Neulich im Internet entdeckt (der Text kann frei heruntergeladen werden):
Anna Almqvist, "Makteliten", (LO, Landsorganisationen i Sverige, 2024)

In dieser Studie werden die gesamten Einkommen der Eliten in Schweden betrachtet; nicht nur die Arbeitseinkommen, sondern auch Kapitaleinkünfte und Nebeneinkommen, z.B. durch Aufsichtsratmandate. Das Zahlenmaterial liefert die schwedische Finanz- und Steuerbehörde.

Als Argument für diese umfassendere Sicht auf die Einkommen der Eliten wird angeführt, daß hochbezahlte Tätigkeiten zu einem Vermögensaufbau beitragen können, aus dem heraus bedeutende Kapitaleinkünfte generiert werden können.

Als Vergleichsgöße für die Eliteneinkommen wird der durchschnittliche Lohn einers Industriearbeiters gewählt. Diese Vorgehensweise hat den Vorteil, daß langreichende Zeitreihen zur Verfügung stehen. Allerdings sind Industriearbeiter durchschnittlich besser gestellt als andere Arbeiterberufe, z.B. schlecht entlohnte Pflegekräfte.

Die höchsten Löhne finden sich in der ökonomischen Elite, d.h. bei den Vorstandsposten der Privatwirtschaft. Niedriger sind die Löhne staatlicher und teils-staatlicher Unternehmen. Allerdings gibt es seit den 1990er Jahren eine Tendenz der Angleichung der Löhne im staatlichen Bereich an die Löhne der Privatwirtschaft.

Der Studie liegt eine Auswahl von 12 gesellschaftlichen Berufsbereichen zu Grunde, z.B. Wirtschaft, Universitäten, Medien, Verbände, Kommunen. Allerdings lassen die niedrigen Fallzahlen in diesen Gruppen keine statistische Auswertung zu. Deshalb Zusammenfassung in:

Ökonomische Elite (Wirtschaft), Demokratische Elite (Gewählte Vertreter in der Politik, Verbände, Massenorganisationen), Bürokratische Elite (Angestellte "Beamte" der Behörden und auf Kommunalebene, Medien, Universitäten, staatliche Repräsentation "överhetssamhället"); aber auch die Chefs der staatlichen und kommunalen Unternehmen.

Die Einkommen in den Spitzen der ökonomischen Elite überragen bei Weitem die der beiden anderen Gruppen. Wenn man Ausreißer nach oben unberücksichtigt läßt, dann beträgt in der ökonomischen Elite das Einkommen durchschnittlich 67.2 Industriearbeiterlöhne im Jahr 2022.

Die bürokratische Elite liegt mit durchschnittlich 7.1 Industriearbeiterlöhne weit unter dem Niveau der ökonomischen Elite. Allerdings gibt es starke Unterschiede durch die hohen Einkommen von Großunternehmen der bürokratischen Elite, wie Vattenfall oder Telia (Kommunikation), PostNord mit 30 - 50 Industriearbeiterlöhnen.

Noch etwas niedriger sind die Einkommen der demokratischen Elite mit 4.2 Industriearbeiterlöhnen. Auch in dieser Gruppe gibt es eine Gruppe von Spitzenverdienern: Chef des schwedischen Wirtschaftsverbandes 17.2, und Chef der Konsumgenossenschaften 16 Industriearbeiterlöhne.

Im zeitlichen Verlauf zeigt sich in der Relation der Einkommen der Machtelite / Industriearbeiterlöhne ein Muster, das sich auch mit anderen Methoden nachweisen läßt. Anfang der 1950er Jahre hatten die Machteliten 11 Industriearbeiterlöhne, Anfang 1980er Jahre waren es 5, um 1995 war wieder der Ausgangswert von 1950 erreicht, und 2022 maximal.

Weiterhin fällt auf, daß die ekonomische Elite Einkommensteigerungen nach 1980 hatte, die nicht näherungsweise von der bürokratischen und demokratischen Elite erreicht wurde, also quasi eine Abkopplung. Die Einkommenssteigerungen der bürokratischen Elite sind allerdings größer als die der demokratischen Elite. Diagramm-2.3

Diagramm-2.4: Auch bei der bürokratischen und demokratischen Elite Einkommensminimum um 1980. Danach Einkommensverbesserungen, die bei der bürokratischen Elite ca. 5 Jahre früher einsetzte und stärker ausfielen als bei der demokratischen Elite. Ab ca 2005 Stagnation der bürokratischen Elite, gefolgt ca 5 Jahre später von der dem. Elite.

Diagramm-3.1: Ab ca. 1970 nahm der Frauenanteil in den Spitzenpositionen der demokratischen und bürokratischen Elite zu, in der demokratischen Elite ab 1980 mehr als in der bürokratischen Elite. Gegenwärtig Frauenanteil dort ca 50%, bzw. 40%. In der ökonomischen Elite Zuwachs erst ab ca 2005 auf gegenwärtig ca 18 Prozent.

Diagramm-3.2: Die Einkommensunterschiede Männer / Frauen sind in der ökonomischen Elite deutlich, Frauen verdienen in der Spitzengruppe ca 1/3 weniger. In der demokratischen und bürokratischen Elite nahezu ausgeglichene Spitzenverdienste Frauen / Männer.

Diagramm-3.4: Der Einkommensunterschied von Frauen / Männern in der Machtelite war um 1980 minimal. Mit dem deutlichen Ausbau der Einkommen in der ökonomischen Elite sind die durchschnittlichen Unterschiede in der gesamten Machtelite gewachsen, weil die demokratische / bürokratische Elite relativ niedrige Spitzenverdienste haben.

Diagramm-4.2: Spitzenverdienst der Gewerkschaftsorganisation LO. Bis 1970 eine leichte Aufwärtsentwicklung der Vergütungen, im Gegensatz zur übrigen Machtelite und auch der Wirtschaftselite. Der folgende Abwärtstrend setzte sich abgeschwächt auch nach 1990 fort, als die Wirtschafts- und übrige Machtelite steigende Spitzenverdienste erhielt. Gegenwärtig beträgt die LO-Spitzenvergütung ca 3.3 Industriearbeiterlöhne.

In dieser Studie werden die Einkommen der Machteliten im Verhältnis zu der Industriearbeiterschaft betrachtet. Vorteil: Es existieren lange Daten-Zeitreihen. Die Ergebnisse sind intuitiv und unter dem Gesichtspunkt der Ungleichheit eingängig.

Eine andere Methode, gesellschaftliche Ungleichheit zu beschreiben, fokussiert auf der Einkommensverteilung: z.B. welcher Anteil an den gesamten Einkommen hat die Gruppe der oberen 1-Prozent Topverdiener? Bei dieser Betrachtung wird nicht auf die Macht, sondern auf das Einkommen fokussiert.

Diagramm-6.1: Der zeitliche Verlauf der 1%-Einkommensverteilung hat ein Muster ähnlich dem Einkommen der Machtelite. Allerdings ist der Abfall bis 1980 schwächer ausgeprägt. Nach dem Jahr 2005 scheint das Einkommen der Machtelite stärker anzusteigen als das der 1-Prozent-Gruppe; soweit die Skalierungen im Diagramm diesen Schluß zulassen.

Eine besonders populäre Methode, die Ungleichheit zu beschreiben, liefert der GINI-Koeffizient. Gini = 0 entspricht völliger Egalität. Gini = 0.5 entspricht totaler Ungleichheit. Vorteil: Gesamtheit der individuellen Einkommen wird zusammengefaßt. Nachteil: Großer Bedarf an Datenermittlung, deshalb oft keine Zeitreihen vorhanden.

Diagramm-6.2: Die zeitliche Entwicklung der GINI-Koeffizienten. [Wenn ich es richtig begriffen habe, dann bezieht sich "ekonomisk standard" auf das verfügbare Haushaltseinkommen, faktor inkomst auf den Brutto-Verdienst]

Besonders in der unteren Kurve von Diagramm-6.2 ist zu sehen, daß um 1980 Schweden historisch gesehen eine ausgeprägte Einkommensgleichheit hatte, die danach tendenziell abnahm. In Krisenzeiten vor Corona nahm die Gleichheit zu, in boom-Zeiten nahm die Gleichheit ab. Corona war nach Diagramm die erste Krise, wo die Ungleichheit zunahm.

Als letzte Methode, die ökonomische Ungleichheit zu beschreiben, wird der Bevölkerungsanteil aufgeführt, der weniger als 60 Prozent des Median-Einkommens verdient, also nach Definition arm ist.

Diagramm-6.3: Bis 1980 nahm der Anteil der Armen ab, auf ca 7 Prozent. Bis ca 1997 fluktuierte der Armenanteil auf einem geringfügig höheren Niveau, um anschließend bis ca. 2010 auf etwas über 14 Prozent anzusteigen. Danach fluktuiert dieser Wert. Während der Corona-Zeit ein leichter Rückgang.

#sverige #schweden #deutschland #tyskland #makteliten #machtelite

Neulich im Internet entdeckt (der Text kann frei heruntergeladen werden):
"Internationell jämförelse av prisutvecklingen i olika produktgrupper", (KONJUNKTURINSTITUTET, 2023)

Seit Beginn der Corona-Pandemie sind in der EU inflationäre Tendenzen zu beobachten. Die Regierungen hatten durch staatliche Unterstützungsmaßnahmen die private Nachfrage angeheizt, ohne daß das Warenangebot mithalten konnte. Dazu beigetragen haben Transportengpässe und gestörte Lieferketten.

Später kam die Verteuerung der Energie und der Düngemittel für die Landwirtschaft, sowie allgemein steigende Preise für Agrarprodukte hinzu, als Folge des Ukrainekriegs. Die Preissteigerungen griffen bald auf andere Produktgruppen über, die Inflation begann sich zu verselbstständigen.

Diagramm-4: Die Energiepreise erreichten in der EU ihr Maximum 2022/23. Gegenwärtig liegt Deutschland etwa 50 Punkte über der 100-Punkte Basis von 2019. In den anderen betrachteten Ländern NO, DK, FI, FR, ES liegen gegenwärtig die Energiepreise niedriger. Minimum Schweden mit ca 15 Punkte gegenüber 2019. Auffällig ist, daß die anderen Länder zeitweilig deutlich höhere Energiepreise hatten als DE.

Diagramm-5: Die Inflation erreichte 2022 ihr Maximum mit ca. 10%, sank aber bis 2023 auf ca. 5% ab; sowohl in SE als auch im Euro-Raum. Ende 2023 waren es vor allem Preiserhöhungen für Dienstleistung und Konsumgütern, die die Inflation trieben; Lebensmittel kaum noch. Die sinkenden Energiepreise dämpften die Inflation Ende 2023.

Diagramm-6: Die Preisentwicklung für Konsumgüter in Schweden und Deutschland verläuft seit 2021 sehr ähnlich und liegt höher als in den betrachteten Ländern des Euroraums. Die dramatischen Wechselkursverluste der schwedischen Währung und starke Binnennachfrage sind gewöhnlich die Erklärung für die schwedische Preisentwicklung.

Diagramm-11: Die Konsumgüternachfrage ist in DE, SE seit Ende 2022 abnehmend, in FR sogar seit Beginn der Pandemie. In DE und SE gab es in der Anfangszeit der Pandemie eine gesteigerte Konsumgüternachfrage, besonders in SE. Gegenwärtig liegt in SE die Nachfrage noch immer über dem Wert von 2019, in DE und FR dagegen darunter.

Diagramm-15: Ab Anfang 2021 gab es starke Preissteigerungen im Lebensmittelsektor, die jedoch ab Mitte 2022 stagnierten. In DE liegt das Preisniveau für Lebensmittel Ende 2023 bei fast 35 Punkten über der Basis von 2019, in Schweden sind es fast 30 Punkte. Die Preise in ES stagnieren nicht, sondern nähern sich den deutschen Werten an.

Tabelle-2: Die allgemeinen Verbraucherpreise für Lebensmittel, Energie, Dienstleistungen und Konsumgüter erhöhten sich in den betrachteten Ländern um 15 - 20 Punkte gegenüber der Basis von 2019. Deutschland liegt mit 20.6 Punkten an der Spitze. In Schweden sind es 19 Punkte, in FR 15.9 Punkte.

In Deutschland sind es vor allem die Energie- und Lebensmittelpreise, die zu der Preiserhöhung beigetragen haben. In Schweden hat dagegen die Enwicklung der Energiepreise eine eher dämpfende Wirkung auf die allgemeine Preisentwicklung. Der Verbraucherpreisanstieg ohne Energie ist in Schweden höher als in den anderen Ländern.

Tabelle-3: Der Tabelle ist zu entnehmen, daß in DE, SE, FR, DK und ES der Energieanteil an den Verbraucherausgaben insgesamt dicht bei 10% liegt, in Schweden sogar etwas höher als in DE; Frankreich und Deutschland dagegen fast gleichauf.

Essentiell für die Ausgaben der privaten Haushalte sind die Ausgaben für Energie und Lebensmittel. Tabelle-3 gibt über diese Ausgaben Auskunft: In SE sind es 26%, in DE 23%, in FR 26% und in ES 29% . [Im zeitlichen Verlauf nähert sich DE anscheinend der EU-Normalität an, was die Energie- und Lebensmittelausgaben betrifft]

Diagramm-18: (oberes Diagramm im Beitrag) Mit Ausnahme von Spanien und Deutschland sind seit den 2010er Jahren fallende Lebensmittelpreise in den betrachteten EU-Ländern zu beobachten. In der Zeit ab 2006 lagen im Maximum in DK die Lebensmittelpreise fast 50 Punkte über dem EU-Durchschnitt, in SE fast 30 Punkte, in FR ca. 15 Punkte, in DE ca 12 Punkte.

Die Lebensmittelpreise in Deutschland fielen seit ihrem Maximum ca 2010 auf das bisherige Minimum von -10 Punkten unterhalb des EU-Mittelwertes im Jahr 2018. Seitdem steigen in Deutschland die Lebensmittelpreise. Insgesamt scheinen sich die Lebensmittelpreise in den betrachteten Ländern allmählich anzugleichen.

Diagramm-20: (unteres Diagramm im Beitrag) In einem Gesamtvergleich der Lebensmittelpreise in der EU wird die Tendenz sichtbar, daß in Ländern mit einem niedrigen preislichen Ausgangsniveau im Jahr 2019 die Preise bis 2023 stärker stiegen als in Ländern mit einem höheren Ausgangsniveau. Insgesamt also eine Tendenz, daß die Preise sich EU-weit annähern.

#sverige #schweden #deutschland #tyskland #prisutveckling #preisentwicklung #konsumtionsutgifter #lebenshaltungskosten #eu

Neulich im Internet entdeckt. Der Text kann frei heruntergeladen werden:
"Löneutvecklingen i Sverige till och med november 2023", (Medlingsinstitut, 2023). Dazu die Tabellendatei: "Faktiska_loner_bransch_ar_m_23m11"

Für Deutschland gibt es die Statistikdateien vom Statistischen Bundesamt:
"statistischer-bericht-verdienste-5623601233215" und "reallohnindex-xlsx-5623209"

Im Vergleich SE - DE fällt auf, daß trotz niedrigerer öffentlicher Verschuldung die Zunahme der Reallöhne in Schweden höher war als in Deutschland. In Schweden betrug 2022 die Staatsverschuldung 33 %, in Deutschland waren es 67 %. Zu beachten wäre überdies, das in Deutschland die versteckten Schulden durch Beamtenpensionen, Staatsbeiträgen zur Kranken- und Rentenversicherung um einiges höher sein dürften als in Schweden.

https://de.wikipedia.org/wiki/Liste_der_L%C3%A4nder_nach_Staatsschuldenquote

Wenn allerdings die öffentliche Verschuldung und die Verschuldung der Privathaushalte zusammengerechnet wird, dann liegen beide Länder nahezu gleich auf.

https://de.wikipedia.org/wiki/Liste_der_L%C3%A4nder_nach_Haushaltsverschuldung

Den beiden Diagrammen kann entnommen werden, daß Ende 2023 die Reallöhne in SE und DE ungefähr auf das Niveau von 2014 zurück gefallen sind. In dem schwedischen Diagramm wird die Unterscheidung gemacht zwischen Berücksichtigung der allgemeinen Kerninflation (KPI) und der Kerninflation ohne Kapitalmarktzinsen (KPIF). Die große Verschuldung der Privathaushalte für Wohnungskredite macht das sinnvoll.

Für Schweden beträgt der Rückgang der Reallöhne ca 15, bzw. 20 Prozentpunkte, für Deutschland sind es ca. 10 Prozentpunkte, entsprechend dem Anstieg der Reallöhne von 2014 bis zur Corona-Zeit.

Zwischen 2014 und 2021 betrug die durchschnittliche Reallohnzunahme in Schweden 2 - 3 Prozent / Jahr. In Deutschland waren es in diesem Zeitraum durchschnittlich ca. 1.5% / a . Die Behauptung, daß Staatschulden das Wirtschaftswachstum beflügeln, scheint also nicht allgemein gültig zu sein. Schweden verfolgt nicht eine Politik der "schwarzen Null", sondern erzielt sein längerem echte Haushaltsüberschüsse, mit Ausnahme der Corona-Krise.

https://www.ekonomifakta.se/Fakta/offentlig-ekonomi/Statsbudget/Statsbudgetens-saldo/

Eine Übersicht über die Staatsschulden und Budgetbilanzen in der EU findet sich unter dem folgenden link. Auch mit diesen Informationen ist es zweifelhaft, daß ein Budgetunterschuß für Wirtschaftswachstum sorgt.

https://www.europaportalen.se/2023/04/statsskulderna-i-eu-fortsatter-minska

Während der Corona-Zeit gab es die Erwartung, daß die Wirtschaft quasi kurzzeitig die Luft anhält, um nach Ende der Pandemie wieder vom Vor-Corona-Niveau aus fortzusetzen. Die Diagramme für die Lohnentwicklung zeigen, daß diese Hoffnung sich nicht erfüllt hat.

Der wirtschaftliche Aufschwung erfolgt stark zeitverzögert - wenn überhaupt - und scheint sich eher an den Zuwachsraten der Vor-Corona-Zeit zu orientieren, wie das Diagramm für Schweden zeigt. Demnach könnte es also bis Anfang der 2030er Jahre dauern, bis in diesen beiden Ländern das Niveau unmittelbar vor der Corona-Zeit erreicht ist.

Zu bedenken wären auch die Auswirkungen der "Zeitenwende":

• Vergreisung der Gesellschaft. Arbeitsmarktengpässe,

• Umstrukturierung des Arbeitsmarktes, Stärkung der Branchen für Gesundheit- und Pflege, bei gleichzeitiger Schwächung von Industrie und Handwerk,

• mit der Umstrukturierung des Arbeitsmarktes Veränderung der Lohnstruktur, begleitet von Verteilungskämpfen,

• die Arbeitsmarktsituation treibt tendenziell die Inflation. Gleichzeitig stagniert oder sinkt die Wirtschaftsleistung,

• ein großer Bedarf an Ersatzinvestitionen, wodurch allerdings keine zusätzlichen Erträge generiert werden; etwa nach der Art "Betonbrücken statt Butter",

• die Kosten der Migration,

• Bedeutungszuwachs des öffentlichen Sektors, ohne das der finanzielle Mehrbedarf gesichert ist,

• besonders in Deutschland der teure und ineffiziente Umbau des Energiesystems; mit der Tendenz der Umverteilung von unten nach oben,

• Veränderungen der Lieferketten, Exportmärkte, Rohstoff- und Energiemärkte, technologische Konkurrenz.

Angesichts dieser Belastungen sind die Rufe nach mehr Staatsschulden verständlich durch das Bestreben der Mittelschicht, sich die eigene finanzielle Handlungsfähigkeit zu bewahren. Gerne für Statuskonsum, Aktien- und Immobilienspekulationen. Und immer wieder gerne unter dem Vorwand "für unsere Kinder".

#sverige #schweden #deutschland #tyskland #statskuld #staatsverschuldung #reallöner #reallöhne

Neulich im Internet entdeckt (der Text kann frei heruntergeladen werden):
Pär Holmberg, Thomas P. Tangerås: "En teknikneutral elmarknad – med en effektiv elmarknadsdesign och nättariffstruktur", (SNS, 2023)

Vorgeschlagen wird, daß Produzenten und Verbraucher Störungen, u.a. durch Fluktuationen in Verbrauch und Produktion verursacht, bezahlen sollen. Produzenten von Stabilierungsleistungen sollten dagegen bezahlt werden. Ein Plädoyer für Technikneutralität: keine Bevorzugung oder Benachteiligung von Technologien aus ideologischen Gründen.

Mit den Erneuerbaren nimmt der Anteil fluktuierender Stromerzeugung zu, was zunehmend ein Problem für den Ausgleich Produktion - Verbrauch ist. Die Erneuerbaren stellen gegenwertig keine Blindenergie zur Stabilisierung bereit. Deshalb sollte ein Markt für Blindenergie geschaffen werden.

Die Hauptstromrichtung verlagert sich von Nord/Süd nach West/Ost, weshalb ein Netzausbau erforderlich ist. Es wird zunehmend schwieriger, die EU-Regel zu erfüllen, wonach mindestens 70% des Stroms über die Börse gehandelt werden soll. Besonders Großstädte sind von Netzengpässen betroffen.

Mit dem Ausbau der Erneuerbaren wächst das Interesse an der Produktion von Blindleistung. Neben der klassischen Lösung über die rotierenden Wellen großer Kraftwerke gibt es noch die Verfahren Synchronkompensatoren, STATCOM und SVC. Durch eine geringe Leistungsreduktion könnten WKAs möglicherweise billig genügend Blindleistung erzeugen. S. Qvist schätzt, daß 240 TWh erneuerbare Stromproduktion für 900 Mio Euro mit der erforderlichen Blindleistung versehen werden könnte.

In Tabelle 1 finden sich Angaben über die Zyklusverluste und Ansprechzeiten der Energiespeicher: Schwungmasse 1ms, Lithium 1s, beide Wirkungsgrad ca 90%. Wasserstoff-Brennstoffzelle 10 - 600 s, Wasserstoff-Gasturbine 1000s. Beide 30 - 35% Wirkungsgrad. Batteriespeicher könnten eine billige, zeitweilige Alternative für Netzausbau sein.

Nach Schätzungen würde die komplette Umstellung auf e-Mobilität Speicher über 114 TWh zur Verfügung stellen, was theoretisch den Landesbedarf über einige Stunden decken würde. Problem dabei die Steuerung & Vernetzung der Ladeeinrichtungen.

Wasserstoffspeicher können über längere Zeit speichern, jedoch mit bescheidenem Wirkungsgrad. Für die Industrie ist Wasserstoff essentiell. Die Nachfrageflexibilität kann ebenfalls zur Netzstabilisierung genutzt werden, ca 20 - 25%, setzt jedoch erhebliche finanzielle Anreize voraus, etwa mit Strompreisen aus dem Krisenjahr 2022.

Die Verbrauchsflexibilität könnte durch frequenzgesteuerte Verbrauchsgeräte, wie Kühlschränke oder Ladeeinrichtungen erhöht werden. Um das zu unterstützen, könnten solche Geräte subventioniert werden. Oder auch durch die Nutzung von zeitlich hochauflösenden Stromzählern, um auf Preissignale reagieren zu können.

Strompreiszonen: In Norwegen, Schweden, Dänemark, Italien. Nachteil: Die Absicherung von Strompreisen durch Finanzunternehmen wird durch die eingeschränkte Liquidität im Tarifgebiet erschwert. Eine Lösung wäre, daß Tarifgebiete mit Über- und Unterschuß vernetzt, und in beiden Gebieten die Strompreise abgesichert werden.

Innerhalb zu großer Tarifgebiete kann es zu Gegenden mit Unter- und Überproduktion kommen. "mothandel" [Gegenstromhandel?]: Der Netzbetreiber versucht eine Ausgleichsstrategie, indem im Gebiet mit Unterversorgung den Produzenten Prämien zuzüglich des Börsenpreises gezahlt wird; und in Gegenden mit Überschuß wird Strom gekauft.

Problem mit "mothandel": Produzenten nutzen einen Arbitrage-Effekt, indem sie Strom gegen Prämie teuer verkaufen, und anschließend billig zurückkaufen. Lösung: kleinere Tarifgebiete. Autoren schlagen alternativ vor, das Tarifgebiet durch Ausweitung der Prämien auf bereits gelieferten Strom zu differenzieren.

Bei einer gebietsinternen Netzüberlastung sollte eine variable Komponente auf den Strompreis aufgeschlagen werden, um damit die Netzentlastung zu finanzieren und Arbitrage-Probleme zu vermeiden.

In den USA gibt es großes Interesse an diesen Arbitage-Gewinnen. Deshalb beziehen sich dort die Strombörsen häufig nicht auf Tarifgebiete, sondern auf Netzknoten.

Mit dem Stromtransport über Tarifzonen hinweg werden Strukturproblem des Stromsystems sichtbar. Die Börsenstromdifferenz zwischen Tarifgebieten fällt nach den EU-Regeln dem Netzbetreiber zu, der diese Einnahmen zur Stabilisierung und zum Netzausbau verwenden soll. Bei zu großen Tarifgebiete werden Netzengpässe unsichtbar gemacht.

Die Strombörsen arbeiten gegenwärtig weltweit fast ausschließlich nach dem Prinzip der Grenzkosten. Nachteil: Bei mangelndem Angebot schießen die Preise nach oben. Vorteil: auch kleinere Anbieter können mit ihren operativen Kosten in den Markt eintreten. Die Handelsspanne der nordischen Börse liegt bei gechätzt 4%.

Akteure des Strommarktes müssen bei Verletzung ihrer vertraglichen Pflichen die entstehenden Kosten für die Bereitstellung der Regelenergie tragen, mFFR. Die Kosten für andere, kurzzeitige Störungen, FFR, FCR, aFFR, und der Netzfrequenz werden pauschalisiert den verantwortlichen Akteuren aufgeschlagen. Von den Autoren wird jedoch angeregt, daß im Interesse der Technikneutralität eine zielgenaue Zuordnung zu den Verursachern angestrebt werden sollte.

Durch den Ausfall großer Produktionseinheiten, z.B AKW, können schwerwiegende Störungen entstehen. Es werden deshalb Reservekapazitäten vorgehalten, die den Ausfall der größten Einheit noch ausgleichen können.

In Schweden wird tagsüber in der Winterzeit eine Zusatznetzgebühr erhoben, die sich an der Produktionsleistung orientiert. Für die Bereitstellung von Blindleistung sollte ebenfalls eine Gebühr erhoben werden.

Symmetrische Stromtarife könnten vorteilhaft sein. Wenn Verbraucher mit variablen Tarifen zeitweilig mehr bezahlen, dann sollte der Produzent davon profitieren. Dadurch werden Anreize beseitigt, an der Strombörse vorbei zu handeln oder unsinnige Investitionen in Speichertechnik zu unternehmen.

Die Absicherung von Strompreisen verbessert die Planungssicherheit. Der Staat sollte seinen Strombedarf über einige Jahre absichern, um damit die Erwartungen über die zukünftige Preisentwicklung transparent zu machen. Schweinezyklen im Stromsystem könnten damit vermieden werden. Auch wird dadurch das Risiko von temporär krisenhaft überhöhten Strompreisen gemindert, und Panikreaktionen, v.a. des Staates, vermieden.

Kapazitätsmarkt: Die Produzenten erhalten neben den Erlösen durch Stromverkäufe zusätzlich Geld für die Bereitstellung der Erzeugungskapazität. Nachteil: der Staat neigt dazu, zu viel Kapazität auszuschreiben und überschätzt die Zahlungsbereitschaft der Verbraucher, unterschätzt dagegen die Möglichkeit von Stromimporten und Marktflexibilität

Kapazitätsmärkte profitieren von einem unflexiblen, prognostizierbaren Verbrauch und einer planbaren Produktion. Jedoch gibt es die Tendenz, daß zu Krisenzeiten die vorgesehenen Kapazitäten nicht zur Verfügung stehen, und daß bei schwacher Konkurrenz die Kapzitäten bei den Ausschreibungen zu überhöhten Preisen gehandelt werden.

Weitere Nachteile eines Kapazitätsmarktes ist der große Bürokratieaufwand und das Risiko, daß die Einnahmen der Netzbetreiber gefährdet werden, die normalerweise durch den Stromtransport zwischen den Tarifgebieten generiert werden.

Ein "energy-only-market" [nur verkaufter Strom bringt Geld] hat dagegen den Vorteil, daß bei Stromengpässen und hohen Preisen die Produzenten interessiert sind, mit ihrer Produktion Geld zu verdienen. Zusätzliche Option: Reservekraftwerke, die normalerweise nicht produzieren und so den "energy-only-market" auch nicht stören.

Die Autoren plädieren dafür, daß der Staat nicht aus ideologischen oder fiskalischen Gründen bestimmte Technologien bevorzugt oder behindert. Technikneutraltät wird so verstanden, daß die marktmäßigen Stärken verschiedener Technologie genutzt werden sollten, um eine optimale Ressourcenallocation herbeizuführen.

#sverige #schweden #deutschland #tyskland #el #strommarkt #klimatomställning #energiewende

Neulich im Internet endeckt (der Text kann frei heruntergeladen werden):
David Sundén: "Från brunt till grönt. Bedömning av satsningarna på fossilfritt stål utifrån ett teknik- och marknadsperspektiv", (Skandinaviska Policyinstitutet, 2023).

In dieser Studie geht es um die Umstellung der schwedischen Eisenerz- und Stahlproduktion auf einen fossilfreien Betrieb. Betriebs- und marktwirtschaftliche Gesichtspunkte werden mitbetrachtet.

Die Umstellung in Schweden soll nicht über den Umweg von Erdgas als Energieträger geschehen, sondern mit Strom. Es gibt bisher keine Rentabilitätsuntersuchungen dieser nie vorher gesehenen enormen Investitionen.

Weltweit arbeiten die Stahlwerke mit HEMATIT, einem billigen und relativ eisenarmen Erz. Die Hochöfen sind im Durchschnitt jung, weshalb die Umstellung der Stahlproduktion global wohl nicht vor 2070 erfolgen wird.

In Schweden soll das DRI-Verfahren (direct reduction) mit Hilfe von Wasserstoff arbeiten, "MIDREX". Dafür werden sehr eisenhaltige Erze, bzw. Pellets benötigt, die auf dem Weltmarkt nur begrenzt zur Verfügung stehen und teuer sind. Schwedische Bergwerke müßten für deren Produktion kostenaufwändig ausgebaut werden.

Weltweit sind viele DRI-Projekte in Arbeit. Die Pellets werden dabei zu Eisenschwamm verarbeitet, der in einer nächsten Stufe zu Roheisen weiterverarbeitet wird. Die Preise für die benötigten DR-Pellets werden voraussichtlich stark steigen.

Gegenwärtig basiert die Produktion von Eisenschwamm auf Erdgas. Es sind deshalb Länder mit niedrigen Erdgaspreisen, wie Iran, Algerien, USA und Rußland, in denen die Eisenschwamm-Produktion konzentriert ist. Anteil an Stahlproduktion bisher vernachlässigbar, aber bis 2050 Produktionsausweitung voraussichtlich Faktor 3.

Es ist jedoch fraglich, ob nach 2030 das Angebot hochwertigen Eisenerzes oder DR-Pellets im freien Handel der steigenden Nachfrage im Bereich Eisenschwamm folgen kann. Gegenwärtig 75% der Eisenschwammproduktion in vertikal integrierten Konzernen mit eigenen Bergwerken.

Die DRI-Verfahren erfordern große Investitionen und sind abhängig von billigem Erdgas, bzw. Wasserstoff. Es besteht die Gefahr von Durchbruchinnovationen, die diese Nachteile vermeiden: Schmelzelektrolyse (BOSTON METAL), oder Schmelzreduktion (VOEST ALPINE).

Der Vorteil der Schmelzelektrolyse besteht darin, daß minderwertige Erze verwendet werden können und sehr reines Eisen erzeugt wird, ähnlich den Cu- und Alu-Schmelzen. Der Kaptalbedarf ist gering und die Anlagen können modular aufgebaut werden. Nachteilig ist die Abhängigkeit von einer stabilen Stromversorgung. Bis 2026 hofft BOSTON METAL das Verfahren kommerzialisieren zu können.

Ein weiteres Risiken besteht in der Entwicklung der schwedischen Strompreise, die diese ambitionierten Pläne schnell unrentabel machen können. Weiterhin könnte die Verfügbarkeit von Stahlschrott ein Risiko sein. Stahlschrott soll zu bis 50% neben dem Rohstahl in den Elektroöfen verwendet werden.

Weltweit sichern sich die größten Stahlkonzerne nicht nur ihre eigene Rohstoffbasis durch Investitionen in Bergwerke, sondern auch durch den Aufkauf von Firmen, die im Stahlschrotthandel aktiv sind. Vorangetrieben wird diese Entwicklung durch die zunehmende Verbreitung von Elektroöfen.

In Schweden sind es die Unternehmen HYBRIT, eine Projektgesellschaft von Vattenfall, LKAB (staatlicher Bergbaukonzern), und SSAB (quasi-staatlicher Stahlkonzern), sowie das private Startup H2GS, die an der grünen Umstellung arbeiten.

H2GS ist wie die traditionellen Stahl- und Hüttenwerke vertikal integriert: Eisenerzverarbeitung, Eisenschwamm-Erzeugung, Rohstahl, Stahlveredlung, Stahlverarbeitung.

HYBRIT dagegen nur Rohstahlerzeugung und -Veredelung. Die vorgelagerten Stufen übernimmt der Bergbaukonzern LKAB.

H2GS ist dadurch auf die Zugänglichkeit von hochwertigem Eisenerz (durch LKAB) angewiesen. Andernfalls müßten die DR-Pellets teuer aus Brasilien oder Kanada importiert werden. [Auch ein Problem der deutschen Stahlkonzerne bei der Umstellung]

Der Autor folgert, daß die enormen Investitionen in den beschriebenen zwei Projekten politisch motiviert sind. Eine verbesserte Konkurrenzfähigkeit oder verbesserte Stahlqualitäten sind nicht zu erwarten. Jedoch werden durch den enormen Kapitaleinsatz andere techn. Entwicklungspfade ausgeschlossen.

Der Autor erwartet auch nicht, daß grüner Stahl dauerhaft Premiumpreise erzielen kann. Weltweit arbeiten viele Firmen an der Umstellung. Weiterhin wird aus den Schwellenländern mit ihren jungen Hochöfen zukünftig ein Überangebot von braunem Stahl auf den Weltmarkt gelangen.

Dazu trägt bei, daß Stahl oft in standardisierten Qualitäten gehandelt wird, also im globalen Handel austauschbar ist - im Gegensatz zum Eisenerz. Dementsprechend hart ist die Konkurrenz. Aus (oft miltitär-) strategischen Gründen versuchen kleinere Produzentenländer die heimische Produktion zu bewahren.

Mit dem Ausbau des HYBRIT-Projektes steigt der Strombedarf, voraussichtlich auf 5 TWh, emtsprechend ca. 1.2 t Rohstahl, 75% davon für die Wasserstoffproduktion. SSAB will neben HYBRIT ebenfalls ausbauen: nochmals 5 TWh in Schweden und Finnland.

Desgleichen der Bergbaukonzern LKAB: bis 2030 sollen es 20 TWh für die Eisenschwammherstellung sein, 2040 40TWh, 2050 70 TWh, hauptsächlich für Wasserstoff. Über die Speicherung von Wasserstoff ist noch nicht entschieden. Es geht dabei um Investitionen von 12.6 Mrd Euro bis 2030.

Desgleichen das neugegründete Unternehmen H2GS. Bis 2026 2.5 Mio t Stahl und 10 TWh Strombedarf. Bis 2030 5 Mio t Stahl und 13 -17 TWh Strombedarf.

LKAB benötigt für die geplante Produktion von 5.4 Mio t Eisenschwamm ca 300 000 t Wasserstoff jährlich. Die gegenwärtig größten Elektrolyseure haben eine Jahrekapazität von 3000 t Wasserstoff. Um die Schwankungen des Strommarktes nutzen zu können, wäre eine Überdimensionierung der Wasserstoffproduktion und -speicherung notwendig.

Der stark anwachsende Strombedarf der genannten Firmen, besonders von LKAB mit bis zu 70 TWh, wird zu völlig veränderten Verhältnissen auf dem nordischen Strommarkt führen, mit der Gefahr steigender Preise und der Kannibalisierung. Für HYBRIT und H2GS wäre damit die Rentabilität stark gefährdet.

Der Autor erwartet intensive Forschungsanstrengungen der großen Stahlkonzerne zur CO2-Abscheidung an den klassischen Hochöfen, weil diese Hochöfen durchschnittlich noch weit vom normalen Lebensdauerende entfernt sind. Durch diese Anlagen wird voraussichtlich der zukünftige Stahlpreis bestimmt.

Für europäische Hersteller mit ihren Anlagen oft am Ende der Lebensdauer gibt es dann wohl nur die Chance, ihre Investitionen in den grünen Stahl durch herausragende Qualität oder extrem CO2-freie Produktionsweisen hereinzuholen.

Jedoch Gefahr, daß z.B durch Schmelzelektrolyse die bisherigen Strukturen sich grundlegend verändern können. Beispielsweise könnten diese modulare Anlagen und der niedrige Kapitalbedarf dazu führen, daß die Stahlproduktion sich in unmittelbare Nähe zu den Abnehmerunternehmen verlagert, z.B. Autoindustrie.

Ein Risiko für das private Unternehmen H2GS besteht darin, daß LKAB mit seiner Eisenschwammproduktion SSAB priorisiert. Damit wäre H2GS auf teure außereuropäsche Importe angewiesen, oder müßte durch Einsatz von mehr Schrott oder minderwertigen Pellets Qualitätseinbußen hinnehmen.

Voraussichtlich werden die Stahlhersteller SSAB und H2GS durch die begrenzte Verfügbarkeit von Eisenschwamm limitiert. Sie wären damit gezwungen, vermehrt Schrott einzusetzen, mit entsprechenden Qualitätseinbußen. Dazu kommt die begrenzte Schrott-Verfügbarkeit durch die Beherrschung des Marktes durch globale Konzerne.

Im Vergleich zu den schwedischen Firmen LKAB, SSAB, HYBRIT, H2GS haben die weltgrößten Stahlhersteller die finanziellen Möglichkeiten, eine Risikostreuung zu erreichen, indem sie in verschiedene Technologien der grünen Umstellung investieren.

#sverige #schweden #deutschland #tyskland #klimatomställning #klimaumstellung #stål #stahl

Kürzlich im Internet entdeckt (der Text kann frei heruntergeladen werden):
"EN NY ERA FÖR ELMARKNADEN & ENERGIPOLITIKEN", (ELS, 2023)

Mit der Energiewende machen sich negative Erscheinungen wie volatile Preise und Stromerzeugung, Marktungleichgewichte bemerkbar. Hinzu kommen steigende Strompreise in der Folge des Ukrainenekriegs ...

Die Rahmenbedingung für die Energiewende in Europa ergibt sich aus dem stetigen Wirtschaftswachstum der Schwellenländer, einem abnehmendem Wirtschaftswachstum Europas. Damit sind Fragen der Ressourcen- zugänglichkeit für die Energiewende und der globalen Energiemärkte verbunden, aber auch die der Selbstversorgung.

Verschärft wird die Situation durch Chinas starke Stellung in Technologie und Produktion bei Solar- und Windkraft. Desgleichen Kerntechnik. Für Europa bedeutet das, eine Balance zu finden zwischen den Kosten der Energiewende, und einer daraus entstehenden Importabhängigkeit.

Aus dem Diagramm Seite 23 (pdf), S. 18 (Papier) ist zu ersehen, daß bis 2020 eine deutliche Preissenkung chinesischer Solarpanele stattgefunden hat, die jedoch danach stagniert. Zwischen 2020 und 2021 gab es deutliche Preissenkungen für chin. WKAs, die in abgeschwächter Form sich auch danach fortsetzten. Europäische WKAs werden jedoch teurer. Der Preis von chin. WKAs liegt gegenwärtig bei ca. 45% der europäischen WKAs.

Der Bau von Atomkraftwerken hat sich nach Asien verlagert. Seit 2017 sind 31 Projekte begonnen worden, davon allerdings nur 4 von Herstellern außerhalb von Rußland und China. Die meisten Reaktoren werden gegenwärtig in China und Südkorea gebaut. Einige aber auch in der Türkei, Indien, Rußland und UK.

Die Solarenergie dominiert global beim Zuwachs. Der Zuwachs von WKAs hat dagegen 2022 an Anteil verloren, 50%, vor allem durch Probleme bei der offshore-Windkraft. Grundsätzlich besteht eine starke Abhängigkeit der Investitionen in diesem Bereich von den politischen Vorgaben.

Bei den CO2-freien Energie-Investitionen liegt China etwa gleichauf mit den entwickelten Ländern. Bei der Kernenergie etwa um 25% niedriger.

Der große Kapitalbedarf bei Kernenergie-Investitionen und offshore-WKAs wird durch die langen Kapitalbindungszeiten verschärft. Für private Investoren ist es schwierig, die damit verbundenen Risiken zu tragen. Staat und Markt müssen dabei kooperieren.

Mit der Corona-Zeit gab es, mit Ausnahme von 2021, einen kontinuierlichen Verbrauchsrückgang elektrischer Energie - im Gegensatz zur übrigen Welt. Besonders deutlich bei stromintensiven Industrien und mit entsprechenden Produktionsrückgängen: Chemie, Zellstoff-Papier-Pappe, Stahl, Aluminium.

Die Klimaumstellung überfordert marktwirtschaftliche Akteure, auch wegen unzureichender Preissignale. Gefordert ist ein proaktiver Staat, der sich die Risiken mit privaten Investoren teilt: Planung, Implementierung, Projektverfolgung. Effizenz und Sinnhaftigkeit der Investitionen sind damit gefährdet.

Nach Meinung der Autoren ist eine zügige Klimaumstellung ein Standortvorteil, weil sich daraus Planungssicherheit für die Investoren ergibt. Damit Vorteile bei der Konkurrenz um Investitionen und Kapital.

Es wird konstatiert, daß nahezu alle Regierungen verbindliche internationale Abkommen über die Klimaumstellung geschlossen haben. Diese müssen in nationale Regelwerke umgesetzt werden. Damit Begünstigung zentralisierter Entscheidungsstrukturen. Tendeziell werden Regionen und Kommunen zu Transmissionsriemen.

In der Abbildung auf S. 41(pdf), S. 36(papier) werden Prognosen für die Kosten der verschiedenen CO2-freien Energiequellen zusammengestellt. Demnach weisen alle Quellen fallende Kosten auf. Besonders ausgeprägt ist das bei schwimmenden offshore-WKAs, weniger stark ausgeprägt bei konventionellen offshore-WKAs. Die teuerste Energiequelle nach Diagramm ist die konventionelle Atomkraft, gefolgt von den SMRs. Die billigste Quelle ist die Photovoltaik, gefolgt von onshore-WKAs. Der Strompreis wird marktmäßig bis 2030 geringfügig sinken, um dann wieder auf das Niveau von 2023 zu steigen. Erst um 2040 werden die Produktionskosten für die offshore-WKAs auf das Niveau des nordischen Marktpreises für Strom gefallen sein.

Besonders in Deutschland Subventionierung der Erneuerbaren Energien u.a. durch Abschreibungsregeln. Nach Meinung der Autoren werden dadurch die Subventionen im Steuersystem versteckt und öffentlichen Debatten entzogen.

In Schweden werden el-Zertifikate auf der Ebene der Stromversorger zur Unterstützung der Erneuerbaren verwendet. Der Vorteil: marktwirtschaftliche Mechanismen beim Zertifikatehandel führen zu Effizienz.

Preisbasierte Systeme:
FiT (Feed-in-tariffs): Subvention für erzeugte Einheit über vorbestimmte Zeit. Unflexibel, fördert nicht Effizienz und ist teuer für den Staat.
PPA (PowerPurchaseAgreements): Lieferverträge Stromerzeuger / Abnehmer. Kann Preisentwicklung am Markt nicht dauerhaft kontern. Besonders, wenn die Eigenkosten nicht eingespielt werden können, oder die Marktpreise dauerhaft hoch sind.
FiP (Feed-in-Premiums) Produzent verkauft zu Markpreisen und erhält zusätzlich variable oder feste Förderung für jede produzierte Einheit.
CfD (Contracts-of-Difference) Z.B. garantiert der Staat einen Mindestpreis, gleicht also die Differenz zum Marktpreis aus, wenn der Marktpreis zu niedrig ist.

Der Marktpreis orientiert sich an den kurzfristigen Marginalkosten, den Kosten für eine zusätzliche
Produktionseinheit. Anscheinend nicht an den jährlichen Selbstkosten. Deshalb Kannibalisierung der WKAs.

Nach Meinung der Autoren ist ein konkurrenzgetriebener Markt für Reservekapazitäten und Stabilisierungsdienstleistungen vorteilhafter gegenüber einem Ausschreibungs-System, da bei letzterem fossile Kraftwerke bevorzugt werden. Bis zum Ukrainekrieg beabsichtigte die EU, Reservekraftwerke nicht mehr zuzulassen.

Die Rotationsenergie der Kraftwerke, v.a. auch der AKWs, liefert wertvolle Beiträge zur Netzstabilisierung. Mit einem Markt für solche Dienstleistungen könnten beträchtliche Einnahmen erzielt werden.

Mit der RED-III-Direktive der EU haben sich viele Länder verpflichtet, 42.5% Erneuerbare bei der Strom- produktion bis 2030 zu erreichen. Es gibt die Möglichkeit, gegen finanziellen Ausgleich sich die Quote anderer Länder anrechnen zu lassen. Frankreich versucht, seine CO2-freie Stromproduktion sich anzurechnen.

Die EU-Kommission sieht die Bedeutung von Preissignalen auf dem Strommarkt. Künstlich beeinflußte Preise / Stromdeckel werden kritisch gesehen, weil dadurch neuen Akteuren der Marktzugang erschwert wird und Nachfrage / Angebot aus dem Gleichgewicht geraten kann. Aus sozialen Gründen kann das jedoch zulässig sein.

Eine Übersicht auf S. 74(Papier), bzw. S. 79(pdf) über administrative Maßnahmen der Stromwende. Deutschland und Frankreich liegen fast gleichauf und an der Spitze der betrachteten Länder. Schweden und Niederlande dagegen fast gleichauf an letzter Stelle. Niederlande arbeitet auf die Speicherung von Wasserstoff hin.

Schweden und UK liegen in der Energiepolitik nahe beisammen, weil beide Länder marktnahe Lösungen bevorzugen.

Dänemark: Zentral festgelegte Ziele. Dezentrale Umsetzung. One-stop-shop für offshore-WKA. Subventionen für Solar- Biogenergie- onshore-WKA soll zwischen 2022 - 2024 auslaufen, und wird für offshore-WKAs angestrebt.

Finnland: Förderung von Solar- Wind- und Bioenergie ist 2017 - 2019 ausgelaufen. Vorhandene Anlagen werden noch über 12 Jahre gefördert. Investitionen häufig im MANKALA-Modell: nicht gewinnorientierte Genossenschaften von Stromerzeugern, Kommunen und stromintensiver Industrie. Besonders im AKW-Bereich.

Frankreich: 2017 wurde ein Kapazitätsmarkt eingerichtet. Verkürzte Genehmigungsverfahren für Wind- & Solarkraft, sowie Wasserstoff. Für Wind- und Solarkraft gibt es ein CfD-System, für Wasserstoff ein Auktionssystem. Ziel ist, bis 2026 ca. 1GW Wasserstoff, gefördert mit 4 Mrd Euro. Erzeugung, Distribution und Lagerung von grünem Wasserstoff soll bis 2023 mit 175 Mio Euro gefördert werden. Geplant 6 neue AKWs, für die ein CfD-System vorgesehen ist.

Deutschland: 2015 wurde die Option eines Kapazitätsmarktes verworfen. Allerdings existieren Reservekraftwerke. Der BDEW (Branchenorganisation der Stromerzeuger) plädiert jedoch für einen Kapazitätsmarkt bis 2030. Nach Abschaltung der letzten AKWs plant die Regierung die Einrichtung von 25GW
Reservekraftwerken. Der BDEW und die Studienautoren bezweifeln, daß Kosteneffizienz, Versorgungssicherheit und Integration der Erneuerbaren gesichert sind. Weiterhin scheint der Ausbau der Stromerzeugungskapazität fraglich.

Niederlande: CO2-freie Stromerzeugung bis 2035. Zentrale Festlegung der Ziele. Die Realisierung wird den Regionen überlassen. 4 GW Solar- und onshore-WKA bis 2030. 8 GW bis 2032. Offshore-WKA 49 GW bis 2030.

Großbritanien: Führte 2014 einen Kapazitätsmarkt ein, der von der EU abgelehnt wurde. 2019 jedoch Genehmigung mit einem Auktionsverfahren. RAB-Modell nach Rückzug von Investoren aus den AKW-Projekten. Dabei wird, ähnlich zu den früheren Gas- Wasser- Strommonopolen, von den Verbrauchern eine staatlich genehmigte Gebühr erhoben, die Kosten und Rendite der Investoren abdecken sollen. Mit der dezentralisierten Genehmigung von onshore-WKAs ist ein Rückgang des Neubaus zu beobachten. Lokaler Widerstand gegen die Projekte, aber auch Überforderung der lokalen Behörden beim notwendigen Netzausbau sind die Gründe dafür.

Schweden:
Ausbau der Wasserkraft in den 1920 / 30 Jahren, u.a. als Teil der Arbeitsmarktpolitik. Die Elektrifizierung des ländlichen Raumes war ein Anliegen des schwedischen Volksheims; Interessenausgleich Stadt - Land. Der Staat unterstützte die Entwicklung mit Krediten, Subventionen und Kreditgarantien. Das Risiko wurde von Kommunen, stromerzeugenden Unternehmen und den industriellen Stromverbrauchern gemeinsam getragen. In Krisenzeiten arbeits- und sozialpolitisch motiviert.

Kernenergie war bis in die 1970er-Jahre eine politische Frage. Bedeutungswandel mit der Ölkrise. Daneben entwickelte sich die Umweltbewegung. In der Folge kam es zu einem stop & go-Betrieb.

Mit der EU-Mitgliedschaft gab der Staat seine Rolle als Eigentümer und Stromerzeuger zugunsten von Marktüberwachung und Regelsetzung auf.

Förderung der Windkraft anfangs, ab 1991, mit einem 25%-Investitionszuschuß. Ab 2003 el-Zertifikate, wodurch Investitionen in die Windkraft vorangetrieben wurden. Mit dem Ausbau der WKAs wurde die Quote für die Stromversorger jedoch nicht angepaßt. Damit erreichte der Zuwachs 2015 - 2017 ein Plateau.

Das PPA-Konzept ist wenig geeignet als ein Geschäftsmodell für große Kapitalinvestitionen. Die langfristigen Kapitalkosten übersteigen oft die Zahlungsbereitschaft der Kunden. Die volatile Produktion von Windkraft und die volatilen Marktverhältnissen erschweren die Stromproduktionen. In Schweden sind die PPAs etabliert.

#sverige #schweden #deutschland #tyskland #el #stromproduktion #klimatomställning #energiewende

Neulich im Internet entdeckt (der Text kann frei heruntergeladen werden. Zusammenfassung bis S. 76):
" Rapport 2022:02 . Elektrifiering och europeisering: En samhällsekonomisk konsekvensanalys med fokus på elintensiv verksamhet", (Myndigheten för tillväxtpolitiska utvärderingar och analyser, 2022)

Betrachtet wird die Wechselwirkung Strommarkt, Europasierung und Ökonomie. In den Simulationen am Ende der Studie wird angenommen, daß im Jahr die Klimaumstellung in Schweden plangemäß durchgeführt wurde. Der historische Standortvorteil niedriger Strompreise ist durch den europäischen Stromverbund gefährdet.

In Erwartung steigender Strompreise prognostizieren die Autoren eine Verlagerung von Kapital, Arbei von der stromintensiven Industrie zu der expandierenden stromerzeugenden Industrie. Die Volatitilät der Strompreise wird zunehmen, die Zuverlässigkeit der Stromversorgung wird abnehmen.

Stromsubventionen exportorientierter Unternehmen sind fragwürdig. Die Subventionen führen oft zur Benachteiligung anderer Unternehmen. Das Beispiel der Rechenzentren der Internetkonzerne zeigt, daß politisch prestigevolle Projekte zu keinen adäquaten Steuereinnahmen führen.

Die Ausbreitungseffekte von gezielten (Steuer-)Subventionen, z.B. für Rechenzenter oder Batteriefabriken) werden oft überschätzt. Das Umfeld profitiert oft weniger als gedacht. Schweden untersützt wie andere Länder seine Industrie durch Stromsteuersubventionen.

Die Energiewende hat weniger mit finanziellen Fragen zu tun, sondern eher mit Entscheidungen über die Verwendung knapper Ressourcen. Preise geben Anhaltspunkte über die Ressourcenverfügbarkeit. Die Autoren weisen auf das Kaldor-Hicks-Kriterium hin (-> WIKI) für ökonomische Transformationen.

Der heutige Wohlstand Schwedens beruht historisch zu einem großen Teil auf seinen niedrigen Stromkosten, was durch gezielte staatliche Förderung entsprechender Industriebranchen verstärkt wurde. Die in Schweden vorhandene Industriestruktur ist ein Relikt dieser Vergangenheit.

In einem geschichtlichen Rückblick wird beschrieben, daß um 1900 die Elektrifiziering Schwedens fast ausschließlich Beleuchtungszwecken diente. Bis 1960 erreichte der Ausbau der Wasserkraft nahezu seinen Abschluß. Ab 1963 und in den 1980er Jahren wurde die Atomkraft ausgebaut, fast 50% Stromproduktion. Ab ca 2010 kam die Windkraft hinzu, begleitet von einem (politisch gewollten) Rückgang der Kernenergie.

Vor 2011 war Schweden wechselnd Stromimporteur und Stromexporteur. Danach fast durchgehend Nettostromexporte als Folge abnehmenden Stromverbrauchs der Industrie und einer gesteigerten Stromproduktion durch die Windkraft. Das System der el-Zertifikate hat das begünstigt.

Mit der Atomenergie stieg die Stromproduktion und der private Verbrauch nahm zu: 1980 entfielen auf die Industrie ca 50% des Stromverbrauchs. Wohnen & Service ca. 35%. Im Jahr 2019 war die Situation umgekehrt: 35% Industrie, 50% Wohnen & Services.

Systempreis bezieht sich auf den Preis ohne Transporthindernisse. In den 00er-Jahren entwickelten sich die Strompreise Haushalte / Idustrie auseinander. Von früher ca. pari zu einem Preisverhältnis von ca. 3:1 durch unterschiedliche Netzabgaben und Steuern.

Die Strombörse Nordpool umfaßt den skandinavischen Strommarkt, Schweden & Norwegen seit 1996, Finnland 1998, Dänemark 2000 . Der Stromhandel erfolgt nach dem Merit-of-Order-System. Maßgebend sind meist die operativen Kosten der Anbieter, nicht die Selbstkosten.

Die Netzanschlußmöglichkeiten hinken in Schweden dem Bevölkerungswachstum und der expandierenden Industrie hinterher. Wohnsiedlungen und Betriebe konnten deshalb oft nicht gebaut werden. Der Ausbau der Wasserkraft fraglich, weil Umweltschutzgesichtspunkte und EU-Regeln dem entgegenstehen.

In Fig_3.16, S. 46(Papier), S. 47(pdf) sind die EU-Industriestrompreise für stromintentensive Unternehmen im Jahr 2020 dargestellt. Deutschland hat mit über 140 Cent / KWh ca. doppelt so hohe Preise wie Schweden oder Frankreich. Die höchsten Strompreise finden sich in Dänemark, mehr als 220 Cent / KWh. Allerdings vermuten die Autoren, daß durch geheimgehaltene Stromsteuersubventionen die Preise EU-weit für die stromintensive Industrie ähnlich sind.

Grundstoffindustrie in Schweden: im Wesentlichen Stahl- und Eisen, Bergbau, Zellstoff / Papier / Pappe. Beschäftigtenanteil ca. 3.5% insgesamt, 22% der Industrie. Faktor 2.9 Jobs außerhalb. Direkte und indirekte Wertschöpfung der Grundstoffindustrie in Schweden 4.5% insgesamt, 23% Wertschöpfung der Industrie. Multiplikatorfaktor der Wertschöpfung 2.4, dh für jede Krone direkt werden zusätzlich 1.4 extra geschaffen. 90% davon in Export. Damit 20% der schwedischen Exporte. (2018)

Forstindustrie umfaßt Holzverarbeitung, Papier / Pappe / Zellulose, Waldwirtschaft. Gegenwärtig die am meisten stromintensive Industrie Schwedens. Beschäftigtenanteil ca. 2%. Multiplikatorfaktor Beschäftigten ca. 2.5 , vor allem durch die vielen Vorprodukte und Transportanforderungen in der massa-Industrie. Wertschöpfung ca. 2.5% gesamt an der schwedischen Wertschöpfung. Multifaktor Wertschöpfung ca. 2.5 . Exportanteil der Branche ca 85%, entsprechend 10% der schwedischen Exporte.

Stahl- und Metallindustrie: Beschäftigtenanteil ca. 1.5%, Multifaktor 2.9 . Die meisten indirekten Jobs jedoch im Bereich Recycling und Sanierung. Wertschöpfungsanteil insgesamt 1.3%, Multifaktor 2.7 . Exportanteil der Stahl- Eisenindustrie 96% , entsprechend 7% der gesamten schwedischen Exporte. Der Energieverbrauch der massa-Industrie beträgt 50 TWh, davon 2 TWh fossil, der Rest Holz, Rinde und Lauge. Die massa-Industrie liefert 35 TWh Biobrennstoffe aus Holz, Rinde, Restholz (GROT). Stromverbrauch massa-Industrie ca 2018 ca 11 TWh, Stahl- und Eisenindustrie ca 4 TWh, Chemieindustrie ca 3.5 ThWh.

Die Stromintensität, Wertschöpfung / Stromverbrauch, hat in Schweden abgenommen. Industrieweit zwischen 2004 - 2016 um ca 40 %, Stahlindustrie ca 52%. Stahlindustrie relativ unempfindlich gegen Strompreiserhöhungen, schlechte Substituierbarkeit Strom - Kapital & Arbeit. Chemieindustrie etwas stärker beeinflußt.

Zur Beschreibung der Belastungen durch Stromausfälle gibt es zwei Kriterien: VoLL, Value-of-Lost_load, Kosten für eine ausgefallene KWh. Wird oft verwendet, um Rangordnungen bei Lastabwürfen zu bestimmen. Und CpH, Cost-per-Hour, die Kosten für eine Stunde Stromausfall. CpH nimmt mit Betriebsgröße meist zu, anscheinend aber relativ konstant pro Angestellter. CpH liegt oft Investitionsentscheidungen zugrunde.

Mit der gesteigerten Energieeffizienz haben die VoLL-Werte der Industrie i.a. zugenommen. Die höchtsten VoLL-Werte haben die Elektronik- und die Maschinenindustrie. Stromintensive Industrien haben meist einen geringeren VoLL.

Mit der Klimaumstellung wächst der Stromverbrauch durch Substition fossiler Energien und durch neue Anwendungen. Die Autoren halten die neuen Anwendungen für derzeitig nicht rentabel, es gibt nicht genügend Daten über die Kosten.

Für die Simulation von Angebots- und Nachfrageszenarien verwenden die Autoren ein CGE-CERE-Modell. Der Strommarkt gehorcht einem "Kupferplatten"-Modell, d.h. die Elektronen bewegen sich quasi ungehindert durch die EU. Simuliert werden auch die Import- und Exportmärkte. Das 40%-Reduktionsziel für Schweden ist 2030 bereits erreicht, desgleichen die 25% für die EU, entsprechend Fit-for-55.

Die Autoren gehen davon aus, daß die USA und der Rest der Welt der europäischen Klimaumstellung hinterherhinken. Bedingt durch die Kostenbelastungen werden in der EU die ökonomischen Aktivitäten [Binnenachfrage?] abnehmen und die Exporte nach den USA und den Rest zunehmen.

Die Handelsbeziehungen werden in zwei Alternativen simuliert: SOE, kleine-offene-Ökonomie. Die Preise sind durch den internationalen Markt gesetzt und können nicht von Schweden beeinflußt werde. MRT, multi-regionaler-Handel. Kostenerhöhungen können auf Verkaufspreise übergewälzt werden. Für Schweden wird ein Nachfragerückgang im 1/10 %-Bereich prognostiziert. Im SOE ca doppelt so hoch wie im MRT. Für Deutschland führt die fossile Abhängigkeit zu Werten weit über EU-Durchschnitt.

Die Belastung der Industrie durch hohe Strompreise hängt davon ab, inwieweit die Kostensteigerungen auf die Preise übergewälzt werden können. Haushalte mit niedrigem Einkommen sind durch hohe Strompreise besonders betroffen. Jedoch wäre das in Schweden mit steigenden Stromexporten verbunden. Der damit entstandene Wohlfahrtsgewinn könnte zur Kompensation besonders betroffener Haushalte verwendet werden -> Kaldor-Hicks-Kriterium. Ein verlangsamter Ausbau der transnationalen Stromnetze würde einkommensschwachen Haushalte in Schweden zugute kommen.

Die Investitionen der Klimaumstellung werden zum großen Teil durch öffentliche Mittel finanziert. Es sollten deshalb der Öffentlichkeit auf eine transparente Weise Daten über die Rentabilität zur Verfügung gestellt werden. Auch sollte eine "second-opinion" institutionalisiert werden, um die betriebswirtschaftlichen und gesellschaftlichen Folgen der Investitionen zu beleuchten.

#sverige #schweden #deutschland #tyskland # el #energiewende #klimatomställning

Neulich im Internet entdeckt (der Text kann frei heruntergeladen werden):
" Rapport 2023:11 . Näringspolitik, konkurrenskraft och elpriser: Elintensiv industri i Sverige och Tyskland", (tillväxtanalys, 2023).

Deutschland ist der wichtigste Handelspartner Schwedens mit einer ähnlichenn Industriestruktur. In der Studie wird verglichen, wie die Industrie gegen zu hohe Stromkosten geschützt wird. Das auch unter dem Gesichtspunkt, wie die Konkurrenzfähigkeit und der Wohlstand Schwedens durch steigende Strompreise beeinflußt wird.

Generell hat Deutschland deutlich höhere Strompreise als Schweden, hat aber trotzdem in der Vergangenheit die Konkurrenzfähigkeit seiner Industrie bewahren können. Begünstigt wird Deutschland durch seinen größeren Binnenmarkt und durch Skaleneffekte einer großvolumigen, aber relativ anspruchsloser Massenproduktion.

Schweden außer hat dagegen außer den niedrigeren Strompreisen den Vorteil einer besseren Rohstoffbasis bei Erzen und Zellulose-Vorprodukten. Zudem hat Schweden sich besonders im Bereich Eisen / Stahl auf eine höherwertige Produktion mit niedervolumigen Nieschenprodukten spezialisiert.

Deutschland hat zum Schutz seiner Industrie ein System mit einer Vielzahl von Ausnahmeregelungen und wirtschaftspolitischen Spezialregeln aufgebaut.

In Schweden dagegen hat man sich für allgemeine Steuererleichterungen entschieden, verbunden mit dem System der el-Zertifikate und Subventionen. Für die stromintensiven Branchen wird versucht, die Stromsteuersätze möglichst niedrig zu halten.

Das deutsche System mit anlagenspezifischen Unterstützungsmaßnahmen war in der Vergangenheit auch in Schweden gebräuchlich, wurde aber zugunsten des jetzigen, durch seine Effizienz mehr vorteilhafteren Systems aufgegeben.

In Deutschland gibt es nach Meinung der Autoren mit dem jetzigen System mehr Variationen im Strompreis zwischen den verschiedenen stromintensiven Industrien als in Schweden. Jedoch hat dieses System den Vorteil der präziseren Zielsetzung, auch in Hinblick auf Verteilungseffekte.

In Schweden wurde früher versucht, die Klimaumstellung voranzutreiben durch Umschichtung der Steuern von Arbeit auf CO2-Ausstoß. Das hat sich nicht bewährt, weil durch zahlreiche Ausnahmeregeln die begünstigten Unternehmen ihre Produktion und damit den CO2-Ausstoß erhöhen konnten.

In Deutschland wird die Energiewende durch ein komplexes System von Abgaben für Unternehmen und Privathaushalte finanziert. Die Belastungen der Unternehmen bestimmen sich nach verschiedenen Faktoren, z.B. Größe des Stromverbrauchs. Auch gibt es eine Liste mit Sektoren, gestaffelt nach der Neigung, ins Ausland zu verlagern. Auch diese Unternehmen genießen allerlei Privilegien bei der Befreiung von Abgaben zur Energiewende.

Verschiedene Unternehmen können sich so deutlich in ihren Abgabenlasten unterscheiden. Zudem hat Deutschland der EU-Kommission die Erlaubnis für ein 27.5 Mrd. Euro Subventionspaket für industrielle Großstromverbraucher abgerungen.

Die Autoren erklären sich für außerstande, das deutsche System der Ausnahmeregeln in seiner Gesamtheit durchschauen zu können. Klar ist, daß Großverbraucher von den Abgaben freigestellt werden. Die Begründung ist nicht immer klar, weil Konkurrenzfähigkeit von vielerlei Faktoren abhängig ist. Die Kosten der Energiewende werden somit in Deutschland vor allem Gewerbeunternehmen und Privathaushalten aufbebürdet.

Schweden hat sich dagegen für ein einheitliches Besteuerungssystem der stromintensiven Industriebranchen entschieden. Der Vorteil ist eine höhere Transparenz, mehr Effizienz, und daß die Unternehmen die Orientierung erleichtert wird.

Damit unterscheiden sich Deutschland und Schweden dadurch, daß für schwedische Unternehmen im Wesentlichen der Preis an der Strombörse maßgeblich ist, deutsche Unternehmen dagegen werden durch die zahlreichen und schwer durchschaubaren staatlichen Regeln bestimmt. Zudem ist mit dem deutschen System ein enormer administrativer Aufwand verbunden.

Direkte staatliche Subventionen waren in den 1970 / 80er Jahren ein Mittel, krisenbedrohten Unternehmen zu helfen, z.B Stahl, Werften, Bergbau, Forstwirtschaft. Darauf entfielen in Schweden zeitweilig 1% des BNP, allerdings wurden die Mittel oft zur finanziellen Rekonstruktion verwendet, z.B zur Unternehmensentschuldung.

Mit der Globalisierung und Klimaumstellung werden Unternehmen und Wirtschaftsprojekte unter mehr strategischen Gesichtspunkten gesehen, um die nationale Konkurrenzfähigkeit
im globalen Zusammenhang zu stärken. Beispiel Grüner Wasserstoff oder die US-Initiative IRA. Damit Abkehr von der ursprünglich nationalen Fokussierung auf Krisen.

Es ist schwierig Konkurrenzfähigkeit zu definieren, weil dadurch strukturelle Veränderungen der Wirtschaft schlecht erfaßt werden. Beispielsweise können Wohlfahrtsgewinne entstehen, wenn Ressourcen von Krisenbranchen auf Zukunftsbranchen übertragen werden. Die Autoren plädieren auch aus diesem Grund für den Ausbau von Forschung & Entwicklung.

Gegenwärtig sind nach den EU-Marktregeln direkte Unterstützungsmaßnahmen für einzelne Unternehmen nicht mehr zulässig, jedoch bemerken die Autoren zahlreiche Ausnahmen. Als Beispiel für die flexiblere Sich auf Subventionen wird der Versuch von R. Habeck angeführt, einen 6-Cent Industriestrompreis einzuführen; kaum konsistent mit EU-Regeln.

Zusammenfassend stellen die Autoren fest, daß die Übernahme des deutschen Modells für Schweden keine Effizienzvorteile hat. Vielmehr sollte Schweden das jetzige System weiter ausbauen und transparente, zielführende Steuerregelungen einführen.

Mit den steigenden Strompreisen bemerken schwedische Unternehmen immer mehr, wie ausländische Regierungen für vergleichbare Unternehmen in ihren eigenem Staatsbereich "gute
Rahmenbedingungen" zu schaffen versuchen, dh. durch Sondervorteile diesen Unternehmen Vorteile zuzuschanzen. Beispiel "elprisgaranti", also Strompreisbremse in Deutschland.

Voraussichtlich werden die Strompreise in der EU sich angleichen. Schweden verliert damit den Standortvorteil niedriger Strompreise. Die Veredelung des schwedischen Stroms in der Industrie wird weniger, der Stromexport dagegen mehr lukrativ. Es wird auf die historische Bedeutung des Außenhandels für den wirtschaflichen Fortschritt Schwedens hingewiesen.

Die Studienautoren haben versucht, die Anteile einiger Industrienbranchen an der gesamten industriellen Wertschöpfung in Schweden und Deutschland zu vergleichen.

Die Ergebnisse sind in Diagramm Figur_4.1 dargestellt, S. 32. Desgleichen die Kostenanteile für Elektroenergie in den ausgewählten Industriesektoren in Diagramm Figur_4.2, S. 33. Desgleichen die Kostenanteile für Arbeit in den ausgewählten Industriesektoren in Diagramm Figur 4.3 auf Seite 34. Die hellen horizontalen Striche in den dunkelen Boxen symbolisieren die Medianwerte, die Länge der dünn ausgezogenen vertikalen Balken die Variation über den Zeitraum 2007 - 2020.

Im Ergebnis sind die Industriebranchen Fahrzeuge, Chemie, Lebensmittel, Metallverarbeitung, Holzverarbeitung im Bereich 0.5% - 4%. Höhere Kostenanteile für Elekroenenergie weisen die Branchen Zellstoff, Papier & Pappe, Eisen & Stahl auf, ca. 8 -10 Prozent. Die Branche Basismetalle erreicht in Deutschland ungefähr 5 % . Die Ausgaben in Deutschland für den Strom sind in den meisten Branchen höher als in Schweden, aber typisch < +33%, bezogen auf den schwedischen Kostenanteil.

Der Anteil der Arbeitskosten variert weniger über die Zeit als die Elektrokosten. Weiterhin unterscheiden sich die Werte für Schweden und Deutschland weniger als diejenigen für die Elektrokosten.

In Diagramm Figur 4_4 auf S. 35 werden die Industriestrompreise für Schweden, Deutschland und durchschnittlich EU dargestellt. Es zeigt sich, der Industriestrompreis in Schweden über den Beobachtungszeitraum immer niedriger ist als der EU-Mittelwert, der deutsche Wert dagegen immer über dem EU-Mittelwert liegt. Ab etwa 2021 nähert sich der deutsche Industriestrompreis dem EU-Wert an, bei beiden gibt es rasante Preiserhöhungen.

In Diagramm Figur 4.5 wird exemplarisch für Schweden und Deutschland die Wertschöpfung in der Eisen / Stahlindustrie sowie der Basismetallindustrie dargestellt. Die Wertschöpfung pro Beschäftigter ist in Schweden durchgängig höher als in Deutschland. Die Autoren nehmen das als Plausibilitätsnachweis für ihre These, daß die deutsche Industrie durch die hohen Stromkosten in eine großvolumige Massenproduktion abgedrängt wurde, um durch Skaleneffekte die hohen Stromkosten kompensieren zu können. Dadurch wiederum ist die deutsche Industrie durch ansteigende Stromkosten besonders gefährdet.

In den letzten Abschnitten der Studie wird mit Hilfe ökonomischer Modelle und Computersimulationen untersucht, welche Auswirkungen es auf die Wohlfahrt hat, wenn der Export billigen schwedischen Stroms begrenzt wird, um Preissteigerungen im Inland zu vermeiden. Oder die Perspektiven, durch Lohn- oder Produktsubventionen Preissteigerungen im Strommarkt durch ungehinderten Stromexport zu kompensieren.

Die Autoren plädieren für den Freihandel mit Elektroenergie. Ihrer Meinung ist das die vorteilhafteste Variante unter dem Gesichtpunkt der Wohlfahrtssteigerung. Auch empfehlen sie, die Energiesteuern generell abzuschaffen, um das System der Ausnahmeregelungen zu beenden. Klimaneutralität kann auch durch CO2-Abgaben auf EU-Ebene erreicht werden.

#sverige #schweden #deutschland #tyskland #el #stromerzeugung

Neulich im Internet entdeckt (der Text kann frei heruntergeladen werden):
Christoph Hank, Marius Holst, Connor Thelen, Christoph Kost, Sven Längle, Achim Schaadt, Tom Smolinka: "Site-specific, comparative analysis
for suitable Power-to-X pathways and products in developing and emerging countries ", (Fraunhofer-ISE, 2023).

Im Folgenden eine Zusammenfassung bis Seite 92. Die Themen Methanol- und Kerosin-Synthese und CO2-Gewinnung aus Luft (DAC) werden in der Zusammenfassung ausgeklämmert.

Mit einer eigenentwickelten Simulationssoftware wird eine Prognose für die Kosten der Produktion von grünem Wasserstoff außerhalb Deutschland für das Jahr 2030 gemacht. In die Kostenberechnungen geht die Stromerzeugung durch Windkraft und Photovoltaik ein, aber auch die Kosten für Netzleitungen im Quelland, Elektrolyseure, Tiefkühlung und Zwischenlagerung, Ammoniaksynthese, Transport nach Deutschland. Betrachtet werden auch die Investitions- und Kapitalkosten. Die in Deutschland anfallenden Kosten für Regasifizierung oder Reformierung von Ammoniak, Distribution ... werden dagegen ausgeklämmert.

Die für die Daten notwendigen Daten über die Wind- und Solarverhältnisse an den Standorten werden in der Studie dem OpenSource-Programm Ninja entnommen, das solche Daten für jeden Erdpunkt auf der Basis von Satellitenbeobachtungen bereitstellt.

Im Ergebnis kommen die Autoren für H2 auf Gesamtkosten von 17 -22 Cent / KWh, entsprechend 5.70 - 7.23 Euro / Kg. Für Ammoniak sind es 17 Cent / KWh. Das gilt für die kostengünstigsten Standorte, die in Brasilien und Australien liegen. Für die Jahre nach 2030 hoffen die Autoren auf niedrigere Preise, ohne dies jedoch zu begründen. Die Autoren glauben, daß die insgesamt hohen Kosten für grünen Wasserstoff und Ammoniak zukünftig relativiert werden durch steil ansteigende Preise fossiler Energie.

Die Autoren betonen, daß trotz oft günstiger Wind- und Sonnenstrahlungsverhältnisse große Landesteile in den betrachteten Ländern für PtX-Projekte nicht genutzt werden können, weil Naturschutz und militärische Belange dem entgegenstehen, oder auch weil fehlende Infrastuktur und Arbeitskräftemangel dies nicht sinnvoll machen.
Als geeignet werden Landschaften angesehen mit einer Bevölkerungsdichte < 150 / qKm. Urbane Gebiete, Farmland, Wälder und Sumpfland werden nicht berücksichtigt. Berücksichtigt werden nur Gebiete, wo die Länge des zu bauenden Stromnetzes und der zu bauenden Überlandstraßen kleiner 100 Km sind.

Die Anlagen für die Elektrolyse, Verflüssigung, Synthese, Zwischenlagerung werden in der Nähe der Häfen oder am Endpunkt der Pipelines angenommen. Zu bauen sind deshalb oft lange Stromnetze von den Stromerzeugungseinheiten, sowie Überlandstraßen. Die Verfügbarkeit von Landflächen zu akzeptablen Preisen und ausreichend viele lokale Arbeitskräfte sind ebenfalls Voraussetzung. Auch ist ein zumindestens rudimentäres lokales Stromnetz als BackUp-Netz erforderlich. Die Häfen müssen oft noch vom Container-Betrieb zu Tankschiffhäfen umgebaut werden.

Weiterhin wird auf lange Planungs- und Ausführungszeiträume hingewiesen, die bei dem Bau der PtX-Anlagen zu erwarten sind. Um in 10 Jahren in Deutschland über PtX-Importe im 1 TWh-Bereich verfügen zu können, müßte bereits jetzt der Bau der PtX-Anlagen in Angriff genommen werden. Das Fehlen großer Tankschiffe für verflüssigten, tiefgekühlten Wasserstoff ist ein weiteres Problem. Für diese Schiffe müssen erst noch Regularien entwickelt werden, bevor sie auf den Werften gebaut werden können. Die Autoren weisen darauf hin, daß in ihrem Szenario 160 kT Wasserstoff pro Jahr produziert wird. Das entspricht ca. der gegenwärtigen Weltproduktion. Für Nordafrika und Spanien bietet sich der Transport von Wasserstoff via Pipeline an. Diese Pipelines müssen jedoch erst noch gebaut werden. Innerhalb von Europa wäre ein dediziert deutsches Pipelinenetz sehr teuer. Mit einem gesamteuropäischen Wasserstoff-Pipelinenetz auf der Basis europäischer Zusammenarbeit wären die Kosten weitaus niedriger.

In den letzten Jahren bekam die asiatische Photovoltaik-Industrie global gesehen eine dominierende Bedeutung. Eine ähnliche Entwicklung, so die Autoren, zeichnet sich derzeitig bei den Windkraftanlagen ab. Daneben bestehen weitere Abhängigkeiten von Asien, so auf dem Gebiet industrieller Zulieferteile und Rohstoffe wie Seltene Erden. Deshalb sollte Europa versuchen, zumindestens die Produktion von Elektrolyseuren in der Region zu sichern. Es besteht das Risiko, daß mit dem Ausbau der Infrastruktur für grünen Wasserstoff die Abhängigkeit von Asien verstärkt wird.

Auf Seite 32, Tabelle 5.1 sind die ökonomischen Eckwerte für Solarkraft und Windkraft aufgelistet, Investitionskosten (CAPEX), Betriebsaufwendungen (OPEX), Kosten des Kapitals, z.B. Zinsen oder Gewinnausschüttungen (WACC). Die Investitionskosten liegen durchweg höher als in den letzten Beiträgen, die
auf schwedischen Studien beruhen. Photovoltaik: CAPAX 550 - 650 Euro / KW_peak, OPEX 11- 13 Euro über Lebensdauer von 30 Jahre, WACC 6 - 8 % . Windkraft 1200 - 1500 Euro / KW, OPEX 1.5 - 1.7 Cent / KWh, WACC 6 - 8 % , Lebensdauer 25 Jahre.

Als Elektrolyseverfahren wird in der Studie das PEM-Verfahren zu Grunde gelegt. Mit diesem Verfahren kann noch bei 10% der Nennleistung der Betrieb aufrecht erhalten werden. CAPEX: 750 Euro / KW_ac , OPEX 15 Euro / (KW_ac * Jahr), Lebensdauer 30 Jahre. Benötigt werden 15 Liter Wasser / Kg_wasserstoff. Die Kosten für
Entsalzung und Aufbereitung werden mit 2 Euro / cbm_wasser veranschlagt. Bei der Wasserstoffverflüssigung oder auch den Synthesprozessen ist die eingeschränkte Modulationsfähigkeit zu beachten, im Vergleich zu den Elektrolyseuren. Es sind deshalb Zwischenspeicher erforderlich, voraussichtlich mit teuren oberirdischen Tanks. Billiger wären unterirdische Kavernenspeicher, die jedoch derzeitig nicht erforscht sind.

In Fig.-5.2 sind die Investitionskosten für die Anlagen zur Wasserstoffverflüssigung, der Ammoniak- und Methanol- und Kerosinsynthese dargestellt. Für die Wasserstoffverflüssigung werden 1600 bis 1200 Euro / KWh veranschlagt, für Ammoniak 700 - 1300 Euro / KWh, jeweils abhängig von der Anlagengröße.

Die Transportkosten per Schiff sind nicht direkt abhängig von der Entfernung und betragen nach Diagramm Figure-6.5 geschätzt ca 5% der Gesamtkosten frei Deutschland.
Die Alternative zu Schifftransporten für Wasserstoff sind Pipelines, die Algerien und Marokko mit Europa und Deutschland verbinden könnten. Attraktiv ist aus Kostengründen die Nutzung des im Rahmen der "European Hydrogen Backbone Initiative" geplanten Pipelinenetzes. Hier werden Transportkosten von 11 - 21 Cent / Kg_H2
avisiert. [Bei einem Energieinhalt von ca. 40 KWh / Kg_H2 entspricht das also ca. 0.25 - 0.5 Cent / (1000Km*KWh)]. Ein dediziertes Pipelinenetz nur für den deutschen Bedarf wäre dagegen wesentlich teurer und unwirtschaftlich.

In den Graphiken Figure-6.1 und Figure-6.2 werden die Selbstkosten für onshore-Windkraft und Photovoltaik an den jeweiligen Standorten dargestellt. Zu betonen ist, daß es sich dabei nicht um die Kosten von grünem Wasserstoff handelt, geliefert nach Deutschland, sondern um die Stromkosten an den jeweiligen Stromerzeugungsanlagen. Für Photovoltaik streuen die Kosten zwischen 3 - 4 Cent / KWh. Die Selbstkosten für die onshore-Windkraft streut zwischen 4 - 6 Cent, liegt aber an einigen Standorten auch bei weit über 10 Cent / KWh.

In Figure-6.3 finden sich Angaben über die Selbstkosten für Energie, geliefert nach Deutschland. Für grünen Wasserstoff aus Algerien, Marokko, Tunesien, Spanien ist mit Selbstkosten von 14 - 15 Cent / KWh zu rechnen, wobei diese Länder den Vorteil niedriger Transportkosten durch geographische Nähe und Pipelines haben. Für
die anderen Länder sind wesentlich höhere Selbskosten, mehr als 17 Cent / KWh, zu erwarten, z.B für Namibia 24 -27 Cent / KWh. Für Ammoniak streuen die Werte stark, bewegen sich an den meisten Standorten um die 20 Cent / KWh.

Die Lieferkapazität über alle betrachteten Regionen wird mit 82 TWh grüner Wasserstoff abgeschätzt [eigene Abschätzung Diagramm Figure-6.4 ] [Bei Ammoniak sind es nach eigener Abschätzung ca 75 TWh, nach Diagramm Figure-6.6]

Die Selbstkosten für den Import grünen Wasserstoffs durch eine gesamteuropäische Pipeline betragen ca 16 Cent / KWh, durch eine dedizierte deutsche Pipeline sind es ca 20 Cent / KWh. Nach eigener Abschätzung Figure-6.10 sind auf diese Weise 66 TWh beschaffbar. Diese Mengen addieren sich nicht zu den Mengen, die per Tankschiffe zu beschaffen sind.

Energetischer Wirkungsgrad H2 beträgt ca. 55% in der Kette Stromerzeugung bis Verlüssigung, derjenige von Ammoniak ca. 50%.

Windkraft und Photovoltaik unterscheiden sich durch ihre Fluktuationen in ihrer Verwendbarkeit für die H2- und Ammoniakproduktion. Weil Ammoniaksynthese weniger teillastfähig ist, braucht es mehr H2-Zwischenspeicher. oder eine gleichmäßigere Stromversorgung. Das spricht für Windkraft. Standorte mit dominierender Photovoltaik
sind also nicht besonders geeignet für die Ammoniakproduktion.

Die Autoren weisen ausdrücklich darauf hin, daß sie in ihrer Studie nicht die "at-gate hydrogen" generation cost betrachten. Mit diesem Begriff sind die Kosten gemeint, die ohne Transport, Tiefkühlung und Zwischenspeicherung anfallen. Für die aussichtsreichsten Regionen Brasilien, Kolumbien und Australien geben die Autoren 9.6 - 10.8 Cent / KWh als lokale Kosten an. Die Kosten für alle in der Studie betrachteten Regionen liegen für grünen Wasserstoff im Bereich 9.6 - 16 Cent / KWh. [Insgesamt liegen also
die Kosten für grünen Wasserstoff frei Deutschland also ca Faktor 1.5 höher als die lokalen Kosten]

Weiterhin weisen die Autoren auf den Unterschied zwischen Selbstkosten und Preisen hin. Die Preise orientieren sich an den Selbstkosten, wie sie hier in der Studie kalkuliert werden. Dazu kommen Profit, Risikoaufschläge, Forschung & Entwicklung, Distribution ... Für das Jahr 2030 existieren bereits weitere Studien oder Entwicklungspläne. Unter der Überschrift "Published target values of national roadmaps and international price projections and scenarios for hydrogen in 2030." finden sich in Tabelle table-6.8 folgende Angaben (Preise hier pro KG H2, und anscheinend lokale Kosten):
This study: 3.21-5.33 EUR (costs)
Hydrogen Council: 1.40-2.30 USD
European Council: 1.10-2.40 Euro
IEA: 1.50-3.50 USD
IRENA: 1.40-2.00 USD
Die Kostenangaben dieser Studie liegen also im Vergleich zu den anderen Angaben mit Abstand an der Spitze.
Der Unterschied beträgt mehr als Faktor 2.

Für die meisten Regionen ist die Produktion von Ammoniak günstiger als die von grünem Wasserstoff. Wenn Ammoniak nicht als Grundlage für Düngemittel oder als chemischer Grundstoff für die Chemieindustrie verwendet wird, sondern als Träger für grünen Wasserstoff, dann sollte bedacht werden, daß die Reformierung von Ammoniak energieaufwändig und technologisch nicht fortgeschritten ist.

Die Autoren schlußfolgern, daß es bei der Kostenermittlung unumgänglich ist, das Zusammenspiel von Photovoltaik, Windkraft, sowie anderer Faktoren wie administrative, topographische und infrastrukturelle Gegebenheiten zu berücksichtigen. Die Transportentfernungen haben sicherlich einen größeren Einfluß auf die Kosten, sind aber nicht entscheidend. Weiterhin ist ein ausbalanziertes Verhältnis zwischen Photovoltaik und Windkraft oft vorteilhafter als besonders gute Bedingungen für nur eine dieser Stromquellen. Und schließlich sind die Kapitalkosten für den Erfolg der Produktion von grünem Wasserstoff entscheidend.

Der Aufbau einer Produktion von grünem Wasserstoff außerhalb von Deutschland setzt zumindestens in der Anfangszeit bilaterale Handelsabkommen voraus. Später wird sich ein globaler Markt für grünen Wasserstoff entwickelt haben. In jedem Fall wird der Aufbau der Produktion von grünem Wasserstoff viele Jahre beanspruchen. Stabile politische und ökonomische Verhältnisse sind dafür essentiell.

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Daniel Lind: "Svensk industris konkurrenskraft", (Arena-ide, 2022)
Daniel Lind: "Svensk teknikindustris konkurrenskraft – Vad har hänt sedan krisen på 1990-talet?" (Arena-ide, 2022)

Der Autor dieser beiden frei herunterladbaren Texte betrachtet die globalen Lieferketten und Wertschöpfungsprozesse der Industrie. Als Maß für die Konkurrenzfähigkeit eines Landes oder eines Wirtschaftsbereichs wird der Anteil der Wertschöpfung herangezogen, ausgedrückt in Löhnen und Unternehmensgewinnen. Ein Diagramm sagt oft mehr als tausend Worte - die Serie an Diagrammen in den beiden Studien ist fast selbsterklärend, auch ohne besondere Schwedischkenntnisse. Der Beobachtungszeitraum geht von 1995 bis 2018, also ab dem Höhepunkt einer schweren Wirtschaftskrise in Schweden.

Die Bedeutung der Industrie nahm bis Anfang der 2000er Jahre ab, danach stagnierte die Entwicklung aufgrund der Weiterentwicklung Chinas. Neben der Industrie wird die "Technikindustrie" von dem Autor betrachtet, die hier die Branchen Metallbearbeitung, Maschinen & Ausrüstung, Fahrzeuge, andere Verkehrstechnik, Elektronik & Computer, elektrische Ausrüstung umfaßt. Die so definierte Technikindustrie hat einen Anteil von ca 45% an der globalen Industrie. Die Industrie selbst hatte 2018 einen Anteil von ca. 21% am globalen BNP. Ansonsten haben die Statistiken die Tendenz, den Industriebereich zu unterschätzen, weil dort die Preisentwicklung langsamer als in anderen Wirtschaftbereichen verläuft.

Die Zeit der Corona-Pandemie und des Ukrainekrieges liegt außerhalb des Beobachtungszeitraums. Allerdings sind die Auswirkungen der Finanzkrise 2008 deutlich in den Diagrammen abgebildet. Damit liefern diese beiden Studien möglicherweise Material über das grundsätzliche Verlaufsmuster von "Zeitenwende". Um diesen plakativen, politisch aufgeladenen Begriff zu durchleuchten, einige Gedanken von meiner Seite dazu:

• die vorhergende "Zeitenwende" in Gestalt der Finanzkrise 2008 nahmn ihren Ausgangspunkt spätestens mit dem 11. September, die industrielle Bedeutung der USA nahm kontinuierlich ab,

• Schweden und Deutschland holten die Entwicklung der USA mit der Finanzkrise 2008 nach,

• die beiden Krisen - Finanzkrise & 11. September - setzten überdeutlich sichtbar Energien frei, die sich über lange Zeit aufgestaut hatten, v.a. in der Folge des Aufstiegs Asiens,

• unterschiedliches Reaktionsmuster: weiche Landung über langen Zeitraum (USA), harte Landung mit abrupter Veränderung (Deutschland und Schweden),

• die Reaktion der USA, bzw. DE & SE, zeigt sich in einem verringerten Anteil an der globalen Wertschöpfung in den genannten fünf Technikindustrie-Branchen,

• der Anteil an der globalen Wertschöpfung wird hier als Maß der Konkurrenzfähigkeit gelesen. Damit hat sich die Konkurrenzfähigkeit von DE und SE quasi über Nacht abrupt verändert - entgegen der Vorstellung von der Trägheit bei Veränderungen der Konkurrenzfähigkeit,

• es sind nicht isolierte Krisen oder globale Großereignisse, die ursächlich für solche Veränderungen sind - sie machen langanhaltende Veränderungen nur sichtbar,

• die Reaktion in den USA, SE, DE führte nicht zu einem totalen Wirtschaftszusammenbruch, Massenarbeitslosigkeit oder Massenelend. Es sind also nur Teilbereiche, die zunächst betroffen sind. Desgleichen ist die Reaktion nicht synchron, wie der Vergleich USA mit DE & SE zeigt. Weiterhin entspricht dieser Typ der "Zeitenwende" keineswegs einer globalen Krise, auch Angesichts des Aufstiegs Asiens und Chinas.

Weitere Anmerkung: Gelegentlich wurde vermutet, daß China als mächtige Industrie- und Handelsnation seine Corona-Politik mit dem Versuch verband, die internationalen Lieferketten [und Wertschöpfungsketten] neu zu justieren, d.h. an eine neue Realität anzupassen. Das wäre dann tatsächlich die "Zeitenwende" der 2020er Jahre.

#sverige #schweden #deutschland #tyskland #kina #china