der Gefahr einer ineffizienten und kostspieligen Dauersubvention rät der Beirat von einem Brückenstrompreis ab. Bei knappen Finanzen und angesichts des notwendigen Kraftakts bei der Ausweitung der erneuerbaren Energien spricht viel für die Investition in zusätzliche Kapazitäten statt in die Verwaltung des Mangels.

    Die Ausgangslage

    Im 1. Halbjahr 2023 schwankten die deutschen Großhandelspreise um die Marke von 10 ct/kWh mit leicht negativer Tendenz. Die Terminmärkte lassen für die Jahre 2024 bis 2026 ein sinkendes Niveau erwarten. Verglichen mit dem Jahr 2020 liegt der Preis, wie Abbildung 1 zeigt, bei mehr als dem Doppelten. Dazwischen lagen Monate mit noch deutlich höheren Elektrizitätspreisen, die sich mit hohen Kosten des aus Erdgas erzeugten Stroms erklären. Inzwischen ist dieser Grund für hohe Strompreise weitgehend entfallen. Wie Abbildung 2 illustriert, befinden sich die Großhandelspreise für Erdgas im Sommer 2023 auf einem Niveau, das sich den Preisen von Anfang 2021 angenähert hat.

    Liniendiagramm: Großhandelspreis für Elektrizität in Deutschland (mehr in der Langbeschreibung) BildVergroessern
    Abbildung 1

    Liniendiagramm: Europäischer Großhandelspreis für Erdgas (mehr in der Langbeschreibung) BildVergroessern
    Abbildung 2

    Allerdings hat sich der CO2-Preis im Europäischen Emissionshandel als ein wichtiger Kostenfaktor der Elektrizitätserzeugung deutlich erhöht. Lag der CO2-Preis vor 2021 etwas über 20 Euro pro Tonne CO2-Ausstoß, so hat er sich seit 2022 bei Werten um 85 Euro eingependelt. Der Trend ist seitdem leicht positiv.

    Liniendiagramm: Der Europäische CO2-Preis (mehr in der Langbeschreibung) BildVergroessern
    Abbildung 3

    Unterstellt man bei der Preisbildung, dass Gasturbinenkraftwerke mit einem CO2-Ausstoß von etwa 500 Gramm an CO2 pro erzeugter kWh Strom die Grenzkosten und damit den Großhandelspreis bestimmen, dann ergeben sich allein aus einem CO2-Preis von 85 Euro pro Tonne Grenzkosten von circa 4,25 ct/kWh. Dieser spezifische Anteil an den Grenzkosten lag bei einem CO2-Preis von 24 Euro bei nur 1,2 ct/kWh. In Zeiten, in denen Steinkohlekraftwerke den Strompreis bestimmen, treibt der hohe CO2-Preis den Strompreis noch deutlicher, da Steinkohle pro kWh Strom einen höheren CO2-Ausstoß von etwa 900 Gramm/kWh aufweist. Bei einem CO2-Preis von 85 Euro entstehen allein dadurch Grenzkosten der Stromproduktion von circa 7,7 ct/kWh. Es wird geschätzt, dass CO2-freie Energieträger nur in etwa 11 Prozent der Zeit den Strompreis determinieren. Daher erklärt der CO2-Preis am aktuellen Rand der Abbildung 1 bereits einen signifikanten Anteil des Großhandelspreises für Strom.

    Der gesamte Stromverbrauch des deutschen Verarbeitenden Gewerbes war nach einer Analyse von Graevenitz und Rottner über die Jahre 2003 bis 2017 hinweg sehr stabil und betrug im Jahr 2017, dem letzten dort analysierten Jahr, 220 Terawattstunden (TWh). Dabei enthalten ist eine Eigenerzeugung, die im angegebenen Zeitraum von 31 TWh auf 54 TWh gestiegen ist. Bei einem Verbrauch von 220 TWh ergibt sich, dass bereits ein Subventionssatz von 1 ct/kWh für den im Verarbeitenden Gewerbe verbrauchten Strom 2,2 Mrd. Euro beziehungsweise 1,76 Mrd. Euro bei einer Begrenzung auf 80 Prozent des Stromverbrauchs an Subventionsvolumen bedeuten würde. Bei einer Subvention von 4 ct/kWh, was einer Differenz der aktuell circa 10 ct und dem gewünschten Industriestrompreis von 6 ct entspricht, ergäbe das 7,06 Mrd. Euro jährlich. Falls nur Branchen begünstigt werden würden, die bereits heute von der „Besonderen Ausgleichsregelung“ (BesAR, s. u.) profitieren, dürfte sich eine begünstigte jährliche Strommenge von etwa 120 TWh ergeben, die mit circa 4 ct/kWh subventioniert werden würde. Man erhielte ein jährliches Volumen von überschlägig 4,8 Mrd. Euro.

    Die bisherigen Maßnahmen

    In der Vergangenheit ergaben sich für energieintensive Betriebe bereits Entlastungen über die Befreiungen von der Umlage für Erneuerbare Energien (EEG-Umlage), die im Jahr 2021 6,5 ct/kWh betrug, in der 2. Hälfte des Jahres 2022 aber für alle Verbraucher abgeschafft wurde.

    Eine weiterhin bestehende Erleichterung ist die BesAR, die energieintensiven Unternehmen eine weitgehende Reduktion der Umlage zur Finanzierung der Kraft-Wärme-Koppelung und der Anbindungskosten für die Offshore-Windkraftanlagen ermöglicht.

    Bei der Stromsteuer beträgt der Normalsatz 2,05 ct/kWh. Ein reduzierter Satz von 1,537 ct/kWh findet Anwendung auf zahlreiche Unternehmen des Produzierenden Gewerbes; 1,142 ct/kWh sind es im Bereich Schienenverkehr. Circa 9.000 Unternehmen in Deutschland erhalten bislang einen Spitzenausgleich. Die Stromsteuer wird für diese Unternehmen auf null beziehungsweise um 1,7 Mrd. Euro reduziert. Allerdings ist im Regierungsentwurf zum Bundeshaushalt 2024 bislang kein Spitzenausgleich mehr vorgesehen.

    Für die Abfederung der erhöhten Stromkosten, die aus dem Europäischen Emissionshandel resultieren, gibt es bereits ein Instrument: die Strompreiskompensation für besonders betroffene Branchen. In der CO2-Handelsperiode 2013 bis 2020 haben bereits die meisten Staaten der Europäischen Union (EU), darunter Deutschland, von dieser Möglichkeit Gebrauch gemacht. Die begünstigten Unternehmen müssen in einer Liste von energieintensiven Sektoren tätig sein und die Beihilfen dürfen 75 Prozent der indirekten CO2-Kosten nicht übersteigen. Alternativ ist aber unter bestimmten Bedingungen auch eine Begrenzung der nationalen Beihilfen auf 1,5 Prozent der Bruttowertschöpfung möglich. Zur Verfügung stehen im Jahr 2023 rund 3 Mrd. Euro nach maximal 944 Mio. Euro im Jahr 2022.

    Der signifikante Aufwuchs folgt dem stark gestiegenen CO2-Zertifikatspreis (s. a. Abbildung 3). Bei den derzeitigen CO2-Preisen ist bereits absehbar, dass das benötigte Finanzvolumen für die Strompreiskompensation 2024 auf fast 5 Mrd. Euro steigen wird.

    Im Jahr 2022 wurden für das Jahr 2021 insgesamt 341 Unternehmen mit einem Gesamtbetrag von 806 Mio. Euro kompensiert. Dies ist eine vergleichsweise kleine Anzahl. Überschlagsmäßig wurden jedoch mit den 806 Mio. Euro circa 60 TWh begünstigt.

    Industriestrom im internationalen Vergleich

    Als ein Vorbild eines speziellen Stromtarifs scheinen manche Beobachter Frankreich zu sehen. Dort stieß der Staatskonzern Électricité de France (EDF) und der unzureichende Marktzugang für ausländische Stromerzeuger in den 2000er-Jahren auf Kritik der EU-Kommission. Das französische NOME-Gesetz aus dem Jahr 2010, das EDF dazu verpflichtet, 15 Jahre lang einen Teil seiner Stromproduktion zu einem staatlichen Höchstpreis (ARENH-Tarif) abzugeben, wird als Reaktion auf den Druck der EU-Kommission interpretiert. Während der vorgesehene Preis von 4,2 ct/kWh (zuzüglich Steuern, Abgaben und Umlagen) für ein festgelegtes Kontingent von 100 TWh lange unter dem Großhandelspreis lag, änderte sich dies im Krisenjahr 2022. Der Preis wurde 2022 auf 4,62 ct/kWh und das Kontingent auf jährlich 120 TWh erhöht. Zurzeit wird aber aufgrund der hohen finanziellen Belastung des ARENH-Tarifs für EDF in Frankreich eher über dessen Ende diskutiert. Das Kontingent für 2023 wurde wieder auf 100 TWh zurückgeführt. Die französischen Industrieverbände warnen vor einer gänzlichen Abschaffung des ARENH-Tarifs.

    Da Unternehmen des Verarbeitenden Gewerbes bei Umlagen und Netzgebühren bevorzugt werden, kommt dem Großhandelspreis aus deren Sicht eine besondere Bedeutung zu. Dieser hat sich in Deutschland und Frankreich trotz unterschiedlicher Struktur der Stromerzeugung seit Jahren sehr ähnlich entwickelt, wie Abbildung 4 verdeutlicht. Abbildung 5 bietet den europäischen Vergleich am aktuellen Rand.

    Diagramm: Durchschnittliche monatliche Großhandelspreise Strom (mehr in der Langbeschreibung) BildVergroessern
    Abbildung 4

    Diagramm: Großhandelspreise in Europa (mehr in der Langbeschreibung) BildVergroessern
    Abbildung 5

    Die deutschen Großhandelspreise, die sich im europäischen Durchschnitt bewegen, führen zu gewerblichen Strompreisen, die sich ebenfalls im europäischen Durchschnitt bewegen, insbesondere seit Wegfall der EEG-Umlage (s. a. Abbildung 6).

    Gleichwohl ist das Verarbeitende Gewerbe der EU im Mittel mit Stromtarifen konfrontiert, die über dem Mittelwert in den USA liegen (s. a. Tabelle 1). Etwaige Kostennachteile für Europa waren vor der 2. Hälfte des Jahres 2021 dabei wohl vornehmlich von Steuern und Abgaben getrieben.

    Balkendiagramm: Halbjährliche Preise für Strom (mehr in der Langbeschreibung) BildVergroessern
    Abbildung 6

    Durchschnittliche Strompreise für US-Verbraucher nach Nachfragegruppen (Eurocent/kWh)

    Tabelle vergrößern

    Einschätzungen und Empfehlungen

    Der Beirat begrüßt die große Aufmerksamkeit, die der Strompreis und dessen Bedeutung für die deutsche Industrie aktuell in der Politik genießen. Die Dekarbonisierung der Ökonomie ist eine Mammutaufgabe, die es erfordert, dass technologieoffen und ohne Scheuklappen kosteneffiziente Wege zur Reduktion der CO2-Emissionen gesucht werden. Das Ziel der Politik muss es dabei sein, die Wettbewerbsfähigkeit der Wirtschaft nicht unnötig zu schädigen. Der Beirat spricht sich daher dafür aus, die Rahmenbedingungen für die Ausweitung des Energieangebots in Deutschland deutlich zu verbessern. Dazu gehören eine radikale Vereinfachung und Beschleunigung von Genehmigungsverfahren bei der Gewinnung regenerativer Energien sowie die effiziente Unterstützung innovativer Ansätze zur Energiegewinnung. Die Politik sollte über die Energiekosten hinaus die Standortbedingungen für die Industrie in Deutschland attraktiver gestalten, sei es bei der Gewinnung von Fachkräften, beim Abbau unnötiger Bürokratie, der Digitalisierung der Verwaltung oder der Gestaltung des Steuersystems.

    Der kürzliche Vorschlag des BMWK, die Förderung durch den Industriestromtarif auf 80 Prozent eines normierten Stromverbrauchs zu begrenzen, soll den geförderten Unternehmen einen Anreiz geben, weiterhin in Deutschland zu produzieren, ohne den Anreiz zur Energieeinsparung aufzuweichen. Damit verbindet sich die Vorstellung, dass höhere Strompreise in Deutschland ein Übergangsphänomen darstellen und energieintensive Unternehmen in Zukunft, wenn die Energieversorgung weitgehend auf erneuerbare Energien umgestellt ist, ihre Wettbewerbsfähigkeit zurückgewinnen. Die Förderung durch den Industriestromtarif soll in dieser Vorstellung eine temporär angelegte Brückenfunktion übernehmen.

    Der Beirat nimmt insgesamt wie folgt dazu Stellung.

    1. Es ist fraglich, ob Deutschland langfristig komparative Vorteile bei energieintensiven Wertschöpfungen aufweisen wird. Gegenwärtig ist ungewiss, inwieweit Deutschland seinen Stromverbrauch in Zukunft durch eigene erneuerbare Energien zu niedrigen Preisen decken kann. Die Förderung energieintensiver Industrien beinhaltet deshalb die Gefahr, dass notwendige strukturelle Anpassungsprozesse unterbleiben und Wertschöpfungen, die international nicht wettbewerbsfähig sind, mit öffentlichen Mitteln aufrechterhalten werden. Dass diese Gefahr real ist, zeigt sich auch daran, dass mitunter schon jetzt aus der Industrie der Ruf laut wird, Industriestrom dauerhaft zu subventionieren, obgleich sich beim Industriestrom zumindest in Europa kein struktureller Wettbewerbsnachteil für Deutschland abzeichnet.
    2. Die Vorstellung, dass von einem Erhalt der energieintensiven Unternehmen auch die nicht-energieintensiven Branchen profitieren, ist gewagt. Zum einen stehen beide Arten von Unternehmen im Wettbewerb um knappe Fachkräfte, zum anderen können Subventionen an eine Gruppe von Unternehmen einer breiten Steuerentlastung aller Unternehmen im Wege stehen. Wo im Einzelfall Arbeitskräfte im Strukturwandel Schwierigkeiten haben, neue Betätigungsfelder zu finden, sollten die negativ betroffenen Personen gefördert werden. Nicht sinnvoll ist es dagegen, dauerhafte Kostennachteile an einem Standort durch Subventionen auszugleichen. Falls man davon ausgeht, dass Strom in Deutschland dauerhaft teurer bleibt als an anderen Standorten, sollte man davon absehen, diesen Standortnachteil für die Industrie durch Subventionen auszugleichen.
    3. Der europäische CO2-Handel stellt inzwischen eine signifikante Kostenkomponente dar, die zu Nachteilen im Vergleich zu anderen Teilen der Welt führt. Zur Abfederung dieser Kostenkomponente existiert mit der Stromkompensation bereits ein in Europa abgestimmtes Instrumentarium, für das Deutschland im Jahr 2023 bis zu 3 Mrd. Euro eingestellt hat, um indirekte CO2-Kosten der energieintensiven Unternehmen abzufedern, die über den Strompreis laufen. Insofern der CO2-Preis steigt, wird sich auch das entsprechende Volumen erhöhen, das dafür eingesetzt wird. Ein darüber hinausgehender nationaler Alleingang könnte europapolitisch kontraproduktiv sein.
    4. Vom Spitzenausgleich der Stromsteuer haben bisher circa 9.000 Unternehmen profitiert. Angedacht werden sollte in diesem Zusammenhang eine völlige Abschaffung der Stromsteuer. Als diese 1999 eingeführt wurde, ergab sich eine sinnvolle Lenkungswirkung, weil der überwiegende Teil der Stromproduktion über fossile Energieträger erzeugt wurde. Diese Logik gilt mit dem fortschreitenden Ausbau der erneuerbaren Energien aber nicht mehr. Die Stromsteuer gliedert sich somit ein in ein insgesamt überaus komplexes und widersprüchliches Gefüge des Besteuerns und Förderns in der Energieversorgung. Eine Abschaffung könnte auch als Ersatz eines bislang nicht implementierten Klimagelds gesehen werden, weil ärmere Haushalte einen überproportionalen Teil ihres Budgets für Strom ausgeben.
    5. Der Beirat sieht eine Stromsubvention zusätzlich zur schon existierenden Stromkompensation kritisch. Mittel, die zum Ausbau der Infrastruktur dringend notwendig sind, würden gleichsam in die Verwaltung des Mangels gesteckt werden anstatt in die Behebung des Mangels.

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