Janek Steitz, Philippa Sigl-Glöckner

Es ist soweit: In vorherigen Geldbriefen sprachen wir bereits unser laufendes Industrieprojekt mit Frontier Economics und der IW Consult an, jetzt gibt es Zahlen und erste Zwischenergebnisse. Um was geht es? Wir wollen besser verstehen, welche Auswirkungen die globale Umstellung auf erneuerbare Energien und klimaneutrale Produktionsverfahren für die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen energieintensiven Industrien hat. Im ersten Teil des Projekts haben wir uns dazu internationale Erzeugungskosten von erneuerbarem Strom und Wasserstoff und deren Auswirkungen auf Herstellungskosten von Grundstoffen angesehen. Unsere vorläufige Erkenntnis ist: Deutschland schneidet bei Strom- und Wasserstoffkosten im internationalen Vergleich schlecht ab. In der Tendenz können Verlagerungen von Wertschöpfungsschritten oder der vollständige Import von Grundstoffen deshalb mit Kostenvorteilen gegenüber der heimischen Produktion verbunden sein. Im zweiten – nun bevorstehenden – Teil des Projekts werden wir uns ansehen, wie Abnehmer:innen dieser Grundstoffe auf potenzielle Kostenunterschiede reagieren und anschließend Wertschöpfungs- und Arbeitsmarkteffekte schätzen. Dazu dann im Juni mehr. Wie immer freuen wir uns über kritisches Feedback.

Deutschland hat im Vergleich zu anderen Industrienationen – relativ zum BIP – noch sehr viel energieintensive Industrien. Zu ihnen gehören unter anderem die Herstellung von Metallen und Chemieerzeugnissen sowie von Glas und Papier. Die Energieintensiven verbrauchen in Deutschland rund 76 Prozent des Energiebedarfs, erbringen 21 Prozent der Wertschöpfung und stellen 15 Prozent der Arbeitsplätze des verarbeitenden Gewerbes.^[1] Bis spätestens 2045 sollen sie klimaneutral produzieren.

Energiekosten matter

Energiekosten sind ein wesentlicher Faktor für die Wettbewerbsfähigkeit der energieintensiven Industrien. Deshalb ist in der aktuellen Energiekrise die Angst vor der „Deindustrialisierung“ groß. Für die meisten energieintensiven Industrien beträgt der Anteil der Energiekosten an den Gesamtkosten heute mehr als 20 Prozent. Für einige Produkte, z.B. Ammoniak, sind es über 50 Prozent. Eingesetzt werden heute neben Strom vor allem noch fossile Energieträger, darunter Gas, Kohle und Mineralöle. Im Jahr 2020 betrug der Anteil der erneuerbaren Energien nur 16 Prozent der industriellen Energieverwendung (ebd.).

Bis spätestens 2045 muss die Industrie dann laut Klimaschutzgesetz klimaneutral sein. Erneuerbarer Strom und Wasserstoff spielen dabei die wichtigste Rolle. Die deutsche Bundesregierung will dafür jetzt die Weichen stellen. Um die energie- und emissionsintensivsten Prozesse zu dekarbonisieren und neue Schlüsseltechnologien einzuführen, sollen sogenannte Klimaschutzverträge eingeführt werden, die Mehrkosten zwischen grünen und fossilen Industrietechnologien im Übergang ausgleichen und so die Transformation beschleunigen. Zudem wird über einen Industriestrompreis verhandelt, der der Industrie günstigen grünen Strom sichern soll. Eine Frage, die sich deshalb schon jetzt stellt, ist: Wie wettbewerbsfähig werden energieintensive Industrien in Deutschland in einer neuen Welt, in der alle auf Erneuerbare umgestiegen sind, eigentlich produzieren können?

Erneuerbare sind im Ausland strukturell günstiger

Um die Frage beantworten zu können, analysieren wir – d.h. unsere Consultants von Frontier Economics und IW Consult – zu welchen Kosten emissionsfreie Industrieproduktion an verschiedenen globalen Standorten möglich ist und vergleichen wie die heimische Produktion gegenüber dem Import abschneidet. Wir gucken uns auch Verlagerungsszenarien an, in denen nur erste Produktionsschritte ausgelagert werden und anschließend das Zwischenprodukt importiert wird. Die Untersuchung fokussiert sich auf die Wertschöpfungsketten der Primärherstellung von Stahl, Aluminium, Ammoniak und Olefinen (hochwertige Chemie).

Der Ausgangspunkt der Analyse sind die Erzeugungskosten von erneuerbarem Strom und Wasserstoff, die sogenannten Gestehungskosten.^[2] Die Gestehungskosten geben an, was die Produktion einer Einheit Strom oder Wasserstoff, z.B. einer Megawattstunde, unter Berücksichtigung von Investitionen und Betriebsausgaben über die gesamte Anlagendauer kostet.

Unsere Analyse vergleicht dabei einen günstigen Standort in Deutschland – einen Offshore-Windpark in der Nordsee, von denen es nur eine begrenzte Menge geben wird – mit günstigen Standorten in sieben Vergleichsländern.^[3] Hier zeigt sich: Der deutsche Standort wird im internationalen Standortvergleich deutlich höhere volatile Gestehungskosten für erneuerbare Energien haben. Von „volatil“ spricht man, da das Erzeugungsprofil der Erneuerbaren volatil bzw. fluktuierend ist. Mal weht der Wind oder scheint die Sonne stark, mal nicht so sehr. Dass der deutsche Standort schlecht abschneidet, hat mehrere Gründe: Zum einen sind die Investitionsausgaben für einen Offshore-Windanlagenpark im Vergleich zu anderen Erneuerbaren, z.B. Onshore-Wind, Solar oder Wasserkraft, höher. Zum anderen ist der deutsche Standort im Vergleich zu internationalen Standorten weniger stark ausgelastet. Der Wind weht zwar stark in der Nordsee, aber die Vergleichsstandorte haben alle noch bessere Bedingungen. Die günstigsten volatilen Stromgestehungskosten hat der australische Standort, der Offshore-Wind- und Solarerzeugung kombiniert. Im Ergebnis wird die Produktion von erneuerbarem Strom in Deutschland im Jahr 2045 voraussichtlich bis zu 100 Prozent teurer sein als an günstigen Standorten. Für erneuerbaren Wasserstoff liegen die volatilen Gestehungskosten bis zu 65 Prozent über den Vergleichsländern.

Ein bisschen besser sieht es aus, wenn man die Kosten für die konstante Bereitstellung von Strom und Wasserstoff vergleicht. Die meisten Industrieprozesse können nicht nur dann laufen, wenn die Sonne scheint oder der Wind weht, sondern benötigen eine relativ konstante Strom- und Wasserstoffversorgung. Man spricht dann auch von „geglätteten“ Gestehungskosten. Sie berücksichtigen dabei das volatile Profil und die Saisonalität des jeweiligen Standorts – Solarstandorte generieren z.B. im Winter weniger Strom – sowie die jeweiligen Speichermöglichkeiten in den jeweiligen Standorten, um Strom bzw. Wasserstoff konstant bereitzustellen. Hier kann der deutsche Offshore-Standort punkten (weshalb er auch vom verwendeten Optimierungsmodell gewählt wurde). Der Wind weht in der Nordsee relativ gleichmäßig und zudem hat Deutschland für Wasserstoff günstige Speichermöglichkeiten – ganz im Gegensatz zu Spanien zum Beispiel. Daher sind die Kosten für eine konstante Bereitstellung in Spanien trotz viel Sonne überraschend hoch. In Deutschland sind die geglätteten Stromgestehungskosten bis zu 65 Prozent und Kosten für Wasserstoff bis zu 45 Prozent höher als in Vergleichsländern. Norwegen ist der einzige wettbewerbsfähige Standort in Europa unter den Vergleichsländern. Abbildung 1 fasst die Gestehungskosten für Strom und Wasserstoff zusammen.

Abbildung 1: Gestehungskosten von erneuerbarem Strom und Wasserstoff

Gestehungskosten reagieren sensitiv auf Kapitalkosten

Spanien hat noch ein weiteres Problem: vergleichsweise hohe Kapitalkosten (auf Englisch: Weighted Average Cost of Capital, kurz WACC). Erneuerbare Energieanlagen wie Windräder, Solaranlagen und Elektrolyseure sind kapitalintensiv. Die Gestehungskosten reagieren deshalb sensibel auf Änderungen in den Kapitalkosten, also den Finanzierungskosten für die Investitionen.

Für unsere Berechnungen benutzen wir Kapitalkosten, die sich aus der Summe zweier Komponenten ergeben: einem risikofreien Zins sowie einem länderspezifischen Risikoaufschlag, der strukturelle Risiken der Länder widerspiegelt, in denen die Investitionen getätigt werden. Für Ersteres nehmen wir deutsche zehnjährige Bundesanleihen. Für Letzteres einen Risikoaufschlag, der sich aus länderspezifischen Ausfallrisiken ableitet.^[4]

Im Ergebnis liegen die Kapitalkosten der Vergleichsländer zwischen 5 und 7,5 Prozent. Spanien liegt bei 7 Prozent, Deutschland bei 5 Prozent. Die folgende Abbildung verdeutlicht den Einfluss der Kapitalkosten am Beispiel der Wasserstoff-Gestehungskosten.

Abbildung 2: Gestehungskosten Wasserstoff mit einheitlichen und länderspezifischen Kapitalkosten, 2045Zusammenfassend lässt sich für geglättete Gestehungskosten, die für die Industrie ausschlaggebend sind, festhalten: Der Haupttreiber für die Kosten ist die Auslastung der Standorte. Saisonalität und Speicherkosten spielen für konstante Energiebereitstellung eine ebenfalls große Rolle. Zuletzt haben die Kapitalkosten einen wesentlichen Einfluss. Folgendes ist dabei noch zu berücksichtigen: Wir sehen uns zur Vergleichbarkeit der Standorte Gestehungskosten an, keine Marktpreise. Letztlich werden Industrieabnehmer aber Energie zu Marktpreisen beziehen. Da die Opportunitätskosten für die Verwendung in Deutschland aufgrund begrenzter Erzeugungspotenziale sehr hoch sein werden, werden die durchschnittlichen Kosten für erneuerbaren Strom und Wasserstoff in Deutschland vermutlich noch deutlich über den errechneten Gestehungskosten liegen. Für die deutsche Industrie kommt beim Wasserstoffimport dann noch ein weiterer Kostenfaktor dazu: der Transport.

Wasserstofftransport: Pipeline ist günstiger als Schiff

Der Bedarf an erneuerbarem Wasserstoff wird in Deutschland auf absehbare Zeit die inländischen Erzeugungspotenziale übersteigen. Deshalb gehen Klimaneutralitätsszenarien davon aus, dass wir mehr als die Hälfte des in 2045 verbrauchten Wasserstoffs importieren müssen.^[5] Der Wasserstoff muss also irgendwie nach Deutschland kommen. Unsere Analyse zeigt, dass der Transport einen wesentlichen Einfluss auf die tatsächlichen Wasserstoff-Importkosten hat. Am billigsten sind Pipeline-Importe aus Norwegen und Marokko. Die „globalen Champions“ bei den Gestehungskosten, vor allem Australien und die USA, verschieben sich wegen der höheren Transportkosten auf mittlere Plätze (vgl. Abbildung 3).

Abbildung 3: Kosten für Wasserstoffimporte nach Deutschland im Jahr 2045Zu berücksichtigen sind hier zwei Punkte: Erstens rechnen wir nach wie vor mit den Kosten konstanter Wasserstoffbereitstellung, also geglätteter Gestehungskosten. Das ergibt deshalb Sinn, da auch der für den Export bestimmte Wasserstoff in Exportländern zwischengespeichert werden muss und in regelmäßigen Abständen für den Schiffstransport bereitstehen muss. Das gleiche gilt für die Einspeisung in Pipelines, wobei sich hier argumentieren lässt, dass die Anbindung an das europäische Verbundnetz zu geringeren Speicherkosten führen kann. Diesen Effekt sehen wir uns in einer Sensitivität an.

Zweitens ist die tatsächliche Verwendung des Wasserstoffs für die Wirtschaftlichkeit der Importe ausschlaggebend: Wasserstoff lässt sich nämlich nicht, bzw. nur sehr teuer, als Wasserstoff transportieren, sondern muss für die Verschiffung zum Beispiel in Ammoniak umgewandelt und am Zielort dann wieder in Wasserstoff konvertiert werden. Das macht das Unterfangen unwirtschaftlich. Wird hingegen Ammoniak gebraucht, lohnt es sich Ammoniak via Schiff zu importieren, denn die Rückumwandlung entfällt.^[6]

Auswirkung auf industrielle Wertschöpfungsketten

Und damit zum eigentlichen Kern der Analyse – den möglichen Auswirkungen auf die Wettbewerbsfähigkeit der energieintensiven Industrien in Deutschland. Wir betrachten die Wertschöpfungsketten der Primärherstellung von vier Grundstoffen (Stahl, Aluminium, Ammoniak und Olefine) und vergleichen Energiekosten der vollständig heimischen Erzeugung mit den Energie- und Transportkosten von bis zu drei Verlagerungsszenarien pro Vertikale: i) heimische Produktion mit importiertem Wasserstoff, ii) heimische Produktion mit aus dem Ausland importierten Zwischenprodukten, und iii) vollständige Produktion im Ausland und anschließender Import.

Abbildung 4 fasst die Ergebnisse zusammen. Allgemein lässt sich sagen, dass die Summe aus Energie- und Transportkosten der Produktion mit zunehmender Verlagerung abnehmen. Das ist logisch, denn obwohl die Energieintensität entlang der Wertschöpfungsschritte abnimmt^[7], führt die zunehmende Verlagerung in Länder mit niedrigeren Energiekosten zu Einsparungen, die größer sind als die zusätzlichen Transportkosten. Die Ergebnisse zeigen auch, dass sich eins in den meisten Fällen nicht lohnt: der Import von Wasserstoff für die anschließende heimische Industrieproduktion. In den relevanten Vertikalen – Stahl, Ammoniak, Olefine – schneidet diese Option für die meisten Länder jeweils am schlechtesten ab. Das liegt vor allem daran, dass der Transport von Wasserstoff deutlich teurer ist als der Import von Zwischenprodukten, in denen die Energie gebunden ist. Lediglich die heimische Produktion mit importiertem Wasserstoff aus Norwegen lohnt sich in allen Vertikalen, ob der geringen Gestehungskosten in Norwegen und sehr niedriger Transportkosten via Pipeline. Der Kostenvorteil des sogenannten „embedded“ Energieimports, also Energie gebunden im festen oder flüssigen Zwischenprodukt, ist ein wesentlicher Treiber für die Ergebnisse unserer Analyse.

Abbildung 4: Energie- und Transportkosten für heimische Erzeugung und die jeweils günstigsten Verlagerungsrouten, 2045Hinsichtlich der einzelnen Sektoren lässt sich Folgendes festhalten: Der Kostenaufschlag der heimischen Produktion gegenüber der günstigsten Importroute (aus Australien) ist für Aluminium mit knapp 80 Prozent besonders hoch. Der Kostenaufschlag der heimischen Olefin-Produktion gegenüber der günstigsten Importroute (Australien) liegt bei rund 45 Prozent. Der Import des Zwischenproduktes Methanol ist ähnlich vorteilhaft. Im Fall von Ammoniak schneidet der Import aus Australien ebenfalls am besten ab. Der Kostenaufschlag der heimischen Produktion beträgt circa 30 Prozent. Die heimische Produktion mit importiertem Wasserstoff lohnt sich nur für Norwegen. Für Stahl liegt der Kostenaufschlag der heimischen Produktion bei knapp 25 Prozent. Der Import des Zwischenprodukts aus den USA ist auch vorteilhaft, die heimische Produktion mit Wasserstoff aus Norwegen hat nur geringe Kostenvorteile.

Welche Schlussfolgerungen lassen sich ziehen?

Auf Basis der diskutierten Ergebnisse könnte man zu dem Schluss gelangen, dass die Herstellung energieintensiver Grundstoffe in Deutschland in einer neuen grünen Welt wenig wettbewerbsfähig sein wird. Doch dieser Schluss ist übereilt. Die heimische Produktion hat Vorteile, die in der Analyse nicht berücksichtigt sind. Dazu gehören beispielsweise Verbundeffekte industrieller Industrieverbundstandorte (vor allem in der Chemie), die sich nur schwer quantifizieren lassen. Einzelne Grundstofferzeugungen vollständig auszugliedern, kann im schlimmsten Fall den ganzen Standort gefährden. Bisherige Expert:inneninterviews und jüngste Entwicklungen deuten darauf hin, dass es zwischen vollständiger Produktionsverlagerung und unveränderter Fortführung ein breites Spektrum industrieseitiger Reaktionsoptionen gibt, Verlagerungsentscheidungen werden nicht vom Typ 0 oder 1 sein. So hat BASF kürzlich angekündigt, eine der beiden Ammoniakproduktionsanlagen in Ludwigshafen aufgrund der zukünftig hohen Erdgaspreise stillzulegen – ein Indiz für diese Hypothese. Andere Faktoren, die Verlagerungsdynamiken entgegenstehen können, sind beispielsweise Qualitätsvorteile der heimischen Produktion oder regionale Vernetzung. Auch aus einer Resilienz-Perspektive lässt sich gerade angesichts der jüngsten geopolitischen Entwicklungen argumentieren, eine Mindestkapazität an heimischer Produktion zu erhalten.

Um diese Faktoren besser zu verstehen, führen wir derzeit eine Umfrage unter Downstream-Abnehmer:innen industrieller Grundstoffe in Deutschland durch. Wir werden außerdem noch weitere Expert:inneninterviews mit Industrie-Stakeholdern führen. Schließlich werden wir auf dieser Basis Reaktionsfunktionen der nachgelagerten Wertschöpfungsketten ableiten und die Wertschöpfungs- und Arbeitsmarkteffekte szenariobasiert dimensionieren. Diese Ergebnisse werden wir dann in einem Schlussbericht zeigen, der für diesen Juni geplant ist.

Was sich aber jetzt schon mit Sicherheit sagen lässt: Die Struktur der energieintensiven Industrien wird sich wandeln. Wir brauchen einen realistischen Blick auf das was kommt, um jetzt richtige Weichenstellungen treffen und alle mitnehmen zu können. Auch bei der Ausgestaltung von Industriesubventionen sollten diese Dynamiken Berücksichtigung finden. Dazu dann bald mehr.

Den vollständigen Zwischenbericht findet Ihr hier. Die exklusive Berichterstattung von Jakob Schlandt im Tagesspiegel Background gibt es hier (allerdings hinter Paywall).

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Fußnoten

[1] Statistisches Bundesamt (2023). Bedeutung der energieintensiven Industriezweige in Deutschland.https://www.destatis.de/DE/Themen/Branchen-Unternehmen/Industrie-Verarbeitendes-Gewerbe/produktionsindex-energieintensive-branchen.html.

[2] Strom- bzw. Wasserstoff-Gestehungskosten werden im Fachjargon auch Levelized Cost of Electricity (LCOE) bzw. Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) genannt.

[3] Wir analysieren Standorte in den Spanien, Norwegen, Marokko, Vereinigte Arabische Emirate, Australien, USA und Chile. Vgl. S. 13 im Zwischenbericht.

[4] Kapitalkosten werden i.d.R. ermittelt als gewichtetes Mittel der Eigen- und Fremdkapitalkosten und spiegeln die Opportunitätskosten des Investitionsprojektes gegeben dem spezifischen Risikoprofil für die Investoren wider. In unserer Analyse wollen wir nur strukturelle Faktoren berücksichtigen, nicht aber politische Förderrahmenbedingungen, die kurzfristig veränderbar sind. So senkt z.B. das EEG-Förderregime, das Strompreisrisiken nach unten absichert, die Erlösrisiken und damit die Mindestrenditeerwartung von Investoren erheblich ab. Würde das EEG abgeschafft oder geändert werden, würde sich das Risikoprofil und damit die Kapitalkosten ändern. Deshalb klammern wir diese Faktoren aus und berechnen die Kapitalkosten auf der Basis eines risikofreien Zinses zzgl. länderspezifischer Risikoaufschläge gemäß Damodaran (2023). https://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html.

[5] Kopernikus-Projekt Ariadne (2021): Ariadne-Report: Deutschland auf dem Weg zur Klimaneutralität 2045 – Szenarien und Pfade im Modellvergleich. https://doi.org/10.48485/pik.2021.006.

[6] Siehe Seite 21-23 des Zwischenberichts für Details zu den Transportkosten und Umwandlung.

[7] So braucht die Direktreduktion zur Herstellung von Eisenschwamm beispielsweise deutlich mehr Energie als der nachgelagerte Prozessschritt, die Weiterverarbeitung zu Rohstahl im Elektrolichtbogenofen.

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Medien- und Veranstaltungsbericht 23.03.2023

• Medienerwähnungen und Auftritte
  • Am 13.03.23 wurde das Dezernat im portugiesischen Nachrichtenmagazin Visão zur Schuldentragfähigkeitsanalyse der EU erwähnt.
  • Am 15.03.23 wurde das Dezernat in der Zeit zum Bundeshaushalt und deutschen Staatsanleihen erwähnt.
  • Am 11.04.23 wird Philippa bei Planet Wissen im WDR zu sehen sein. Der Titel der Sendung lautet „Geld aus dem Nichts – Wann kommt der nächste Finanzcrash?“ und läuft um 10:55 Uhr. Anschließend steht die Sendung in der ARD Mediathek zur Verfügung.

• Veranstaltungen
  • Noch einmal der Hinweis auf das European Macro Policy Network Meeting, das erstmalig stattfinden wird vom 30.-31.03.23 in Rom. Für die öffentliche Veranstaltungen am 31.03.23 wird es auch einen Livestream geben. Das Programm findet Ihr hier. Ein besonderes Highlight wird die Keynote Speech von Adam Tooze sein.

Der Geldbrief ist unser Newsletter zu aktuellen Fragen der Wirtschafts-, Fiskal- und Geldpolitik. Über Feedback und Anregungen freuen wir uns. Zusendung an janek.steitz[at]dezernatzukunft.org

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