Im europäischen Energiesektor werden die notwendigen Ausgangsbedingungen für nachhaltige und signifikante Mehrrenditen geschaffen. Dazu tragen nicht nur die Reformziele der EU und ihrer Mitgliedsländer für den Energiesektor bei, sondern auch ein deutlicher Anstieg der CO2-Preise durch das EU-Emissionshandelssystem (ETS) sowie drastisch sinkende Stromgestehungskosten (LCOE) für Onshore-Wind- und Solarstrom.
Die Politik schafft Klarheit
Zentrale Weichenstellungen der deutschen und spanischen Regierung in diesem Jahr haben für weitere Klarheit in wichtigen Punkten der Energiewende gesorgt. Die deutsche Kohlekommission, die eine Strategie zur Umsetzung der Pariser Reduktionsziele für den Energiesektor ausarbeiten soll, hat im Januar einen vorläufigen Plan zum Ausstieg aus der Stromerzeugung aus Braun- und Steinkohle bis 2038 vorgelegt. Als letztes EU-Land hat Spanien seinen Nationalen Energie- und Klimaplan für die Jahre 2021-2030 vorgelegt und im Februar ein Investitionsprogramm in Höhe von EUR 101,6 Mrd. verabschiedet, mit dem bis 2030 rund 74% des Strombedarfs durch erneuerbare Energien gedeckt werden soll. Sämtliche spanische Kohlekraftwerke sollen demnach bis 2030 bzw. 2035 vom Netz gehen. Damit schließt sich Spanien anderen EU-Ländern an, die ebenfalls den Ausstieg aus Kohlestrom beschlossen haben, darunter Frankreich und Schweden (2022) sowie Österreich, Irland, Italien und Großbritannien (2025). Bis 2030 strebt Spanien eine Stromerzeugungskapazität von mehr als 50 Gigawatt (GW) durch Windkraft sowie mehr als 40 GW durch Photovoltaik- bzw. solarthermische Anlagen an. In abgegebene Leistung umgewandelt könnte eine Megawattstunde rund 1.000 Haushalte versorgen. Um ihre Ziele zu erreichen, will die spanische Regierung in jährlichen Ausschreibungen Stromanbieter um mehr als drei GW Erzeugungskapazitäten für erneuerbare Energie konkurrieren lassen.
Die Politik hat sich klar zu konkreten und langfristigen Zielen bekannt. Der Energiesektor kann sich daher auf Investitionen festlegen, um die nationalen und EU-weiten Ziele umzusetzen.
Ein CO2-Preissignal
Der EU-Emissionshandel (ETS) wurde im Jahr 2007 eingeführt und soll als System für Kohlenstoffhöchstgrenzen und -handel Preisinformationen zur Steuerung von CO2-Emissionen in kohlenstoffintensiven Branchen anzeigen. Die schwache Konjunkturerholung und ein dramatisches Überangebot bei den Emissionsrechten seit 2009 haben dieses Signal jedoch verstummen lassen. Zur Bekämpfung des Überangebots hat die EU eine regelbasierte Marktstabilitätsreserve (MSR) eingeführt und kann so das Volumen anpassen.
Bis September 2019 schrumpft durch die MSR das Angebot an Emissionsrechten um 250 Millionen, bis August 2020 soll das Handelsvolumen um weitere 400 Millionen Rechte reduziert werden. Nach dieser Ankündigung sind die Preise für Emissionsrechte drastisch gestiegen. Monatliche ETS Futures, noch 2018 für EUR 7,78/mt CO2 im Kassahandel erhältlich, kosten mittlerweile EUR 25.
Als Eingangsvariable für Strompreise haben Emissionsrechte die Stromerzeugung aus Kohle wirtschaftlich deutlich weniger attraktiv gemacht. Gleichzeitig werden emissionsfreie, erneuerbare Energien wettbewerbsfähiger.
Sinkende Stromgestehungskosten
Bisher war stets die Politik die treibende Kraft für Veränderungen am europäischen Energiemarkt. Regierungen haben Technologien für erneuerbare Energiequellen durch Steueranreize oder Einspeisungstarife subventioniert und so wesentlich zur Entstehung eines Marktes für erneuerbare Energie beigetragen. Laut Goldman Sachs machen diese Subventionen noch immer zwischen zehn und zwanzig Prozent der EU-Endverbraucherpreise aus.
Die Zeiten der „Out of Market“-Strombeschaffung sind jedoch vorüber. Die aktuellen Stromgestehungskosten für Onshore-Wind und Photovoltaikstrom im spanischen, italienischen, französischen und britischen Stromgroßhandel liegen unter den Terminpreisen, in Deutschland liegen die Kosten unverändert bzw. gleichauf mit den aktuellen Futures-Preisen.
Die meisten Beobachter gehen davon aus, dass die Kosten weiter fallen werden. Dank effizienter Lieferketten, Skalenerträgen und sinkender Installationskosten werden erneuerbare Energien noch wettbewerbsfähiger – und mit sinkenden Kosten wird sich der Ausbau erneuerbarer Energien in der EU nicht inflationär, sondern deflationär auf die Verbraucherpreise auswirken und zusätzlichen Spielraum für Investitionen in Übertragung und Verteilung schaffen.
Wo Anleger von der Energiewende profitieren können
Für Anleger ist das Potenzial des europäischen Energiesektors enorm. Der EU-weite Investitionsbedarf bis 2030 für Kapazitäten zur Erzeugung erneuerbarer Energien sowie für Übertragungs- und Verteilungsnetze wird auf 1,2 Billionen Euro geschätzt, der sich wie folgt aufteilt:
Kapazität: Im Jahr 2017 betrug die installierte Kapazität an Windkraft (Onshore und Offshore) 162 GW, Solarenergie (Photovoltaik) kam auf 83,5 GW. Laut IEA erzeugte die EU 693TWh Strom aus erneuerbaren Quellen (Onshore- und Offshore-Wind, Photovoltaik und Bioenergie). Dies entspricht rund 20% der Stromgewinnung der EU. Bis 2030 soll die Produktion nach Schätzungen der IEA auf 1.435 TWh steigen, was 42% der Gesamtproduktion entspräche. Um dieses Ziel zu erreichen, muss die EU die installierte Kapazität bis 2030 auf 608 GW erhöhen. Zu diesem Ergebnis kommt die IRENA, die den Investitionsbedarf in erneuerbare Energieerzeugung auf EUR 65 Mrd. pro Jahr beziffert (EUR 650 Mrd. über zehn Jahre).
Stromübertragung: Das elektrische Übertragungssystem ist das Netz der Hochspannungsleitungen (220 kV bis 1.000 kV), das große Erzeuger erneuerbarer Energien mit oft entfernten Lastzentren verbindet. Ohne adäquate und zuverlässige Übertragungssysteme sind erneuerbare Energieanlagen bei hoher Produktion zunehmend eingeschränkt oder aber entwickeln sich nicht über die Planungsphase hinaus, da ein Ausbau nicht möglich ist. In einem Bericht an die EU Kommission ermittelte Navigant einen Investitionsaufwand für die Übertragungsinfrastruktur von EUR 188 Mrd. für den Zeitraum von 2017 bis 2030. Dies entspricht 63% des EU-weiten Infrastrukturbedarfs im Energiesektor (Strom, Gas, Öl, Flüssigerdgas und Lagerung).
Stromverteilung: Die elektrischen Verteilernetze sind an das Übertragungssystem angebunden und stellen die Verbindung zum Endverbraucher her. Sie werden von den Versorgern betrieben, die Verbraucher anschließen, Meter installieren und die Endabrechnungen verwalten. Außerdem steigt dank sinkender Kosten und Elastizitätsanforderungen die Zahl kleinerer Anlagen, die Strom aus erneuerbaren Quellen produzieren. Daher müssen die Netze für höhere Belastung ausgebaut werden. Der Investitionsbedarf in den Verteilernetzen ist deutlich größer als in der Übertragung. Geht man von einer konservativen 2:1-Skalierung aus, liegt das EU-weite Investitionsvolumen für Stromverteilung bis 2030 bei rund EUR 376 Mrd.
ESG als Filter
Zwar mangelt es nicht an Investitionsmöglichkeiten in Energieanlagen und Stromnetze, doch nicht alle Emittenten können in gleichem Maße von Veränderungen am Markt profitieren. Strategien für ESG (Umwelt, Gesellschaft, Governance) bieten Anlegern ein praktisches Modell, mit dem sie vielversprechende Emittenten identifizieren und Risiken durch Unternehmen begrenzen können, deren Geschäftsmodell durch den Wandel bedroht ist.
Zu den wichtigsten ESG-Faktoren gehören das Investitionsvolumen in erneuerbare Energien und Netze, der Leistungsausweis eines Unternehmens in der Umsetzung entsprechender Projekte sowie Management- und Aufsichtsgremien, die sich durch Vielfalt, Kompetenz und zukunftsorientierte Planung auszeichnen.
John Miller, Vice President, ESG Senior Research Analyst, Calvert Research and Management/Eaton Vance
