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TheronSight 03/2011
„What goes around comes around“
Die deutsche Gasbranche im
Hin und Her der Energiewenden
TheronSight 03/2011
The German Gas Industry in a
Turning Tide
„What goes around comes around“
The German Gas Industry in a Turning Tide
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„What goes around comes around“
Die deutsche Gasbranche im Hin und Her
der Energiewenden
„Erdgas als Schlüsselfaktor für die Energiewende“ und „Erdgas feiert ein Comeback!“ lauten die Schlagworte der Branchenvertreter in diesen Tagen. Die Energiewende verheißt dem Brennstoff in Deutschland eine zweite Chance. Investitionen in Erd- und Biogas versprechen entlang der gesamten Wertschöpfungskette
ein risikoarmes, nachhaltiges und profitables Geschäft. Finanzinvestoren und
Energieversorger planen Großes.
Es gibt aber auch andere Stimmen. Die Vertreter der größten deutschen Energieversorgungskonzerne erklären, dass sich trotz günstiger Brennstoffkosten der
Bau neuer Gaskraftwerke in Deutschland aus heutiger Sicht nicht lohnt. Die Politik wird aufgefordert, die Rahmenbedingungen zu schaffen. Im Klartext heißt
das mehr Regulierung und weitere Eingriffe in den Markt.
Doch auch die Politik kann sich von der Wirklichkeit nicht lösen. In Zeiten der
Finanz- und Staatsschuldenkrise sind die Mittel knapp. Wer der Bevölkerung
weitere Lasten aufbürden will, wird zunehmend unpopulär.
Was wird die Zukunft der Gaswirtschaft also bescheren? „Boom“ oder „Bust“?
Wirklich verlässliche Voraussagen sind in einem Umfeld, das von exogenen Faktoren stark beeinflusst wird, nicht möglich. Dies trifft auch für die deutsche Gasbranche zu.
In einer solchen Situation schaffen plausible Szenarien über die Zukunft eine
gute Grundlage, auf der strategische Entscheidungen und ihre möglichen Konsequenzen überprüft werden können.
Wer eine solche Überprüfung nicht vornimmt, wer sich gegen Transparenz entscheidet, setzt Investitionen fahrlässig einem unbekannten Risiko aus. Wetten auf
die Zukunft abzuschließen, ist nicht grundsätzlich falsch – dies tun Unternehmer
täglich. Aber geschickte Unternehmer kennen ihre Chancen und Risiken genau.
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I. „Gas Age“ – Die Zukunft der deutschen Gasbranche?
Deutschlands Energiewende hat für Überraschungen gesorgt. Nicht nur die Spieler der heimischen
Energiewirtschaft haben mit Erstaunen registriert, wie schnell politische Entscheidungen die Rahmenbedingungen einer Branche und der gesamten Wirtschaft verändern können. Auch die europäischen Nachbarn und die weltweiten Handelspartner Deutschlands haben ihre Schlussfolgerungen
daraus gezogen und sind dabei, ihre Strategien diesbezüglich zu überprüfen.
Das gilt auch für die Gasbranche. Die Phalanx der Marktteilnehmer und Beobachter – von den
etablierten Energieversorgungskonzernen über die Stadtwerkelandschaft bis zu den internationalen
Finanzinvestoren – sehen in der Energiewende eindeutig mehr Chancen als Risiken. Der Eindruck,
dass das „Gas-Zeitalter“ angebrochen ist, beginnt sich zu verfestigen.
Eine Übersicht dieser Schlussfolgerung zeigt Schaubild 1.
Schaubild 1
Verbreitete Hypothese – Energiewende leitet das Gas-Zeitalter ein
Stoßrichtung
Förderung
erneuerbarer
Energien
Energiewende
Reduzierung
Kernkraft
„De-Karbonisierung“ Energieerzeugung
Konsequenzen
„GAS AGE“
Reduzierung „Grundlast“Speicherbedarf Strom
Gaskraftwerke-Boom
Steigerung Nachfrageschwankung Strom
Zunahme Fern- und Verteilnetzbedarf
Steigerung Nachfrage
Reservekapazität Strom
Forcierung dezentraler,
flexibler Erzeugungsstrukturen
Anstieg Erdgas-Importbedarf
Wachstumsmarkt Biogas
Wiederbelebung Ölpreisbindung
„Smart-Gas“-Konzepte
„Gas-Target-Modell“ als EU-Grundlage
Gas-Mobilität statt E-Mobilität
Der Kern dieser Prognose liegt also in der Annahme, dass Gaskraftwerke die durch die deutsche
Energiewende entstehende Stromlücke schließen werden. Aus dieser Annahme entsteht ein naheliegendes Szenario, das allgemein und für Deutschland im Besonderen von voraussehbaren wirtschaftlichen und politischen Umfeldbedingungen und stabilen Entwicklungstrends ausgeht. Implizit verbirgt sich in diesem Szenario die Hypothese, dass nach der rapiden Kehrtwende konservativer
Amtsträger inzwischen bestimmte Eckpfeiler der Energiepolitik unabhängig von der amtierenden
Regierung langfristig feststehen. Dazu gehören vor allem:
•
•
•
•
•
Trend zur Förderung der erneuerbaren Energien
Trend zur De-Karbonisierung der Energieerzeugung
Trend zur Harmonisierung der europäischen Energiemärkte
Trend zur Liberalisierung des Wettbewerbs in den europäischen Energiemärkten
Trend zur Stärkung der Kommunen in Bezug auf ihre Rolle in der Energieversorgung
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Denken wir dieses Szenario ein Stück nach vorne, dann entwickeln sich daraus eine Reihe positiver
Trends für alle wesentlichen Spieler der Gasbranche.
• Der Bedarf an Gaskraftwerken – sei es zur Lieferung von Spitzenlaststrom oder zur Bereithaltung der Kapazität für wind- und sonnenarme Perioden – wird spürbar zunehmen
• Neben der zentralen werden dezentrale Gas-to-Power-Strukturen entstehen, die dem Gas
mittels Kraft-Wärme-Kopplung auch als Wärmelieferant neue Potenziale eröffnen
• Die Wirtschaftlichkeit der Gaskraftwerke wird durch drei Effekte erreicht:
1. Günstige Brennstoffkosten aufgrund neu erschlossener Gasquellen (Shale Gas Boom)
2. Steigende Effizienz der Gas-to-Power-Technologie zentral (GuD) und dezentral (KWK)
3. Politische Rahmenbedingungen (Kapazitätsmarktregelung, Biogas-Förderung, „Gas
Target Model“ etc.)
• In der Folge wächst der Gasbedarf, der in erster Linie durch steigende Importmengen
gedeckt werden muss. Biogas wird auf Dauer kaum Mengen in ausreichendem Maße zur
Verfügung stellen können („Teller-Tank-Konflikt“)
• Konsequenterweise wächst ebenfalls der Speicherbedarf für Gasmengen
• Dasselbe gilt für die Nachfrage nach Ferngaskapazität (Pipeline, LNG) und
Verteilnetzleistung
• Auch Kraftwerksanbieter, Anlagenbauer und Energiedienstleister profitieren von dem
Trend
II. Unliebsame Überraschungen –
Das Risiko in dynamischen Systemen
Diese plausible Sichtweise birgt allerdings eine erhebliche Schwäche solange sie unreflektiert bleibt. Sie
ignoriert nämlich den Einfluss, den maßgebliche Rahmenbedingungen auf diese Branchentrends nehmen.
Die Erklärung dafür liegt zum großen Teil darin, dass landläufige Prognosen für die Energiewirtschaft die Komplexität der Wirkzusammenhänge oft nicht ausreichend berücksichtigen. Sich gegenseitig verstärkende oder kompensierende Wirkmechanismen werden dadurch systematisch und für
Investoren mit hohem Ergebnisrisiko unterschätzt.
Ein einfaches Beispiel verdeutlicht diesen Effekt: Ende des 19. Jahrhunderts fuhren auf den Straßen
Europas wesentlich mehr Automobile mit Elektroantrieb als mit Verbrennungsmotor. Die Elektrotechnik war bekannt und beherrschbar, sauber und sicher.
Dennoch setzte sie sich nicht durch, weil ein brauchbares Tankstellennetz fehlte. Fossile Treibstoffe
benötigen keine elektrisch vernetzten Tankstellen. Auf der Basis von flüssigem Treibstoff konnte
eine flächendeckende Versorgung mit Tankstellen zu einem Bruchteil der Kosten erreicht werden –
ein enormer Startvorteil für die Erschließung des Massenmarktes für Fahrzeuge mit Explosionsmotor.
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Dieser Vorteil und die damit verbundene massenhafte Verbreitung der Fahrzeuge führte zu einer
rasanten Kostendegression bei Automobilen mit Verbrennungsmotor, diese wiederum zu einer verbesserten Auslastung der Tankstellen etc. (Schaubild 2).
Schaubild 2
Exponentielle Kraft der Fixpunktdynamik selbstverstärkender Wirksysteme –
Beispiel von Automobilen mit Brennstoffmotor
Auslöser
Wirksystem
Dichte
Tankstellennetz
Vollkostenvorteil
Tankstellenbetrieb
gegenüber e-Mobility
Rentabilität
von Tankstellen
Kostendegression
Automobilherstellung
Adressierbarer Markt
Automobile mit
Verbrennungsmotor
Auslöser
Auswirkung
Wirkzusammenhang
Wirkrichtung (verstärkend/kompensierend)
Verkaufte Stückzahl
Automobile mit
Verbrennungsmotor
Der sich gegenseitig verstärkende Effekt der Kostendegression von Tankstellen einerseits und Benzinfahrzeugen andererseits verschaffte dem fossilen Treibstoff einen uneinholbaren Vorsprung. Innerhalb kürzester Zeit überholte die Flotte der Benzinfahrzeuge die elektrisch betriebenen Automobile. Alle Versuche der damaligen „e-Mobility-Incumbents“, zu denen auch Siemens gehörte, die
Politik und öffentliche Mittel für ein Gegensteuern in Richtung Elektrofahrzeuge zu nutzen, schlugen fehl. So wurde z.B. die Entscheidung der Berliner Feuerwehr, den Weg der Elektrofahrzeuge
einzuschlagen, als „Weichenstellung mit Weitblick“ gefeiert, endete allerdings mit wirtschaftlich
sehr nachteiligen Folgen.
Die Kernbotschaft dieses Beispiels lautet: Die dynamische Kraft komplexer Wirksysteme wird in
aller Regel von den Marktteilnehmern erheblich unterschätzt.
III. Das System „Gasbranche“
Auch die Wirkzusammenhänge der Gasbranche verlaufen weder unidirektional noch linear, sondern in verstärkenden und kompensierenden Schleifen. Wenn man die Auswirkungen des wirtschaftlichen Umfelds auf die Attraktivität der Gasbranche verstehen will, muss man die wesentlichen Faktoren und deren Zusammenhänge detailliert beleuchten. Dazu benötigen wir zuerst
ein Modell, das die prinzipiellen Zusammenhänge praxisnah, aber mit ausreichender Präzision
abbildet.
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Schaubild 3 zeigt einen Ausschnitt eines solchen Modells für die deutsche Gasbranche. Auch wenn
das Modell auf den ersten Blick kompliziert wirkt, so verdeutlicht es bei näherer Betrachtung die
wichtige Rolle, die Schwankungen der globalen Wirtschaftslage als exogener Auslöser für Trendverschiebungen in der Gasbranche spielen – eine gern übersehene Tatsache in einer globalisierten
Wirtschaftswelt!
Schaubild 3
Wesentliche Wirkzusammenhänge Gasbranche – vereinfacht
Exogener
Auslöser
Auswirkungen
Weltweit
Deutschland
Gasbranche Deutschland
Präferenz für
Energieeffizienz
Weltwirtschaftswachstum
Wirtschaftswachstum
„Gas-to-Power“
Stromnachfrage
Präferenz für
„Power-to-Gas“
Energienachfrage
Preis
Steinkohle
Präferenz für gaserzeugten Strom
Gaspreis
Energienachfrage
Ölpreis
Stromausfälle
Verfügbarkeit
Schiefergas
Gaspreis
Gasimport bedarf
Neigung politischer
Eingriffe
Präferenz für
Kernkraftimport
Präferenz für
erneuerbare Energie
Nachfrage nach
Stromreserve
Auslöser
Preis-/Mengeneffekt
Präferenzänderung (wirtschaftlich, politisch)
Präferenz für
„Power-to-Gas“
Implikation für Gasbranche
Wirkzusammenhang/-Richtung (verstärkend)
Wirkzusammenhang/-Richtung (kompensierend)
Die Komplexität sogar solch stark vereinfachter Systemmodelle erschwert das Erstellen zuverlässiger Prognosen. Selbst wenn die Rahmenbedingungen bekannt sind, bleiben die Ergebnisse von
Voraussagen hochgradig unsicher. Dennoch lohnt es, explorative Szenarien abzuleiten, um Management-Empfehlungen explizit zu gestalten und Risiken darin zu identifizieren.
(i) Auslöser für Trendverschiebungen
Beleuchten wir anhand der Darstellung von Schaubild 3, wie Trends und Trendverschiebungen
entstehen! Entscheidend für Trendverschiebungen sind diejenigen Faktoren, die spürbare Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit von Geschäftsmodellen, Produkten, Technologien etc. haben.
Für Investoren sind dabei vor allem diejenigen Faktoren wichtig, die überraschend eintreten, also
kaum vorauszusagen sind. Dazu gehören Technologiesprünge, plötzliche Präferenzverschiebungen
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auf Kundenseite, die Entdeckung neuer Rohstoffvorkommen, Überraschungen seitens Politik und
Regulierung etc.
Manche dieser Faktoren sind Teil des betrachteten Systems („endogen“, z.B. Regulierungsintensität), andere liegen in ihrem Ursprung außerhalb („exogen“, z.B. Weltwirtschaftsentwicklung).
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Weltwirtschaft als wesentlicher exogener Auslöser
Der wichtigste exogene Trendauslöser für eine Branche, die sich um eine global gehandelte
„Commodity“ dreht, ist die Weltwirtschaft. Das Weltwirtschaftswachstum beeinflusst direkt
das Wachstum in Europa und in Deutschland. Gleichzeitig verändert die Weltkonjunktur
über steigende oder sinkende Brennstoffnachfrage die Weltmarktpreise für Erdgas sowie für
dessen unmittelbare Substitute, also für Steinkohle und für Mineralöl.
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Weltweite Preis- und Mengeneffekte für Gas
Steigende Gaspreise erhöhen die Kosteneffektivität der Exploration und Förderung von
Schiefergas und vice versa. Außerdem ist mittels der „Fuel Switch Economics“ (kurzfristig
z.B. Chemieindustrie und Multi-Fuel-Stromgeneratoren, mittel- und langfristig für zentrale und dezentrale Stromerzeugung sowie dezentrale Wärmeerzeugung) der Erdgaspreis mit
dem Preis für Mineralöl verknüpft.
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Preis- und Mengeneffekte in Deutschland
Wirtschaftswachstum steigert die Nachfrage nach Energie. Höherer Energiebedarf erhöht
prinzipiell die Wahrscheinlichkeit von Blackouts im Stromnetz, da mit höherer Wahrscheinlichkeit die Kapazitätsgrenzen des Netzes und der Kraftwerke erreicht werden.
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Präferenzänderungen der deutschen Gasbranche
Präferenzen zwischen Entscheidungsalternativen können auf rein wirtschaftlichen Überlegungen basieren, wie die komparativen Kostenvorteile von Gaskraftwerken („Präferenz für
gaserzeugten Strom“) z.B. gegenüber Steinkohlekraftwerken. Sie können auch rein politischer Natur sein, wie z.B. die Neigung der Politik zum Eingriff in Märkte.
Die relative Kosteneffektivität von Gaskraftwerken gegenüber Steinkohlekraftwerken wird
innerhalb einer Leistungsklasse (Spitzenleistung und Anfahrgeschwindigkeit) im Wesentlichen von den spezifischen Brennstoffkosten bestimmt. Sie enthalten sowohl den Beschaffungsaufwand als auch die Kosten für Stoffemissionen – hier vor allem Kohlendioxyd.
Dreh- und Angelpunkt politisch bestimmter Präferenzen ist die „Regulierungswut“ nationaler, landesspezifischer und kommunaler Behörden. Sie bestimmen den Grad der Förderung
erneuerbarer Energien sowohl direkt als auch indirekt mittels der CO2-Emissionskosten.
Über die Emissionskosten wird auch die Präferenz von Gaskraftwerken gegenüber Steinkohlekraftwerken positiv beeinflusst.
Die Politik setzt auch die Rahmenbedingungen für Stromnetzmonopolkosten indem sie die
Entgeltregeln für den Verkauf von Stromerzeugungskapazität an Übertragungsnetzbetreiber
festlegt. Natürlich hat auch die Förderung der Energieeffizienz durch politischen Willen Einfluss auf die Gasbranche.
Ein interessanter Aspekt ist die Wirkung der CO2-Emissionskosten auf die Kosteneffektivität
der noch in der Entwicklung befindlichen Methanisierungstechnik („Power-to-Gas“), bei der
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abgeschiedenes Kohlendioxyd unter Einsatz von Strom als Rohstoff für die Herstellung von
Methangas verarbeitet wird. Je teurer die Emissionen für Kohlekraftwerke sind, desto eher
lohnt sich die Kombination dieser Kraftwerke mit Methanisierungsanlagen.
Hier ist zu bedenken, dass tendenziell dann Gas aus Methanisierung entsteht, wenn die
Strompreise am Markt gerade niedrig sind. Entsprechend ist in diesem Moment die Nachfrage für Gas voraussichtlich niedrig. Für Betreiber von Methanisierungsanlagen bietet es sich
also an, auch einen eigenen Gasspeicher bereitzuhalten und ggf. dritten Parteien zur teilweisen Nutzung anzubieten.
(ii) Implikationen für die Gasbranche
All diese Faktoren wirken unmittelbar auf die Kosten- und Ertragshebel der Gasbranche. Auf der
Ertragsseite von Gaskraftwerken spielen die Bedarfe an Spitzenlaststrom („Gas-to-Power Stromnachfrage“) und schneller Reservekapazität für Strom die entscheidende Rolle.
Der Bedarf an Spitzenlaststrom hängt vom Energiebedarf insgesamt ab, da mit höherem Gesamtbedarf auch die Spreizung zwischen Grund- und Spitzenlast (Standardabweichung) steigt. Der Bedarf
an Reservekapazität hängt auch von der Kapazität erratisch verfügbarer Anlagen der erneuerbaren
Energieerzeugung mit Einspeisepriorität ab. Je höher diese Kapazität ausfällt, desto höher wird der
Reservekapazitätsbedarf.
Entscheidend ist allerdings, an dieser Stelle zu erkennen, dass in Kombination mit Methanisierungsanlagen auch Braunkohlekraftwerke unter bestimmten Voraussetzungen zu einem Teil die Rolle von
Spitzenlast- und Reservekraftwerken übernehmen können. Das kann wiederum zu einem reduzierten Kapazitätsbedarf für Gaskraftwerke führen. Auch der Bedarf an Erdgasimporten wird durch Methanisierung reduziert, ebenso wie durch Anstrengungen zur Steigerung der Energieeffizienz – hier
vor allem im Bereich der Raumwärme.
Auch wenn diese Effekte erst im Laufe von 10 oder 15 Jahren mit den zu erwartenden Fortschritten
der Methanisierungstechnik und anderer „Power-to-Gas“-Technologien zu erwarten sind, so spielen sie im Rahmen der Portfolioplanung aufgrund der langen Amortisierungsdauer von Kraftwerken, Pipelines, LNG-Terminals etc. eine bedeutende Rolle.
Wir gehen zum Beispiel heute auf der Grundlage typischer beobachteter Technologiekurvenverläufe
von einem Substitutionsrisiko eines Großkraftwerks mittlerer Merit-Order-Position durch Methanisierung von über 50% am langen Ende aus. Aus dem „goldenen“ wird leicht ein „rostiges Ende“.
(iii) Besonderheiten politisch bestimmter Präferenzen
Politik und Regulierung können auf Dauer die Energie der Wirtschaft nicht in neue Bahnen lenken
ohne gleichzeitig in enormem Umfang Wert zu verschieben. Politische Einflussnahme spielt für die
Energiewirtschaft also eine große Rolle. Wenn man die Mechanismen politischer Prozesse genau
verstehen will, muss man zwei Kernmerkmale dieser Prozesse klar vor Augen haben: wir nennen sie
„Sperrklinken-Effekt“ und „Potenzialorientierung“.
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■■
Sperrklinken-Effekt
Politische Institutionen tendieren bis auf wenige Ausnahmen dazu, ihren finanziellen Spielraum und die Möglichkeiten ihrer Einflussnahme fortlaufend auszuweiten. Selbst nach Wegfall der Begründung für Besteuerungs- oder Regelmaßnahmen bleiben die eingeführten
Maßnahmen auf Dauer bestehen. Dieser sog. „Sperrklinken-Effekt“ wird beispielsweise bei
Robert Higgs in „Crisis and Leviathan“ beschrieben. Die ständige Ausdehnung der Staatsquote ist ein deutlicher Ergebnisbeweis.
Die Einzelfallbetrachtung für Deutschland fördert sowohl historische Belege wie z.B. die
Branntweinsteuer zu Tage, wirft aber auch ein neues Licht auf Phänomene wie den Solidaritätszuschlag oder die Steuer auf Kernbrennstäbe.
Abgeschafft werden solche Maßnahmen erst dann, wenn die faktische Grundlage entfällt.
Die im Jahr 1909 eingeführte Zündwarensteuer wurde beispielsweise erst im Jahr 1981 als
sog. „Bagatellsteuer“ abgeschafft nachdem Zündholz- und Feuerzeugumsätze aufgrund der
Verbreitung von Billigfeuerzeugen auf einen Bruchteil geschrumpft waren.
■■
Potenzialorientierung
Die Politik richtet ihr Augenmerk immer dorthin, wo aus Sicht der Öffentlichkeit „etwas zu
holen“ ist. Das heißt, politische Entscheidungen werden am Ende eines mehr oder weniger
aufwändigen Meinungsbildungsprozesses kaum nach dem publizierten Ergebnisziel, sondern
vielmehr nach dem Potenzial für die Ausweitung des politischen Handlungsspielraums getroffen. „Sparprogramme“, die in erster Linie in der Erhebung neuer Steuern und Abgaben
bestehen, kommen in regelmäßigen Abständen zum Tragen. Überdurchschnittliche Umsatzrenditen lösen fast automatisch Sondersteuertatbestände aus – auch hier sei die Kernbrennstoffsteuer erwähnt.
Für die Energiewirtschaft äußern sich diese Merkmale politischer Mechanismen in einem auf den
ersten Blick widersprüchlich erscheinenden Doppel-Trend: Marktliberalisierung zur Förderung des
Wettbewerbs im Sinne der Kunden – das Wahlvolk im Allgemeinen, und gleichzeitig Zunahme der
Regulierung zum Schutz oder zur Besitzstandssicherung einzelner Klientelgruppen – das Wahlvolk
im Speziellen.
Der Widerspruch löst sich auf, wenn die Begriffe „Liberalisierung“ und „Regulierung“ präzisiert
werden (Schaubild 4).
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Schaubild 4
Trend-Charakteristik politischer Markteingriffe führt zu zunehmend unattraktiver
Branchenposition
Hoch
„Keep off“
„Catch 22“
Regulierung, „how to play“
Regeln, Vorgaben und Anweisungen
für die Umsetzung konkreter Geschäftsentscheidungen (z.B. Tarife, Fördersätze,
Andienungsrechte und –pflichten etc.)
Grad der
Regulierung
Liberalisierung, „who can play“
Branchenstrukturmerkmale, Marktzugangs- und -abgangsbeschränkungen
(z.B. Zulassungen, Zertifizierungen,
technische Vorgaben, Sicherheitsleistungen etc.)
Wird in aller Regel
nicht angestrebt!
Niedrig
„Protectorate“
„Performer´s Paradise“
Niedrig
Hoch
Grad der Marktliberalisierung
Tendenziell werden Märkte für neue Spieler geöffnet und im nächsten Schritt Gewinne mittels
Regulierungseingriffen abgeschöpft und staatlicher Einflussnahme unterworfen. Als markante Beispiele hierfür auf der internationalen Bühne sind die Strommärkte in Großbritannien und Russland bekannt. Die aktuellen Äußerungen der deutschen Bundesnetzagentur bezüglich sinkender
Renditen für Stromnetzbetreiber zielen in dieselbe Richtung.
(iv) Mögliche Zukunftsbilder der deutschen Gasbranche
Fragen wir uns nun, wie die vor diesem Hintergrund plausiblen und ausreichend wahrscheinlichen
Szenarien für die deutsche Gasbranche aussehen.
Der wesentliche exogene Treiber, die Entwicklung der Weltwirtschaft mit ihren Konsequenzen für
die europäische und die deutsche Wirtschaft, kann prinzipiell drei Kategorien von Zuständen annehmen. (1) Die Wirtschaftslage entwickelt sich global stabil. (2) Die Wirtschaftsentwicklung bricht
deutlich ein. (3) Die Wirtschaftslage verbessert sich spürbar.
Der erste Fall liegt dem oben beschriebenen „Gas Age“-Szenario zu Grunde. Entgegen der Ergebnisse menschlicher Intuition ist genau dieser Fall aber der am wenigsten wahrscheinliche! Denn
während der gesamten Aufzeichnung von Konjunkturentwicklungen beginnend mit dem 14. Jahrhundert in Großbritannien ist keine Periode ausgeprägter Trendstabilität mit einer Dauer von mehr
als 10 Jahren bekannt. Warum sollte sich dies gerade heute ändern?
Die Erfahrung lehrt ganz im Gegenteil, dass Konjunkturzyklen auf globaler und auf nationaler Ebene immer kürzere Perioden aufweisen und die Volatilität der Wirtschaftsentwicklung dabei insgesamt zunimmt.
Das bedeutet, dass der zweite und der dritte Fall deutlich wahrscheinlicher sind. Vor diesem Hintergrund müssen also mindestens zwei weitere Szenarien betrachtet werden.
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IV. Szenario „Bursting Bubbles“
Die Weltfinanz- und Wirtschaftskrise erweist sich als deutlich hartnäckiger als erhofft. Die Globalisierung hat auch die Wertblasen, die sich im Laufe des Umbaus der weltweiten Arbeitsteilung
fast unbemerkt aufgebaut haben, eng miteinander verknüpft. Der nächste Tropfen bringt das Fass
zum Überlaufen und löst eine Kettenreaktion aus, die auch die Energiemärkte trifft (Überblick in
Schaubild 5).
Schaubild 5
Überblick Szenario „Bursting Bubbles“
Auslöser
Trends
EnergieIndustrie
Ausgelöst durch das Platzen diverser „Wertblasen“ rund um den Globus als Kettenreaktion
entsteht eine globale Depression
Ursächlich sind u.a. EURO-Krise, Schuldenkrise USA, Wirtschaft China, „Bad Bank Burden“,
weitverbreiteter staatlicher und privater „Bilanzoptimismus“ (z.B. überzogen ausgewiesene
Rohstoffreserven etc.)
Märkte &
Regulierung
Marktkonvergenz aufgrund protektionistischer Tendenzen bis auf weiteres zurückgestellt
Erneuerbare
Energien
Im Kommen, aber nicht dominant, langsamere Innovationsrate mangels F&E-Ressourcen
Moderat bezuschusst; „Unabhängigkeit“ als Schlüsselargument; Soziale Verteilung der
Lasten etabliert; Demand Management mäßig subventioniert, um den Investitionsbedarf
in Netz und Kraftwerke zu reduzieren
Klima und
De-Karbonisierung
Emissionsziele werden durch Volumenrückgang erreicht ohne dass Emissionskosten steigen
Nuklear
Negative öffentliche Haltung von Deutschland gegenüber Ländern, die Kernenergie
befürworten (z.B. Frankreich, UK)
Rohstoffe
Rückgang der Preise für fossile Brennstoffe; Kohle als Brückentechnologie in einer Welt
der erneuerbaren Energie gesehen; Gas hauptsächlich als Maximallastbrennstoff verwendet
EU-Mechanismen zerfallen; Länder/Allianzen erhalten Kontrolle zurück; kommunales
Handeln dominiert, Übergang wird durch die „überschüssigen Profite“ großer
Energiegesellschaften finanziert
Die nicht gedeckten EURO-Schuldenberge, die staatliche und private Schuldenkrise der USA, die
überzogene Kreditwirtschaft Chinas, die Zeitbombe der „Bad Banks“ und schließlich die versteckte
Kreditblase, die durch den inzwischen weitverbreiteten staatlichen und privaten „Bilanzoptimismus“
(z.B. überzogen ausgewiesene Rohstoffreserven, Umsatzbuchungen für konzernnahe Vertriebsgesellschaften etc.) entstanden ist, platzen nacheinander. Das Ergebnis sind enorme Verunsicherung
von Wirtschaft und Verbrauchern und in der Folge Stagflation und Depression auf globaler Ebene.
Solche Phasen wirtschaftlicher Depression können durchaus ein Jahrzehnt und länger anhalten, wie
die Weltwirtschaftskrise in den 1920/30er Jahren gezeigt hat.
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(i) Weltweite Preis- und Mengeneffekte
Kaufkraftschwund und geringere Industrieproduktion führen zu einem Rückgang der Preise für
fossile Brennstoffe, der durch das auf Grenzkostenniveau reduzierte Fördervolumen nur teilweise
kompensiert wird. Die Suche nach Schiefergas wird unrentabel. Die meisten LNG-Routen und
einige Importpipelines für Erdgas sind unterausgelastet.
(ii) Preis- und Mengeneffekte in Deutschland
Europa und Deutschland sind davon massiv betroffen. Große Überkapazitäten in den Fertigungsbranchen werden stillgelegt oder abgebaut. Die Energienachfrage bricht um über 10 Prozent ein.
Die bereits wesentlichen Kapazitäten für erneuerbare Energieerzeugung dringen mit großer Menge
oft in den Markt der Grundlastkraftwerke ein. Negative Strompreise sind an der Tagesordnung.
(iii) Präferenzänderungen der deutschen Gasbranche
Die Politik reagiert mit bekannten Mitteln. Strom und Gas sind nach wie vor Leistungen der Daseinsvorsorge, mit denen Populisten zumindest in Nischen Punkte sammeln können. Marktliberalisierung beschränkt sich auf die sympathische Drohung, übermäßige Marktmacht durch Konzernzerschlagung zu begrenzen. Regulierung richtet sich auf Klientelgruppen (z.B. Sozialtarife,
Branchentarife etc.), da Gewinnabschöpfung keine gangbare Option darstellt. Eine spürbare Intensivierung der flächendeckenden Regulierungsthemen ist im Gegensatz zu den Nischenthemen nicht
zu erwarten, da die Aufmerksamkeit der Öffentlichkeit von Themen wie Arbeitslosigkeit, Steuererhöhungen und Weltkrisenherde in Anspruch genommen wird. Weitere Kostensteigerungen sind
dem Wähler in diesen Zeiten nicht akzeptabel beizubringen.
Außerdem ist der Ausstoß von Kohlendioxyd wegen des Volumenrückgangs praktisch ohne weitere
Regulierungsmaßnahmen auf das angepeilte Niveau gesunken und wird von der Politik als Erfolg
gefeiert. Eine weitere Verteuerung ist also nicht notwendig. Dadurch sinkt der komparative Kostenvorteil von Gas- gegenüber Kohlekraftwerken.
Die knapperen Mittel setzen die Fortsetzung der Förderung erneuerbarer Energien stark unter
Druck. Selbst falls politisch gewollt, lässt sich der Ausbau aufgrund der enormen Wertvernichtung
bei noch nutzbaren Grundlastkraftwerken nicht mehr vermitteln. Die Priorität für erneuerbare
Energie wird sowohl in Bezug auf die Ausbauförderung als auch auf die Einspeisung zu Fixpreisen
aufgrund des wirtschaftlichen Drucks unabhängig von der politischen Couleur der Regierung stark
eingeschränkt. Der weitere Ausbau wird auf die Zeit „nach der Krise“ verschoben. Die Branche
erleidet einen Wachstumsstopp.
Ein weiteres Feld der Regulierung bleibt allerdings die Förderung der Energieeffizienz, da sie angeblich auch einen Wohlstandsvorteil für die Volkswirtschaft bringt. Die Finanzmittel dafür werden
zwar zurückgefahren, aber Dritte (Immobilienbesitzer, Kommunen, EVU etc.) werden verpflichtet,
die anstehenden Investitionen zu finanzieren. Die „Starken“ tragen hier den größeren Teil der Last
für das Ganze. Das Volk ist besänftigt. Der Gasabsatz gerät dadurch weiter unter Druck.
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(iv) Implikationen für die Teilnehmer der Gasbranche
■■
... für Gasförderer, Gasimporteure und Gasgroßhändler
Zunehmende Volatilität und sinkende Preisniveaus sind mit langfristig mengen- und preisfixierten Liefervereinbarungen nicht vereinbar. Solche „Long Positions“ werden zu „Giant
Bets“ – sowohl für die Käufer als auch für die Verkäufer, denen die „Counterparties“ unterzugehen drohen.
Der Wettbewerb zwischen Pipeline und LNG-Anlagen wird intensiver, und der Preiskampf
verlagert sich in die Gasförderländer. Explorations- und Förderlizenzen verlieren an Wert.
Am Großhandelsmarkt nimmt mit Beschaffungsalternativen und deren verfügbaren Gasmengen die Wettbewerbsintensität rapide zu.
■■
... für Ferngasleitungen, Verteilnetze und Gasspeicher
Die Mengen gehen zurück, der Ertrag kann aber aufgrund der bestehenden Preisregime gesichert werden. Für eine Änderung dieser Regulierung gibt es keinen Anlass, da die Auswirkung der Stückpreiserhöhung für den Verbraucher kaum spürbar und vor allem aufgrund des
komplizierten Mechanismus und der kommunalen Nähe zum Bürger kaum politisierbar ist.
Das Gasspeichergeschäft lebt vom Wert der Reserve in einem volatilen Markt. Gas spielt
als Reservemedium für das Stromnetz aber aufgrund geringer Nachfrage und abnehmender
Volatilität nur eine Nebenrolle. Gasspeicher werfen also längst nicht die heute erwarteten
Renditen ab.
■■
... für Gashändler und -vertriebe
Die Anbieter an den Gasgroßhandelsmärkten reagieren auf den intensiveren Wettbewerb
nicht nur mit Preissenkung, sondern auch mit intelligenteren Produkten, die einen Teil des
Risikos handelbar machen. Dadurch entstehen Business-to-Business-Märkte, auf denen sich
auch mittelgroße Unternehmen direkt eindecken können. Die „Retail“-Märkte schrumpfen
stark.
■■
... für Gaskraftwerkslieferanten und -besitzer
Der Durchschnittsstrompreis steigt aufgrund der negativen Preise, die Eingang in die Grenzkostenkalkulation der Grundlastkraftwerke finden, zwar an, dennoch liegen Gaskraftwerke
aufgrund des Strukturwandels der Merit Order regelmäßig oberhalb der Nachfragegrenzkosten.
Es wäre nämlich falsch, aus den negativen Strompreisen unmittelbar zu schließen, dass der
Mehrbedarf an Flexibilität für negative Regelleistung primär durch Gaskraftwerke gedeckt
werden wird. Denn:
• Erstens fallen schrittweise sämtliche Kernkraftwerke aus dem Markt und werden im
Grundlastbereich durch deutlich flexiblere Braun- und Steinkohleanlagen ersetzt. Dies
deckt einen Großteil des neuen Flexibilitätsbedarfs bereits ab.
• Zweitens werden zunehmend Industriekunden als potenzielle Abnehmer für Überkapazität am Stromgroßhandelsmarkt auftreten und Flexibilität liefern, um neue Erlös- und vor
allem Liquiditätsquellen zu erschließen.
• Drittens wird aufgrund der knappen Mittel sowohl die Ausbauförderung als auch die Einspeisung der erneuerbaren Energie zunehmend zu Marktkonditionen erfolgen. Damit fällt
ein wesentlicher Teil des Flexibilitätsbedarfs auf lange Zeit aus.
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Zusammen mit dem Rückgang der Preise für Steinkohle bedeutet dies im Ergebnis, dass Mittellastkraftwerke (Steinkohlekraftwerke) in die Domäne der Spitzenlastkraftwerke eindringen
werden.
Ein separater Kapazitätsmarkt entsteht also nicht, da die Notwendigkeit nicht existiert und
die Mehrkosten politisch nicht vermittelbar sind. Auch die Netze verkraften die Spitzen aufgrund der schwachen Volumina ohne Ausbau und ohne weitere Reserven. Die Anzahl der
Blackouts bleibt auf heutigem Niveau und wird nicht politisiert.
Neue Gaskraftwerke werden also nicht benötigt. Existierende lohnen sich nur dann, wenn sie
technologisch und brennstoffseitig sehr kosteneffizient betrieben werden können.
■■
... für Lieferanten, Eigentümer und Betreiber von Anlagen der erneuerbaren Energie
Der Idee der Bio-Erdgas-Erzeugung stehen Politik und Bevölkerung zunehmend kritisch gegenüber, da die „Teller-Tank“-Problematik leicht zu polemisieren ist. Das Wachstum dieses
Branchensegments kommt zum Erliegen. Einzig die Hersteller dezentraler KWK-Anlagen
profitieren von der Notwendigkeit, Energie einzusparen.
V. Szenario „Full Steam Ahead“
Die Welt schwenkt in eine neue Wachstumsphase ein. Getragen durch neuen Optimismus und den
Entwicklungsdrang Ostasiens entwickeln sich Europa und die USA zu starken Exporteuren hochwertiger Güter. Die EURO-Krise kann ohne weitere Sparmaßnahmen finanziert werden.
Freier Handel führt zu erheblichem Wohlstandszuwachs und sprudelnden Steuereinnahmen in Europa. Viele freie Mittel strömen in die europäischen Energiemärkte (Überblick in Schaubild 6).
Schaubild 6
Überblick Szenario „Full Steam Ahead“
Auslöser
Trends
EnergieIndustrie
Getragen durch neuen Optimismus und den Entwicklungsdrang Ostasiens entwickeln sich
Europa und die USA zu starken Exporteuren hochwertiger Güter
Freier Handel führt zu erheblichem Wohlstandszuwachs und sprudelnden Steuereinnahmen
Märkte &
Regulierung
Märkte nicht komplett harmonisiert, aber die Integration schreitet voran
Erneuerbare
Energien
Deutschland führt die EU in Innovation und Produktion
Brennstoffpreise machen erneuerbare Energie schneller als erwartet preislich
wettbewerbsfähig
Klima und
De-Karbonisierung
Demand Management in den Alltag integriert; Customer Equity wächst
Nuklear
EU-weite Beschränkung auf bereits bestehende Anlagen
Innerhalb der EU harmonisierte Regulierung; liberalisierte Märkte
Deutschland erkauft sich „Goodwill“, indem es den „Marshall Plan“ für die Entwicklung
und Einführung neuer Energietechniken (NET) finanziert
CO2-Kosten mittel bis hoch; Emissionsziele noch nicht erreicht und neue Ziele vereinbart
Übergang zu erneuerbarer Energie durch „Marshallplan“ finanziert
Rohstoffe
Preise für fossile Brennstoffe steigen
Gas wird hauptsächlich als Maximallastbrennstoff verwendet;
e-Mobility wird ein globaler Trend
14
(i) Weltweite Preis- und Mengeneffekte
Die weltweite Nachfrage nach Energie steigt rasant an, insbesondere in den BRIC-Staaten.
Nachfrage und Preise für fossile Brennstoffe steigen deutlich an. Deutschland ist in einer hervorragenden wirtschaftlichen Lage und erkauft sich „Goodwill“, indem es den „Marshallplan“ für die
Entwicklung und Einführung neuer Energietechniken (NET) finanziert, also Zuschüsse für erneuerbare Energietechnologie international.
(ii) Preis- und Mengeneffekte in Deutschland
Deutschland investiert weiterhin stark in den „Wachstumsmotor Zukunftstechnologien“ und verteidigt seine leitende Rolle im Bereich erneuerbarer Energien innerhalb der EU. Vor dem Hintergrund der globalen Situation und der politischen NET-Agenda sind die Preise für fossile Brennstoffe in Deutschland sehr hoch. Gas wird vorwiegend zur Deckung der Spitzenlast und Reservelast
eingesetzt, dabei ist die Nachfrage hoch.
Als Importeur von Öl und Gas wird die positive Wirtschaftsentwicklung Deutschlands von den
steigenden Rohstoffpreisen zwar gedämpft, dennoch ist Deutschland Motor für Europa und die
Nachfrage nach Energie bleibt auf entsprechend hohem Niveau.
Kohle behält eine hohe Bedeutung als Energieträger. Gerade die Rolle der Braunkohle als sichere
und kostenstabile Brennstoffquelle wächst mit Fortschritten in der Methanisierungstechnik, da sie für
Kohlekraftwerksbetreiber die Möglichkeit schafft, steigende CO2-Emmissionskosten auszugleichen.
Versorgungssicherheit bei hoher Netzauslastung ist der entscheidende qualitative Wert, an dem in
der Branche gemessen wird.
(iii) Präferenzänderungen der deutschen Gasbranche
Neue Klimaziele und internationale Abkommen zur CO2-Reduktion werden vereinbart. Die Preise
für Emissionszertifikate steigen entsprechend in einen mittleren bis hohen Bereich.
Mit steigenden Preisen für fossile Brennstoffe werden erneuerbare Energien schneller als erwartet kosteneffektiv, die Merit Order im Strommarkt wandelt sich. Die Förderung der erneuerbaren
Energien und der e-Mobilität liegen im Trend, Wirtschaftlichkeit steht bei entsprechend entspannter finanzieller Lage von Bund und Ländern hintenan.
Für Gas bleibt aufgrund der Kostennnachteile im Bereich Mobilität nur wenig Spielraum.
Die wesentliche Bedeutung von Erdgas ist im Strommarkt bei Reservelast und Spitzenlast zu finden.
Gerade in der Reservelast kann Kohle nicht mehr ausreichend flexibel reagieren, da die Volatilität
der „Must-Runs“ weiter hochgeschnellt ist.
Die Kernkraft verliert innerhalb der EU an Bedeutung – der „Marshallplan“ finanziert den Übergang.
Die europäischen Energiemärkte sind noch nicht vollständig harmonisiert, aber die Integration
schreitet voran. In der EU ist die Regulierung vollständig harmonisiert.
15
(iv) Implikationen für die Teilnehmer der Gasbranche
■■
... für Gasförderer, Gasimporteure und Gasgroßhändler
Steigende Preisniveaus und Absatzmengen sind für diese Branchenteilnehmer attraktiv.
Gleichzeitig entsteht durch den verstärkten Einsatz erneuerbarer Energiequellen, von Kohle
und durch die Methanisierungstechnik ein neuer Wettbewerbsdruck.
Auch das Erschließen neuer Gasquellen erhöht die Anzahl an Beschaffungsalternativen. Gasimporteuren und Großhändlern kommt der neue Wettbewerb zunächst zugute, eine Konsolidierungswelle und Kooperationen seitens der Förderer stärkt daraufhin deren Verhandlungsbasis deutlich.
Die Infrastruktur stößt teilweise an ihre Grenzen und die Versorgungssicherheit leidet. Planungssicherheit nimmt vor diesem Hintergrund einen noch größeren Stellenwert ein. Zuverlässigkeit in langfristigen Absprachen und die Fähigkeit, entsprechende Garantien anzubieten, werden zur Schlüsselkompetenz in einem zunehmend risikoaversen Umfeld. Hier ist
insbesondere die Abhängigkeit von der Politik in Gasnationen ein kritischer Faktor, der für
Importeure komplexe Herausforderungen und teure Absicherungskosten bedeutet.
■■
... für Ferngasleitungen, Verteilnetze und Gasspeicher
Deutschland baut seine führende Position im Speichern von Erdgas weiter aus. Transportkosten werden im Zuge der steigenden Methanisierungstechnik reduziert. Im Speichergeschäft
findet eine Wertverschiebung statt, da mit dem Aufbau von Methanisierungsanlagen in den
meisten Fällen auch Speicherkapazität geschaffen, und dann üblicherweise auch teilweise am
Markt angeboten wird. Die Speicherfunktion des Gasnetzes wird ausgereizt.
Verteilnetze und Ferngasleitungen stehen vor Herausforderungen, da sie an ihre Kapazitätsgrenzen stoßen. Es gilt, Blackouts zu verhindern.
■■
... für Gashändler und -vertriebe
Diese Branche steht vor starken Wertverschiebungen, da sich hier starke positive und negative Effekte auf Umsatz und Profitabilität gegenüberstehen. Einerseits steigen die Preise für
Gas an, entsprechend nehmen die Anwendungsmöglichkeiten prinzipiell und langfristig ab.
Mit der Marktgröße nehmen auch Umsatz und Ergebnis ab.
Gleichzeitig gibt es mit den Methanisierern neue Anbieter von Gas am Großhandelsmarkt,
das heißt, die Möglichkeiten der Beschaffung nehmen zu, was zu einer Verschiebung der
Marktmacht von den Anbietern zu den Händlern führt.
Als Reaktion darauf werden eben diese Methanisierer teilweise selbst auf dem „Retail“-Markt
aktiv. Dies stellt für die etablierten Händler und Vertriebe einen sehr aggressiven neuen Wettbewerb dar, der mit Grenzkosten kalkulieren kann, da hier CO2 umgesetzt wird.
■■
... für Gaskraftwerkslieferanten und -besitzer
Da die Grundlast von Kohle und zunehmend von erneuerbaren Energiequellen getragen
wird, ist es Aufgabe der Gaskraftwerke, Spitzen- und Reservelasten zu tragen. Hier sind agile
Anlagen von Vorteil, die schnell und stark auf wechselnden Bedarf reagieren können. Gaskraftwerksbesitzer reagieren hierauf insbesondere durch das Halten gemischter Portfolios aus großen Kraftwerken und kleineren lokalen Kraftwerken in der Nähe von Methanisierungsanlagen.
16
■■
... für Lieferanten, Eigentümer und Betreiber von Anlagen der erneuerbaren Energie
Durch entsprechende Förderprogramme, mit denen versucht wird, ehrgeizige Klimaziele zu
erreichen, entsprechende Finanzierung weiterer Forschung und Entwicklung und den steigenden Preis für fossile Brennstoffe profitiert das gesamte Umfeld der erneuerbaren Energie.
Die zunehmende Konkurrenz im Sektor auch mit globalen Konzernen erhöht den Druck,
Prozesse zu professionalisieren und Skaleneffekte zu nutzen. Es findet eine Konsolidierung
in der Branche statt.
VI. Bewusste Wetten auf die Zukunft
Auf den ersten Blick scheint das Szenario „Bursting Bubble“ plausibler als das „Full Steam Ahead“Zukunftsbild. Aber diese Wahrnehmung täuscht. Denn sie ist geprägt von der Bedeutung, die die
aktuelle EURO-Krisensituation in der Aufmerksamkeit des Betrachters einnimmt. Und sie ist fast
noch stärker geprägt von der Skepsis gegenüber heute noch unwirtschaftlichen und ineffizient anmutenden Technologien – in diesem Fall der großtechnischen Methanisierung von CO2 mit Strom
aus erneuerbarer Energie.
Die Erfahrung lehrt jedoch genau das Gegenteil: Die Welt bleibt nicht wie sie heute ist, und neue
Technologien erreichen die Wirtschaftlichkeit viel schneller als vorausgesagt. Ein berühmtes Beispiel
dafür ist der Fehlschluss von Thomas J. Watson, der in den 50er Jahren des letzten Jahrhunderts als
IBM-Chef einen weltweiten Bedarf an Computern in der Größenordnung von drei prognostizierte!
Daraus leiten wir ab, dass man sich mit beiden Szenarien beschäftigen muss, und dass sich die Teilnehmer der Gasbranche explizit entscheiden sollten, ob sie eine „Wette“ auf eines der Szenarien
abschließen wollen („Giant Bet“) oder ob sie sich nur für risikoarme Schritte („No Regret“) entscheiden (zu den Begriffen vgl. Schaubild 7).
Schaubild 7
Explizite Festlegung des Risikoappetits erforderlich
Alternativen
No Regret
Giant Bet
Bedeutung
Eignung
Strategien, die in keinem
Szenario bereut werden
Sicherheit wird gegenüber hohen
Risiken bevorzugt
Investitionen müssen einer
Überprüfung in jedem Szenario
standhalten
Hohes Maß an Unsicherheit über
die Zukunft
Strategien, deren Lukrativität
stark szenarioabhängig ist
Hohes Maß an Unsicherheit über
die Zukunft
Investition auf Basis starker
Annahmen über die Zukunft
Aussicht auf hohe Risikoprämien
Gute RisikomanagementKompetenzen
17
An zwei Beispielen lässt sich plakativ veranschaulichen, wie mögliche Strategien im Licht der Szenarien einzuordnen sind (Überblick in Schaubild 8).
Schaubild 8
Einordnung von potenziellen Entscheidungen aus Sicht von Gashändlern und
Gaskraftwerksbetreibern
Strategie
Gashändler
und -Vertriebe
(inklusive
Stadtwerke)
Investitionen in Marke und Kundenbindung zur Steigerung der Customer Equity
X
Fokussierung auf beziehungsorientierte Kundensegmente
X
Effizienzsteigerungen im Vertrieb (Online-Kanäle, Automatisierung,
Auslagerung Non-Core etc.)
X
Aufbau bzw. Erweiterung wesentlicher Eigenhandelsaktivitäten
X
Eingehen langfristiger „long“-Positionen (z.B. langfristige Bezugsverträge
mit Take-or-pay-Klauseln)
X
Eingehen langfristiger „short“-Positionen
(z.B. Lieferung von Kraftwerksgas zu gedeckelten Preisen)
X
Investitionen in Gasspeicher oder Gaskraftwerke
X
Langfristige Strom-/Wärmelieferverträge auf Basis marktorientierter Preise
Kraftwerkseigentümer
und -Betreiber
„No Regret“ „Giant Bet“
X
Vorlaufinvestitionen in den Aufbau neuer Gaskraftwerke mit Zielrichtung Grundlast
X
Vorlaufinvestitionen in den Aufbau neuer Gaskraftwerke mit Zielrichtung Regelenergie
X
Eingehen langfristiger Bezugsverträge mit Take-or-pay-Klauseln
X
(i) Gashändler und -vertriebe (inkl. Stadtwerke)
Investitionen in Marke und Kundenbindung zur Steigerung der „Customer Equity“ stellen vor dem
Hintergrund der vorgestellten Szenarien „No Regret“ Strategien dar. Dazu gehört auch die Fokussierung auf beziehungsorientierte Kundensegmente, anstatt marktorientierte Kundensegmente
bevorzugt zu bedienen. Auch Effizienzsteigerungen im Vertrieb (Online-Kanäle, Automatisierung,
Auslagerung von Nicht-Kernfunktionen etc.) sind in den Szenarien „Bursting Bubbles“ und „Full
Steam Ahead“ risikominimal und schaffen in jedem Fall einen Vorteil im Wettbewerb.
Der Aufbau bzw. die Erweiterung wesentlicher Eigenhandelsaktivitäten hingegen sollte als „Giant
Bet“ erkannt werden und mit gebührender Beachtung des damit verbundenen Risikos einhergehen.
Denn mit zunehmender Volatilität steigt neben den Chancen natürlich auch das Risiko im Handel an. Ähnliches gilt für das Eingehen langfristiger „long“-Positionen (z.B. durch langfristige Bezugsverträge mit Take-or-pay-Klauseln) im Großhandel sowie auch für das Eingehen langfristiger
„short“-Positionen mit fixierten Preisen (z.B. Lieferung von Kraftwerksgas zu gedeckelten Preisen)
im Großhandel.
Investitionen in Gasspeicher oder Gaskraftwerke mit dem Argument, das Asset-Portfolio abzurunden sind in einem Szenario äußerst lukrativ – im anderen weniger. Entsprechend handelt es sich
auch hier um eine Wette auf eine bestimmte Zukunft.
18
(ii) Kraftwerkseigentümer und -betreiber
Der Abschluss langfristiger Energielieferverträge auf Basis marktorientierter Preise ist als risikovermeidende Strategie ein typischer „No-Regret Move“ im Kraftwerksgeschäft.
Vorlaufinvestitionen in den Aufbau neuer Gaskraftwerke mit Zielrichtung Grundlast hingegen sind
in ihrer Einträglichkeit szenarioabhängig und daher mit der entsprechenden Sorgfalt zu betrachten.
Ebenso verhält es sich mit Vorlaufinvestitionen in den Aufbau neuer Gaskraftwerke mit Zielrichtung
Regelenergie. Hier sind insbesondere Renditeerwartungen der zu regulierenden Kapazitätsmärkte aufgrund des zu erwartenden und oft nicht ausreichend berücksichtigten Sperrklinken-Effekts
überzogen.
Für die deutsche Gasbranche gilt generell, dass wir nicht wissen, wie sich die Wertschöpfungskette
in Bezug auf das Ertragspotenzial entwickeln wird. Einst zuverlässige rahmensetzende Faktoren –
allen voran die Politik – fallen als Ergebnisgarant zunehmend aus. Generell heißt das, die Umsatzrenditen werden sinken.
Dennoch wird es mit hoher Wahrscheinlichkeit sehr ertragreiche Nischen geben. Sie zuverlässig zu
finden und zu bewerten, wird die Spreu vom Weizen trennen.
19
“What goes around comes around”
The German Gas Industry in a Turning Tide
“Natural gas is key to new energy policy” and “Comeback of natural gas!” These
are the catchphrases of industry representatives these days. Changing the energy
policy gives gas fuel a second chance in Germany. Investments in natural gas
and biogas promise low-risk, sustainable and profitable business along the value
chain. Financial investors and energy suppliers have high hopes.
However, there are also other opinions. Representatives of the largest German
energy suppliers declare that building new gas-fired power plants in Germany
does not pay off from today’s perspective even though fuel costs are low. Politics
is asked to create appropriate general conditions. That means more regulation
and market intervention.
But politics also has to take account of reality. The government is short of money
due to the financial and national debt crisis. Those who try to impose additional
burdens on the population will become increasingly unpopular.
So, what will the future bring for the gas industry? “Boom” or “bust”?
Reliable forecasts are impossible in an environment which is strongly characterized by exogenous factors. This also applies to the German gas industry.
In such a situation, plausible scenarios regarding the future provide a good foundation to review strategic decisions and their possible consequences.
Those who do not review their strategy, who decide not to create transparency,
expose investments to an uncertain risk. Betting on the future is not basically
wrong – this is what entrepreneurs do every day. But good entrepreneurs understand the risks and chances involved very well.
20
I. “Gas Age” – The future of the German gas industry?
Germany’s energy policy turnaround came as a big surprise. Not only domestic players were astonished at how fast political decisions can change the general framework of an industry and of the
whole economy. Germany’s European neighbours and global trading partners have also drawn their
conclusions from this turnaround and are currently reviewing their strategies regarding this issue.
The same applies to the gas industry. Most market players and observers – incumbent energy suppliers and municipal utilities as well as international financial investors – believe that there are more
chances than risks involved in the new energy policy. The impression that the “gas age” has started
seems to be substantiated.
An overview of this conclusion is shown in Exhibit 1.
Exhibit 1
Widespread hypothesis – New energy policy initiates “gas age”
Approaches
Promoting renewable
energies
New energy
policy
Reducing
nuclear power
“De-carbonization”
of energy
generation
Consequences
Reduction of “base load”
storage demand for electricity
Gas power plant boom
Increased fluctuation in
demand for electricity
Increase in demand for pipelines and
distribution networks
Increase in import demand for natural gas
Biogas as a growth market
Increase in demand for reserve
capacity for electricity
Revival gas to oil price link
Promotion of distributed,
flexible generation structures
“Gas target model”
“Smart gas” concepts
Gas mobility instead of e-mobility
This forecast is based on the assumption that gas power plants will close the electricity gap caused
by the new German energy policy. A scenario which is based on predictable economic and political
conditions and stable development trends in general and with respect to Germany in particular is derived from this assumption. The scenario includes the implicit hypothesis that after the rapid turnaround of even the “conservatives” among politicians, certain pillars of the energy policy have been
determined in the long term irrespective of the government in charge. These include, above all:
•
•
•
•
•
Trend to promote renewable energies
Trend to de-carbonize energy generation
Trend to harmonize European energy markets
Trend to liberalize competition in European energy markets
Trend to strengthen the role of local authorities with respect to energy supply
If we look into the future, based on this scenario, numerous positive trends for all major players of
the gas industry will emerge.
21
• Demand for gas power plants – to deliver peak load power or to provide the required capacity in times when there is not enough wind and sunshine – will increase significantly
• Local gas-to-power structures will emerge in addition to central structures, which will also
open up new potentials to gas as supplier of heat by means of cogeneration
• Profitability of gas power plants will be achieved through three effects:
1. Favourable fuel costs due to new gas sources (shale gas boom)
2. Increasing efficiency of gas-to-power technology – distributed (cogeneration) and
central (combined cycle)
3. Policy framework (capacity market regulation, promotion of biogas, “gas target
model“, etc.)
• As a result, the demand for gas, which has to be met through increasing import quantities,
above all, will increase. Biogas will hardly be able to provide sufficient quantities in the
long run (“food vs. fuel” debate)
• Consequently, the demand for storing gas will also increase
• The same applies to the demand for long-distance gas supply (pipeline, LNG) and distribution network performance
• Power plant suppliers, plant manufacturers and energy services providers benefit from this trend
II. Unpleasant surprises – the risk of dynamic systems
This plausible point of view, however, has a significant weakness if it will not be considered critically and carefully. Because it ignores the impact which significant context conditions have on these
industry trends.
This is due essentially to the fact that forecasts on the energy industry often do not take sufficient account of the complexity of cause and effect relationships. Thus, mechanisms which either reinforce
or balance each other are systematically underestimated, which results in a large amount of risks for
investors.
A simple example illustrates this effect: there were many more cars with an electric power train than
with a combustion engine on Europe’s streets at the end of the 19th century. The electro-technology
was known and controllable, clean and safe.
Nevertheless, it did not prevail because a suitable service station network was missing. Fossil fuels
do not require electrically linked service stations. A vast area could be covered with service stations
based on liquid fuel at significantly lower costs – a great advantage for opening up the mass market
for vehicles with combustion engine.
This advantage and the mass distribution of vehicles resulted in a rapid decline in costs (economies
of scale) of automobiles with combustion engine, which resulted in an improved utilization of fuel
stations, etc. (Exhibit 2).
22
Exhibit 2
Exponential power of fixed point dynamics of self-reinforcing mechanisms –
for instance, spread of fuel-powered cars
Trigger
Mechanism of action
Density of
fuel station network
Full cost advantage
of fuel station operations
over e-mobility
Profitability of
fuel stations
Economies of scale –
car manufacturing
Addressable market –
automobiles with
combustion engine
Trigger
Effect
Cause and effect relationship
Direction of effect (reinforcing/balancing)
Units of automobiles
with combustion
engine sold
The mutually reinforcing effect of the economies of scale of fuel stations on the one hand and
fuel-powered vehicles on the other hand led to a huge advantage of fossil fuels. The fleet of fuelpowered vehicles outnumbered electric-powered cars within a short period of time. Any attempts
of the “e-mobility incumbents” of that time, including Siemens, to use politics and public means to
take counter-measures for the purpose of supporting electric vehicles failed. For instance, the decision of the Berlin fire department to use electric vehicles was celebrated as “setting the course for the
future” but ended with very disadvantageous economic consequences.
The key message of this example is as follows: the dynamic power of complex correlations is usually
underestimated significantly by market players.
III. The “gas industry” system
The cause and effect relationships of the gas industry are also neither unidirectional nor linear, but
take the form of reinforcing and balancing loops. It is necessary to examine the relevant factors and
their correlations in detail to understand the impact of the economic environment on the attractiveness of the gas industry. A model which illustrates the basic correlations realistically but with sufficient precision is required for this purpose.
Exhibit 3 shows an extract of such a model for the German gas industry. Even though the model
might look complicated at first sight, when examined closer it illustrates the important role which
fluctuations of the global economic situation play as exogenous trigger for shifts in trends in the gas
industry – a fact that is often ignored in a globalized economy!
23
Exhibit 3
Major cause and effect relationships in the gas industry – simplified
Exogenous
trigger
Impacts
Global
Germany
Gas industry in Germany
Energy efficiency
preference
Global Economy
Economic growth
Gas-to-Power
electricity demand
Power-to-Gas
preference
Energy demand
Hard coal
price level
Gas-to-Power
generation preference
Gas price level
Energy demand
Oil price level
Electricity blackout
events
Shale gas
availability
Gas price level
Gas import
demand
Political propensity
to regulate
Nuclear power
import preference
Renewables
preference
Carbon cost
Gas-to-Power
reserve demand
Trigger
Price/Quantity effect
Shift in preference (economic/political)
Power-to-Gas
preference
Implication for gas industry
Reinforcing effect
Balancing effect
The complexity of even significantly simpler system models impedes making reliable forecasts. Even
if the general conditions are known, the results of forecasts will be highly uncertain. Nevertheless,
it is worth deriving explorative scenarios to design management recommendations explicitly and
identify potential risks involved.
(i) Trigger for shifts in trends
The emergence of trends and shifts in trends – e.g. change of direction or acceleration or slowing
down – can be examined in more detail by means of Exhibit 3. Factors which have a considerable
impact on the profitability of business models, products, technologies, etc. are crucial to shifts in
trends. Investors are particularly interested in factors which occur suddenly, i.e. which are hard to
predict. These include technology leaps, sudden shifts in preferences on the part of customers, discovery of new mineral deposits, surprises on the part of politics and regulation, etc.
Some of these factors are part of the system examined (“endogenous”, e.g. intensity of regulation)
while others have their origin beyond the system (“exogenous”, e.g. development of the global
economy).
24
■■
Global economy representing a major exogenous trigger
The most important exogenous trigger for trends in an industry which is about a globally
traded commodity is the global economy. Growth of the global economy has a direct impact
on growth in Europe and in Germany. The global economy also changes the global market
prices for natural gas as well as for its direct substitutes such as hard coal and mineral oil as a
result of increasing or declining demand for fuels.
■■
Global price and quantity effects with respect to gas
Rising gas prices increase the cost effectiveness of exploration and promotion of shale gas and
vice versa. Moreover, the natural gas price is linked to the price of mineral oil by means of the
so called “fuel switch economics”.
■■
Price and quantity effects in Germany
Economic growth increases the demand for energy. Higher demand for energy increases the
likeliness of blackouts in the power supply system since it is more likely that the capacity limits
of the power supply system and the power plants will be reached.
■■
Shifts in preferences of the German gas industry
Preferences regarding individual decision alternatives can be based on purely economic considerations such as comparative cost advantages of gas power plants (gas-to-power generation
preference) over hard coal power plants, for instance. But they can also be based on purely
political considerations such as the political propensity to regulate.
Relative cost effectiveness of gas power plants as compared to hard coal power plants is basically determined by the specific fuel costs within a power category (peak power and starting
speed). They comprise sourcing expenses as well as the costs for emissions of substances –
carbon dioxide, in particular.
The key issue of political preferences is the propensity to regulate of national, country-specific and local authorities. They determine the level of promoting renewable energies directly as
well as indirectly by means of CO2 emission costs (“carbon costs”). Preference of gas power
plants over hard coal power plants is also influenced by emission costs.
Politics also sets the general framework for electricity grid monopoly costs by determining
payment rules for selling electricity production capacity to transmission system operators. Of
course, promoting energy efficiency because politics wants to do so also has an impact on the
gas industry.
An interesting aspect is the impact of CO2 emission costs on the cost effectiveness of the
emerging methanation technology (“power to gas”) which uses captured carbon dioxide as
raw material to produce methane by using electricity. The more expensive the emissions for
coal power plants, the higher the chance that the combination of these power plants with
methanation plants will pay off.
It has to be taken into account in this context that gas tends to be produced from methanation
if the electricity prices on the market are currently low. Accordingly, the demand for gas is
probably low at that time. Therefore, there are strong incentives for operators of methanation plants to also maintain an own gas storage facility and offer third parties to use part of it,
if applicable.
25
(ii) Implications for the gas industry
All these factors have a direct impact on the cost and revenue levers of the gas industry. The demand
for peak load power (“gas-to-power electricity demand”) and fast reserve capacity for electricity
(“gas-to-power reserve demand”) are crucial to the revenue of gas power plants.
Demand for peak load power depends on the overall demand for energy, since the spread between
base and peak load (standard deviation) is also increasing if the overall demand grows.
Demand for reserve capacity also depends on the capacity of erratically available renewable energy
generation plants with feed-in priority. The higher this capacity, the higher will be the demand for
reserve capacity.
However, it is important to recognize in this context that lignite power plants may also assume the
role of peak load and reserve power plants to some extent under certain conditions when combined
with methanation plants. This may result in a decline in the demand for capacity with respect to gas
power plants.
Demand for natural gas imports will also be reduced as a result of methanation and as a result of the
efforts taken to increase energy efficiency. Even though these effects will be expected no sooner than
in 10 to 15 years as a result of the expected progress in methanation technology and other “powerto-gas” technologies, they play an important role within the scope of portfolio planning due to the
long payback period of power plants, pipelines, LNG terminals, etc.
For instance, based on the typical progression of technology curves examined we assume that the
long-end substitution risk of a large-scale power plant of medium merit order will be more than 50
percent from methanation. The “golden end” easily transforms into a “rusty end”.
(iii) Characteristics of political preferences
Politics and regulation are not able to change the energy of the economy in the long run without
shifting value to a large extent. Political intervention thus plays a major role in the energy industry.
In order to actually understand the mechanisms of political processes, two key characteristics of
these processes have to be taken into account: we call them “ratchet effect” and “focus on potential”.
■■
Ratchet effect
Apart from some exceptions, political institutions tend to continuously expand their financial lever and the opportunities to exercise influence. Even after the reasons for taxation or
regulation measures have become obsolete, the measures once introduced continue to exist.
This “ratchet effect” was described by Robert Higgs in “Crisis and Leviathan”, for instance.
Continuous expansion of the public expenditure quota represents a clear proof of this attitude. Looking at individual cases in Germany reveals some historical evidence such as the tax
on spirits but also throws a new light on phenomena such as the solidarity tax or the tax on
nuclear fuel rods.
Such measures will only be abolished if the factual basis will cease to exist. For instance, the tax
on matches, which was implemented in 1909, was abolished no sooner than 1981 after the revenues from matches and lighters had declined significantly due to the spread of cheap lighters.
26
■■
Focus on potential
Politics always turns its attention to issues which offer the chance “to gain something” from
the perspective of the public. That means that at the end of a more or less time-consuming
process of forming an opinion, political decisions will hardly be based on the published objective but rather on the potential for extending the political scope of action. “Savings programmes”, which are mainly based on imposing new taxes and dues, are implemented in regular time intervals. Above-average return on sales almost inevitably triggers the introduction of
special taxes – again the tax on nuclear fuels shall be mentioned.
With respect to the energy industry, these characteristics of political processes result in a double
trend which seems to be contradictory at first sight: market liberalization to promote competition
for the benefit of customers – the voters in general, and, at the same time, increase in regulation to
protect or ensure the assets of individual clientele groups – the voters in particular.
The contradiction is resolved when specifying the terms “liberalization” and “regulation” (Exhibit 4).
Exhibit 4
Trend characteristics of political market intervention result in an industry
position that will be less attractive
High
„Keep off“
„Catch 22“
Regulation, „how to play“
Rules, provisions and instructions for
implementing concrete business
decisions (e.g. rates, subsidies,
tender rights and obligations, etc.)
Level of
regulation
Liberalization, „who can play“
Industry structure features, limitations
to market access and exit (e.g. authorization, certification, technical provisions,
security services, etc.)
Usually not
aimed at!
„Protectorate“
Low
„Performer´s Paradise“
Low
High
Level of market liberalization
In brief, it can be concluded that politics tends to open up markets to new players and then skims
off profits in the next step by means of regulatory measures, and finally makes them subject to government intervention. Electricity markets in Great Britain and Russia are prominent international
examples in this context. Current statements made by the German Federal Network Agency with
respect to declining revenues of electricity grid operators go into the same direction.
27
(iv) Possible future scenarios of the German gas industry
So what are plausible and sufficiently likely scenarios for the German gas industry against this background?
The main exogenous trigger, the development of the global economy and its consequences for the
European and the German industry, can basically take three forms. (1) The economic situation develops in a stable way at global level. (2) The economic development slows down significantly. (3)
The economic situation improves considerably.
The first case is based on the “gas age” scenario described previously. In contrast to the outcome of
human intuition, however, this case is the most unlikely! During the whole time of recording economic developments, starting with Great Britain in the 14th century, there has never been a period
with stable trends lasting for more than 10 years. Why should it be different today?
Quite the opposite is true. Experience shows that business cycles at global as well as at national level
become ever shorter and that the volatility of economic development increases as a result. That
means that the second and third scenarios are more likely. Therefore, we have to examine at least
two more scenarios against this background.
IV. “Bursting bubbles” scenario
The global financial and economic crisis is severer than expected. Globalization has also closely
linked the value bubbles which have developed almost unnoticed within the scope of the transformation of the global division of labour. The next incident will be the straw that breaks the camel’s back.
It will trigger a chain reaction which will also affect the energy markets (cf. overview in Exhibit 5).
Exhibit 5
Overview of “bursting bubbles” scenario
Trigger
Trends in
the energy
industry
Global depression triggered by the bursting of several “value bubbles” around the
globe as chain reaction
Reasons are, amongst others, euro crisis, debt crisis of the United States, economic policy
of China, “bad bank” burden, widespread public and private “balance sheet optimism”
(e.g. larger raw material reserves shown than actually realistic, etc.)
Markets &
regulation
Market convergence put on hold for the time being due to protectionist tendencies
Renewables
Up and coming, but not dominant; slow innovation rate due to a lack of R&D resources
Moderately subsidized; “independency” as key argument; social distribution of burdens
established; demand management moderately subsidized to reduce need for investment
in grid and power plants
Climate and
de-carbonization
Emission targets will be achieved through a decline in volume without emission costs rising
Nuclear
Negative public attitude of Germany and “follower countries” towards countries which
favour nuclear energy (e.g. France, UK)
Raw materials
Decline in prices for fossil fuels; coal considered a technology bridging the gap between the
“old world” and the “world of renewable energies”; gas mainly used as peak load fuel
EU mechanisms fall apart; control will be returned to countries/alliances;
local acting prevails; transition will be financed through “excess profits” of large-scale
energy groups
28
The huge amount of debt in the euro area, which is not covered, the public and private debt crisis in
the United States, the excessive credit policy of China, the time bomb of “bad banks” and finally the
hidden credit bubble which is a result of the public and private “balance sheet optimism” (e.g. larger
value of raw material reserves shown than actually realistic, revenue entries for affiliated distribution
companies, etc.) burst one after another. As a result, there is considerable uncertainty within the
economy and among consumers, resulting in stagflation and depression at global level. Such periods
of economic depression may well last for a decade or even longer, which has been demonstrated by
the global economic crisis of the 1920s/1930s.
(i) Global price and quantity effects
Dwindling purchasing power and a decline in industrial production result in a decline in prices for
fossil fuels, which will only be balanced in part by the production volume reduced to marginal cost
level. Shale gas exploration becomes unprofitable. Most LNG routes and some import pipelines for
natural gas are underutilized.
(ii) Price and quantity effects in Germany
Europe and Germany are strongly affected by this trend. Large overcapacities in the manufacturing
industries are being shut down or reduced. The energy demand declines by more than 10 percent.
Already important capacities for renewable energy generation often enter the market of base load
power plants with large quantities. Negative electricity prices are very common in this context.
(iii) Shifts in preferences of the German gas industry
Politics reacts with known means. Electricity and gas continue to be services of general interest
which enable those “populists” trying to win over the public to gain some credits in niches at least.
Market liberalization is restricted to the popular threat of limiting excessive market power through
forced unbundling. Regulation focuses on clientele groups (e.g. social tariffs, industry tariffs, etc.),
since skimming off excess profits is not a feasible option. In contrast to niche topics, the nation-wide
regulation topics are not expected to be discussed in more detail since the attention of the public
currently focuses on issues such as unemployment, tax increases and trouble spots around the world.
Additional increases in costs are difficult to explain to voters in times like these.
Moreover, the emission of carbon dioxide has declined to the targeted level without additional regulation measures due to the decline in volume, which is celebrated as success by politics. Therefore,
additional increases in prices are not required. Thus, the comparative cost advantage of gas power
plants over coal power plants will decline.
The fact that fewer financial means are available puts a strong pressure on the continuation of the
promotion of renewable energies. Even if politics wanted, an expansion cannot be explained anymore due the huge value destruction at base load power plants that can still be used. Regardless of
the political orientation of the government, priority of renewable energies will be strongly restricted
with respect to promoting their expansion as well as with respect to the feeding-in at fixed prices due
to the economic pressure. Further expansion will be postponed to the time “after the crisis”. The
industry suffers from a halt in growth.
29
However, another area of regulation continues to be the promotion of energy efficiency because
it is said to also generate an advantage in terms of prosperity for the benefit of the economy. Even
though financial means will be cut, third parties (real estate owners, municipalities, energy supply
companies, etc.) will be obliged to pay for upcoming investments. The “strong ones” will have to
bear the largest part of the burden in this context. The population will be satisfied. The pressure on
gas sales will continue to increase as a result.
(iv) Implications for players of the gas industry
■■
... for gas producers, gas importers and gas wholesalers
Increasing volatility and declining prices are not compatible with long-term delivery contracts including fixed quantities and prices with take-or-pay clauses. These “long positions”
will become “giant bets” – for purchasers as well as for sellers which might lose their counterparties.
Competition between pipeline and LNG plants will increase, and the price war will move to
gas producing countries. Exploration and production licenses will lose their value.
The intensity of competition in the wholesale market will rapidly increase due to sourcing
alternatives and their available gas quantities.
■■
... for gas pipelines, distribution networks and gas storage facilities
Quantities will decline, but revenue can be assured due to the existing price regime. There is
no need for changing this regulation since consumers will hardly recognize the impact of the
increase in unit prices, and since it can hardly be made a political issue because of the complicated mechanism and the local closeness to the population.
The gas storage business lives on the value of the reserve in a volatile market. However,
due to low demand and declining volatility, gas only plays a minor role as reserve medium
for the electricity grid. Therefore, gas storage facilities will not yield the currently expected
revenues.
■■
... for gas traders and retailers
Suppliers in gas wholesale markets do not only react on the increased competition by cutting
prices but also by offering smarter products which make part of the risk marketable. Businessto-business markets which also serve medium-sized companies to cover their demand directly
will emerge as a result. Retail markets will decline significantly.
■■
... for gas power plant suppliers and owners
Even though the average electricity price rises due to the negative prices which are included in
the marginal costing of base load power plants, gas power plants are regularly above demandrelated marginal costs due to the structural change of the merit order. In fact, it would be
wrong to conclude directly from negative electricity prices that the additional demand for
flexibility with respect to negative balancing services will be covered primarily through gas
power plants. The reasons are as follows:
• First of all, all nuclear power plants will be shut down step by step and will be replaced by
significantly more flexible lignite and hard coal plants in the area of base load. This already
covers most of the new demand for flexibility.
30
• Second, there will be an increasing number of industrial customers which will enter the
electricity wholesale market as consumers of overcapacity and thus provide the respective
flexibility to open up new sources of revenue and liquidity, above all.
• Third, the promotion of expansion as well as the feeding-in of renewable energies will
increasingly be based on market prices due to the limited financial means. Thus, a major
part of the demand for flexibility ceases to exist for a long time.
Together with the decline in prices for hard coal this results in mid-load power plants (hard
coal power plants) entering the domain of peak load power plants.
Hence, a separate capacity market will not emerge since there is no need, and because the
additional costs could not be explained by politics. The grids are also able to cope with the
peak loads without extension and additional reserves due to the low volumes. The number of
blackouts will remain at the present level and will not be made a political issue.
Thus, new gas power plants are not needed. Existing plants are only profitable if they can be
operated in a very cost-efficient way in terms of technology and fuels.
■■
... for suppliers, owners and operators of renewable energy plants
Politics as well as the population are increasingly critical with respect to the idea of generating
bio natural gas, since the food vs. fuel issue can easily be used for polemical purposes. Growth
of this industry segment will come to a halt.
Only manufacturers of distributed combined heat and power plants will profit from the necessity to save energy.
31
V. “Full steam ahead” scenario
The world enters a new phase of growth. Driven by new optimism and the desire for development of
East Asia, Europe and the United States will become major exporting countries of high value goods.
The euro crisis can be financed without implementing additional savings measures.
Free trade results in a significant increase in prosperity and large tax revenues in Europe. Many
means that are not tied up will flow into the European energy markets (cf. overview in Exhibit 6).
Exhibit 6
Overview of “full steam ahead” scenario
Trigger
Trends in
the energy
industry
Driven by new optimism and the desire for development of East Asia, Europe and the
United States will become major exporting countries of high value goods
Free trade results in a significant increase in prosperity and large tax revenues
Markets &
regulation
Markets have not been harmonized completely yet, but integration is in progress
Renewables
Germany is the leader of the European Union in innovation and production
Fossil fuel prices make renewable energies competitive sooner than expected
Climate and
de-carbonization
Demand management integrated into daily life; customer equity increases
Nuclear
Limitation to already existing plants across the European Union
Regulation has been harmonized within the European Union; liberalized markets
Germany gains goodwill by funding a “Marshall Plan” for the development and implementation
of new energy technologies (NET)
CO2-costs are medium to high; emission targets have not been achieved yet and new targets
have been agreed upon
Transition to renewable energies financed through the “Marshall Plan”
Raw materials
Prices for fossil fuels rise
Gas is mainly used as peak load fuel; e-mobility becomes a global trend
(i) Global price and quantity effects
Global demand for energy increases rapidly, particularly in the BRIC countries.
Demand and prices for fossil fuels increase significantly. Germany is in an excellent economic situation and gains “goodwill” by funding the “Marshall Plan” for the development and implementation
of new energy technologies (NET), i.e. subsidies for renewable energy technology at international
level.
(ii) Price and quantity effects in Germany
Germany continues to invest a lot of money in future technologies since it considers these technologies to be a driving force for economic growth, and it defends its leading role in the area of renewable energies within the European Union. Against the background of the global situation and the
political NET agenda, prices for fossil fuels are very high in Germany. Gas is mainly used to cover
peak load and reserve load, though demand is high.
32
Since Germany has to import oil and gas, its positive economic development will be slowed down as
a result of rising prices for raw materials; however, Germany continues to be the “engine of Europe”,
and the demand for energy continues to be at a high level.
Coal continues to play an important role as energy source. The role of lignite, representing a safe
and stable fuel source in terms of costs, in particular, grows with the progress in methanation technology because it allows operators of coal power plants to balance rising CO2 emission costs.
Security of energy supply during busy hours is the decisive qualitative benchmark against which the
industry is judged.
(iii) Shifts in preferences of the German gas industry
New climate targets and international agreements on CO2 reduction will be agreed upon. Prices for
emission certificates rise accordingly to a medium to high level.
If prices for fossil fuels rise, renewable energies will become cost-effective sooner than expected, and
the merit order in the electricity market will change. Promoting renewable energies and e-mobility is
trendy, profitability is less important in times of relaxed financial conditions at federal and state level.
There is only little scope for gas with respect to mobility due to the disadvantages in terms of costs.
Natural gas is most significant for reserve load and peak load in the electricity market. With respect
to reserve load, in particular, coal can no longer react in a sufficiently flexible way since the volatility
of “must-runs” has further increased significantly.
Nuclear power becomes less important within the European Union – the “Marshall Plan” pays for
the transition period.
European energy markets have not been harmonized completely yet, but integration is in progress.
Regulation has been completely harmonized within the European Union.
(iv) Implications for players of the gas industry
■■
... for gas producers, gas importers and gas wholesalers
Rising price levels and sales volumes are attractive for these industry players. At the same
time, the increased application of renewable energy sources and coal as well as the development of the methanation technology will result in new competitive pressure.
Tapping new gas sources will also increase the number of sourcing alternatives. Gas importers
and wholesalers will benefit from the new competition at first, but then a wave of consolidation and cooperation on the part of the producers will strengthen the producers’ negotiation
power significantly.
The infrastructure will reach its limits in some parts and the security of supply will suffer.
Planning certainty will become even more important against this background. Reliability of
long-term agreements and the ability to offer respective guarantees will become the key competence in an increasingly risk-averse environment.
33
The dependency on politics in gas nations, in particular, is a critical factor in this context,
which means complex challenges and expensive hedging costs for importers.
■■
... for gas pipelines, distribution networks and gas storage facilities
Germany will further expand its leading position in the storage of natural gas. Transportation
costs will be reduced in the course of enhanced methanation technology. There will be a shift
in values in the storage business since the establishment of methanation plants will also create
storage capacity in most cases, which will usually also be offered on the market to some extent.
The storage function of the gas network will be exhausted.
Distribution networks and gas pipelines face severe challenges since they will reach their capacity limits. Blackouts have to be prevented.
■■
... for gas traders and retailers
This industry faces strong shifts in values since there are strong positive as well as negative
impacts on revenue and profitability.
On the one hand, the prices for gas will rise and the application options will basically decline
in the long run as a result. Sales and revenue will also decline in line with the market.
At the same time, methanation companies represent new suppliers of gas in the wholesale
market and the possibilities of sourcing will increase, which will result in a shift of the market
power from suppliers to traders.
As a result, these methanation companies will engage in the retail market. Established traders and sales companies thus have to deal with a very aggressive new competition which can
calculate with marginal costs because CO2 is sold here.
■■
... for gas power plant suppliers and owners
Since the base load is covered by coal and renewable energies to an increasing extent, the task
of gas power plants will be to cover peak and reserve loads. Agile plants which are able to react
fast and effectively on changing demand are an advantage in this context.
The reaction of owners of gas power plants will be to maintain mixed portfolios of large-scale
power plants and small local power plants that are close to methanation plants, in particular.
■■
... for suppliers, owners and operators of renewable energy plants
The whole environment of renewable energies will benefit from respective support programs
designed to achieve ambitious climate targets, respective financing of additional research and
development, and rising prices for fossil fuels.
Increasing competition in the industry also including global groups will increase the pressure
to make processes more professional and to use economies of scale. There will be consolidation in the industry.
34
VI. Betting on the future
The “bursting bubble” scenario seems more plausible than the “full steam ahead” scenario at first
sight. However, this perception is wrong because it is based on the importance which the observer
attaches to the current euro crisis. And it is characterized by the scepticism regarding technologies
which are not economic yet and seem to be inefficient at present – in this case the large-scale methanation of CO2 with electricity generated from renewable energies.
However, experience shows that quite the opposite is true: the world will change and new technologies will become profitable much sooner than predicted. A famous example in this context is the
wrong assumption by Thomas J. Watson, former head of IBM, who predicted in the 1950s of the
last century that the global demand for computers would be about three!
Hence, both scenarios should be considered, and players of the gas industry should explicitly decide
whether they want to bet on one of the scenarios (“giant bet”) or whether they decide to take measures with low risk (“no regret”) (cf. Exhibit 7 for more details on the terms).
Exhibit 7
Explicit decision on risk appetite required
Alternatives
No Regret
Giant Bet
Explanation
Suitability
Strategies you will not
regret in any scenario
Security is preferred to high risks
Investments must stand up
to review in any scenario
High degree of uncertainty
regarding the future
Strategies whose profitability
strongly depends on scenario
Drivers and trends can easily be
forecasted
Investments based on strong
assumptions regarding the future
Chances for high risk premiums
Good risk management
competences
How possible strategies are to be classified in the light of the scenarios can be illustrated by means
of two examples (cf. overview in Exhibit 8).
35
Exhibit 8
Classification of potential decisions from the point of view of gas retailers
and gas power plant operators
Strategy
Gas retail
(incl. public
utility
companies)
Invest in brand and customer loyalty to increase customer equity
X
Focus on relation-oriented customer segments
X
Increase efficiency in sales (online channels, automation, outsourcing of non-core, etc.)
X
Establish and expand major proprietary trading activities
X
Enter into long-term “long” positions (e.g. long-term purchase contracts
with take-or-pay clauses)
X
Enter into long-term “short” positions (e.g. supply of power plant gas at capped prices)
X
Invest in gas storage facilities and gas power plants
X
Conclude long-term electricity/heat supply contracts based on market prices
Power plant
owners and
operators
„No Regret“ „Giant Bet“
X
Make up-front investments in the establishment of new gas power plants focusing
on base load
X
Make up-front investments in the establishment of new gas power plants focusing
on balancing energy
X
Conclude long-term purchase contracts with take-or-pay clauses
X
(i) Gas traders and retailers (incl. public utility companies)
Investments in brand and customer loyalty to increase customer equity represent “no regret” strategies against the background of the scenarios presented. This also includes focusing on relationoriented customer segments instead of preferably serving market-oriented customer segments. Efficiency increases in sales (online channels, automation, outsourcing of non-core functions, etc.)
also involve minimum risks in the “bursting bubble” and “full steam ahead” scenarios and create a
competitive advantage in any case.
Establishing or expanding major proprietary trading activities, however, is to be classified as “giant
bet” and should be accompanied by appropriate consideration of the risk involved. If the volatility
increases, risks will increase too, of course, in addition to chances. It is similar with entering into
long-term “long” positions (e.g. through long-term purchase contracts with take-or-pay clauses) in
wholesale as well as with entering into long-term “short” positions with fixed prices (e.g. supply of
power plant gas at capped prices) in wholesale.
Investments in gas storage facilities or gas power plants with the argument to “complete” the asset
portfolio are extremely profitable in one scenario – and less profitable in the other scenario. Therefore, this too represents a bet on a particular future.
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(ii) Owners and operators of power plants
Concluding long-term energy supply contracts based on market-oriented prices represents a risk
mitigating strategy and thus is a typical “no regret move” in the power plant business.
Up-front investments in the establishment of new gas power plants focusing on base load, however,
depend on the scenario with respect to their profitability and thus have to be considered with appropriate care.
The same applies to up-front investments in the establishment of new gas power plants focusing on
balancing energy. Here, profit expectations of the capital markets, in particular, to be regulated are
assumed to be too high due to the likely ratchet effect that is often not taken into account to a sufficient extent.
In general, with respect to the German gas industry, it is not clear how the value chain will develop
with respect to its potential yield. Formerly reliable regulating factors – above all politics – increasingly fail to guarantee the expected result. In general, this means that return on sales will decline.
Nevertheless, there will probably be some very profitable niches. Identifying and assessing those
niches reliably will separate the wheat from the chaff.
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