Wie der tiefe Ölpreis und der starke Franken die Energiestrategie belasten

Nur auf den ersten Blick ist der Strommarkt nicht von den tiefen Ölpreisnotierungen betroffen. Zwar ist der Anteil mit Erdöl betriebener Kraftwerke verschwindend klein, doch beeinflusst der Ölpreis die Kohle- und Gaspreise. Diese wiederum bestimmen wesentlich die Preise am Strommarkt. Einerseits ist die Preiskorrelation zwischen Öl und Gas auf eine explizite Preisbindung zurückzuführen, die vor allem in den Langfristverträgen zwischen dem russischen Anbieter Gazprom und europäischen Abnehmern bestand. Allerdings hat diese Bindung in den vergangenen Jahren stetig an Bedeutung verloren, was sich in der abnehmenden Preiskorrelation seit 2007 zeigt (vgl. Abbildung). In den heute angewendeten Preisformeln nimmt die Anbindung an den Gas-Spotmarkt ein grösseres Gewicht ein. Anderseits sind Öl und Gas in gewissem Ausmass Substitute – nicht nur bei der Stromerzeugung, sondern auch bei der Wärmebereitstellung (Heizen, Prozesswärme). Aus diesem Grund beeinflussen sich die Preisentwicklungen gegenseitig. Eine US-Untersuchung für die Periode zwischen 1989 und 2005 schätzt, dass bei einem anhaltenden 20-prozentigen Ölpreisanstieg auch der Gaspreis um 16% zulegte.

Abbildung 1 bestätigt diesen engen Zusammenhang – jedenfalls bis 2008. Danach aber fällt der Gaspreis in Nordamerika wegen des wachsenden Angebots an unkonventionellem Gas auf ein konstant tieferes Niveau. Dieser Effekt lässt sich auch in der Veränderung des Korrelationskoeffizienten zwischen Öl und Gas ablesen, der in den USA von rund 0,8 zwischen 1997 und 2006 auf unter 0,2 in der aktuellen Zeitspanne von 2007 bis heute gefallen ist (Hinweis: ein Wert von +1 lässt auf einen vollständig positiven linearen Zusammenhang zwischen den betrachteten Grössen schliessen). Aufgrund von Transportkosten sowie beschränkter Exportkapazitäten aus den USA hat sich dieser Effekt bisher nur beschränkt auf den europäischen Markt übertragen. In Deutschland etwa war der Korrelationskoeffizient zwischen Erdgas und Erdöl für die Zeitspanne 1997 bis 2006 fast 0,9, nach 2007 fiel er im Vergleich nit den USA deutlich geringer auf etwa 0,5. Der Koeffizient für den Zusammenhang zwischen Gas- und Strompreis beträgt nach 2007 etwa 0,4, jener für Öl und Strom rund 0,2. Einen Hinweis auf diese unterschiedlichen Zusammenhänge geben die aktuellen Preisentwicklungen in Europa im Terminhandel bis 2016: Zwischen Januar 2014 und Januar 2015 sank der Erdölpreis (Brent Crude Oil Future) um rund 40%, der Spotpreis gar um mehr als 50%. In der gleichen Periode fielen die Preise für Gas (NCG-Natural-Gas-Year-Futures) um etwa 20%und jene für Strom in Deutschland (Phelix Base Year Future) um etwa 10% auf rund 32 € /MWh – im Januar 2012 waren es noch 55 €.

Kombination Ölpreis und Frankenstärke

Für die Schweizer Stromproduzenten sind aber nicht nur die tiefen Öl-, Gas- und Strompreise schlechte Nachrichten. Mit der Aufhebung des festen Wechselkurses und der Aufwertung des Schweizerfrankens sehen sie sich einer zusätzlichen Preiserosion gegenüber. Weil der Schweizer Strommarkt klein und offen ist, werden die Preise im Grosshandel durch die grösseren benachbarten Märkte bestimmt. Im Winter übernimmt die Schweiz häufig die höheren Preise Italiens, im Sommer (wenn die Schweiz selber zum Exporteur wird) die tieferen deutschen Preise. Die Schweizer Strombranche ist aus mehreren Gründen überdurchschnittlich stark vom Wechselkurseffekt betroffen:

• Aufgrund des ausgeprägten grenzüberschreitenden Handels sind die Schweizer Grosshandelspreise an jene der Nachbarländer gekoppelt, wo Strom in Euro gehandelt wird.
• Exporte der Schweizer Produzenten gehen ausschliesslich in den Euro-Raum.
• Bestehende Schweizer Kern- und Wasserkraftwerke weisen vor allem Fixkosten auf. Sie benötigen im laufenden Betrieb kaum Inputgüter, bei denen sie aufgrund des starken Frankens von günstigen Importen profitieren könnten.
• Schweizer Produzenten können ihre Wertschöpfung nicht einfach ins (günstigere) Ausland verlegen, da Kraftwerke ortsgebunden sind und die Investitionen bereits getätigt wurden.

Kraftwerksbetreiber müssen daher nach der Freigabe des Wechselkurses Mitte Januar 2015 mit einem zusätzlichen Preisabschlag (gemessen in Franken) von etwa 13% kalkulieren. Dieser Preisschock schlug sich nach dem SNB-Entscheid auch in den Aktienkursen nieder (vgl. Abbildung 2). Die Grösse dieses Effekts hängt vom Geschäftsmodell ab: Das handelsorientierte Verbundunternehmen Alpiq verlor in den Tagen nach dem Entscheid der Nationalbank deutlich mehr an Wert ein als der Gesamtmarkt, während die Kurseinbussen der versorgungsorientierten BKW moderat blieben – das Berner Unternehmen profitiert von der Möglichkeit, den kleineren Kunden ohne Marktzugang in der Grundversorgung kostenbasierte Preise zu verrechnen.

(Noch) teurere Energiewende

Ungünstig sind die fallenden Strompreise und der stärkere Schweizerfranken nicht nur für die Verbundunternehmen und deren Eigentümer, also vor allem die Kantone. Daneben verteuert diese Entwicklung die bundesrätliche Energiestrategie. Denn diese setzt einseitig auf die Förderung von erneuerbaren Energien am Standort Schweiz. Die dafür nötigen Subventionen (kostendeckende Einspeisevergütung, KEV) berechnen sich als Differenz zwischen den Gestehungskosten und dem Marktpreis. Je höher die Kosten und je tiefer der Preis, desto grösser ist die nötige Subvention. Die Kombination des tiefen Ölpreises und mit dem starken Frankens macht die staatliche Subventionsstrategie doppelt teuer, da der Ausbau der erneuerbaren Energien im Inland ohnehin schon kostspielig ist (auch für die Wasserkraft).

Die aktuellen Preis- und Wechselkursentwicklungen illustrieren einerseits, dass das Stromgeschäft der Kantone alles andere als ein sicheres Business ist. Mehr denn je sollten sie in ihren Beteiligungsstrategien das bedeutende Risiko berücksichtigen. Avenir Suisse hat in verschiedenen Publikationen auf diese Notwendigkeit hingewiesen. Anderseits machen die Preisentwicklungen deutlich, dass die Schweiz keine Insel ist, auf der sie ihre nationale Energiestrategie definieren kann. Vielmehr braucht es eine enge Abstimmung mit den internationalen marktlichen Entwicklungen.

• Erstens signalisieren die tiefen (Strom-) Preise ein Überangebot an Energie und Kraftwerkskapazitäten. Unter diesen Umständen ist es sinnvoll, den weiteren (subventionierten) Kraftwerksausbau im Inland zu bremsen – schliesslich droht keine akute Mangellage.
• Zweitens muss ein allfälliger Ausbau der erneuerbaren Energien enger mit den Marktentwicklungen abgestimmt werden. Das heisst, es müssten Anreize geschaffen werden, Betrieb und Investitionen der erneuerbaren Anlagen enger auf Angebot und Nachfrage und damit die Preise im Markt abzustimmen.
• Drittens sollte die Energiestrategie nicht einseitig auf den Ausbau erneuerbaren Energien am teuren Standort Schweiz fokussieren. Gerade weil erneuerbare Energien relativ wenig zur Versorgungsstabilität im Inland beitragen, kann ihr Ausbau auch an günstigeren Standorten im Ausland erfolgen. Will die Politik unbedingt erneuerbare Energien fördern, dann sollte dies technologie- und standortneutral erfolgen.

Das von Avenir Suisse vorgeschlagene Quotenmodell entspricht genau den beiden letzten Anforderungen.