Dienstag, 12. Dezember 2017
-   Meinungen & Fakten

Stromexporte sind weder grün noch grau

Deutschland führt eine zunehmend kontroverse Debatte über wachsende Stromexporte. Es wird nach Ursachen und Konsequenzen des positiven Strom-Außenhandelssaldos gefragt. Über die Frage, ob deutsche Stromexporte die Farbe Grün oder Grau haben, erhält die Diskussion jetzt auch eine klimapolitische Dimension.

Es wird unterstellt, mangelnde Flexibilität bei konventionellen Kraftwerken führe bei günstigen Windverhältnissen zu ungeplant hohen Netzlasten, die dann in die Nachbarländer „entsorgt“ werden müssen. Tatsächlich sind die wachsenden Stromausfuhren jedoch eine logische Konsequenz aus der Integration des europäischen Strommarkts sowie des breiten und auf höchste Versorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit ausgerichteten deutschen Stromerzeugungsmix.

2016 erreichte der Überschuss im deutschen Stromaußenhandel eine Höhe von 53,7 TWh 1. Das Umweltbundesamt berechnet für diese Menge eine CO2-Emission in Höhe von 28 Mio. t 2. Daraus ergibt sich ein spezifischer CO2-Emissionsfaktor von 527 g/kWh, der mit dem Emissionsfaktor des nationalen Strommix übereinstimmt. Damit kann den Stromexporten keine besondere Energieträger-Affinität zugeordnet werden. Es stellt sich jedoch die Frage, ob diese Emissionen dem Stromerzeugungsland oder dem Stromverbrauchsland zugerechnet werden sollten. Da die amtierende Bundesregierung davon ausgeht, dass zur Erreichung des nationalen Klimazieles bis 2020 zusätzlich mindestens 50 Mio. t CO2 eingespart werden müssen, ist die richtige Bilanzierung des stromexport-bedingten CO2-Austoßes durchaus von Relevanz.

Markt und System

Das Angebot von und die Nachfrage nach Elektrizität muss sowohl kommerziell wie physikalisch zu jeder Zeit in Einklang gebracht werden. Die ökonomische Verantwortung für Abweichungen zwischen der prognostizierten und der tatsächlichen Netzlast tragen die Bilanzkreisverantwortlichen in ihrem jeweiligen Gebiet. Die Übertragungsnetzbetreiber sind für die technische Netzstabilität verantwortlich. Die Bilanzkreisverantwortlichen bilden die Schnittstelle zwischen Verbraucher und Netzbetreiber. Sie sind verpflichtet, auf Grundlage möglichst exakter Prognosen viertelstundengenaue Fahrpläne zu erstellen und diese den Übertragungsnetzbetreibern mitzuteilen.

Die Markt- und Systemintegration erneuerbarer Energien stellt dabei eine große Herausforderung dar. Für einen Bilanzkreisverantwortlichen ist das Risiko beherrschbarer, wenn ihm neben volatilen auch regelbare Stromerzeuger zur Verfügung stehen. Bei einer unerwartet hohen Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien muss der nicht benötigte Strom (der zuvor ausgeglichenen Bilanz) entweder unverzüglich Abnehmer finden oder abgeregelt werden. In diesen Situationen kommt es häufiger zu erhöhten Stromflüssen in die Nachbarländer. Deutschland ist derzeit elektrisch mit 12 Nachbarländern verbunden. Für den Stromaustausch stehen Kuppelstellen mit einer Übertragungskapazität von 17 GW zur Verfügung (Tab. 1 und 2).

Tab. 1: Entwicklung des Stromaußenhandelssaldos in Deutschland 1990-2016

in Mrd. KWh.

 

1990

1995

2000

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Stromflüsse aus dem Ausland

31,9 

39,7 

45,1 

53,4 

46,1 

44,3 

40,2 

40,6 

42,2 

49,7 

44,2 

38,4 

38,9 

33,6 

27,0 

Stromflüsse in das Ausland

31,1 

34,9 

42,1 

61,9 

65,9 

63,4 

62,7 

54,9 

59,9 

56,0 

67,3 

72,2 

74,5 

85,4 

80,7 

Stromaustauschsaldo Ausland

+0,8 

+4,8 

+3,1 

-8,5 

-19,8 

-19,1 

-22,5 

-14,3 

-17,7 

-6,3 

-23,1 

-33,8 

-35,6 

-51,8 

-53,7 

Quelle: AG Energiebilanzen

 

 

 

Tab. 2: CO2-Emissionen des saldierten Stromaustausches in Mio. t CO2

Jahr

1990

1995

2000

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

CO2-Emissionen

1

3

2

5

12

12

13

9

10

4

14

20

20

28

28

Quelle: Umweltbundesamt

Funktionsweise des Strommarkts

An der Leipziger Strombörse EEX wurden 2016 insgesamt 3.920 TWh Strom auf Termin sowie 535 TWh kurzfristig gehandelt. Auf Basis dieser Mengen bildet sich nach dem Marktprinzip der Merit Order (siehe Abb.) Abb. der aktuelle Strompreis. Der geringstmögliche Preis bildet sich, indem die angebotene Erzeugungsleistung aufsteigend nach dem niedrigsten Preis, der die variablen Kosten der jeweiligen Stromproduzenten deckt, sortiert wird. Das letzte in der Rangfolge stehende Kraftwerk, das zur Deckung der Nachfrage benötigt wird, setzt den Preis.

Infolge des gesetzlichen Einspeisevorrangs sowie des Einsatzes der Marktprämie als Ausgleich zwischen Erlösen und Vergütungen notieren die variablen Kosten der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien bei Null und Strom aus Sonne oder Wind positioniert sich privilegiert an vorderster Stelle der Merit Order. Das führt dazu, dass sich die Einsatzreihenfolge der Stromerzeugungsanlagen verschiebt – teure Stromproduzenten kommen nicht mehr zum Zug, der Börsenpreis sinkt (siehe Abb.). Dieser Effekt verstärkt sich mit steigendem Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung sowie einem breiten Mix konventioneller Stromerzeugungskapazitäten. Wenn ab 2023 die Kernkraftkapazitäten in Deutschland weggefallen sind und möglicherweise nur noch geringe Kohlekapazitäten zur Verfügung stehen, werden vornehmlich Erdgaskraftwerke in die preissetzende Funktion eintreten und der Strompreis würde stärker an die Preise für Importerdgas gekoppelt.

Strombinnenmarkt

Sowohl die European Energy Exchange (EEX) in Leipzig als auch die European Power Exchange (EPEX Spot) in Paris haben sich zu europäischen Handelsplätzen für Energie, Rohstoffe und CO2 entwickelt und beschränken ihre Tätigkeiten nicht auf die jeweiligen Landesgrenzen. Sie tragen damit zur Entwicklung eines einheitlichen Binnenmarktes, dem erklärten Ziel der Europäischen Union, bei.

Infolge der Marktöffnung und des Ausbaus der Grenzkuppelstellen steigt der Stromaustausch zwischen den EU-Mitgliedstaaten sukzessiv an und Deutschland ist mit seiner zentralen geographischen Lage entsprechend gut integriert. Stromnachfrage und Erzeugung werden demzufolge nicht mehr nur national definiert.

Die Vorteile des Strom-Binnenmarktes traten besonders drastisch im Winter 2016/2017 in Erscheinung. Die Netzsituation war aufgrund einer Kältewelle in Europa außergewöhnlich angespannt. Vorübergehend abgeschaltete Kernkraftwerke in Frankreich, Belgien und der Schweiz hatten die Situation in diesen Ländern noch verschärft. Deutschland konnte – bei witterungsbedingt geringer Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien – mit seiner konventionellen Kraftwerkskapazität einen Netzzusammenbruch verhindern.

Bundeswirtschaftsministerium und Bundesnetzagentur gehen in einer aktuellen Erklärung 3 davon aus, dass auch Deutschland vom europäischen Strombinnenmarkt profitieren und sich beim Abbau eigener konventioneller Stromerzeugungskapazitäten auf Stromlieferungen aus den Nachbarländern verlassen kann. Es besteht aber die Gefahr, dass sich die europäischen Staaten gegenseitig blind vertrauen und im Ernstfall keine ausreichenden Erzeugungskapazitäten bereitstehen, um die Stromnachfrage in Extremfällen zu decken.

Auch die Klimapolitik muss europäisch denken

Energieexperten des Öko-Instituts Freiburg geben an, dass die deutschen Stromexporte „sechs Prozentpunkte des deutschen Klimaziels“ kosten 4. Bei einer rein nationalen Betrachtung und Bilanzierung der Klimaschutzanstrengungen und der Vernachlässigung des europäischen Kontextes entstehen überflüssigerweise Abgrenzungs- und Zuweisungsprobleme. Das gilt auch für die Zurechenbarkeit von CO2-Emissionen bei Stromexporten in EU-Nachbarländer.

Die EU-Mitgliedstaaten betreiben eine gemeinsame Energie- und Umweltpolitik und verfolgen ambitionierte CO2-Reduktionsziele. Auch gemeinsame Instrumente zur Erreichung der Ziele wurden implementiert, wie das Emissionshandelssystem (EU-ETS), das die Emissionen in den Bereichen Strom und Industrie kontinuierlich und zielkonform vermindert.

Fazit

Die Europäische Union betreibt eine gemeinschaftliche Energie- und Umweltpolitik. Mit der Schaffung des EU-Binnenmarktes für Energie hat sie einen grenzüberschreitenden Stromhandel ermöglicht – vorrangig mit dem Ziel, die Versorgungssicherheit innerhalb der EU zu stärken und die Preise für Energie wettbewerblich zu gestalten.

Eine isolierte Energie- und Umweltpolitik wird bei immer stärker zusammenwachsenden Märkten zunehmend unmöglich. Das wird auch daran deutlich, dass bei einem grenzüberschreitenden Stromhandel die Emissionen dem Exportland zugerechnet werden und nicht dem Verbraucher. Demnach macht ein länderbezogenes CO2-Reduktionsziel keinen Sinn. Eine isolierte Energie- und Klimapolitik ist aber auch nicht mehr nötig. Schließlich verfolgt die EU eine Gesamtstrategie. Um gemeinsame CO2-Reduktionsziele zu erreichen, hat sie ein funktionierendes Instrument, den Europäischen Emissionshandel.

Um den Strombedarf innerhalb des europäischen Binnenmarktes zu decken, werden noch auf längere Sicht konventionelle Kraftwerke gebraucht. Dementsprechend ist die Farbe des Exportstroms bunt – er setzt sich aus dem gesamten Strommix des exportierenden Landes zusammen.

„et“-Redaktion

Anmerkungen


  1. AG Energiebilanzen, Bruttostromerzeugung in Deutschland nach Energieträgern.

  2. Umweltbundesamt, Entwicklung der spezifischen Kohlendioxid-Emissionen des deutschen Strommix in den Jahren 1990-2016, Dessau 2017, S. 9.

  3. Versorgungssicherheit in Deutschland. Briefingspapier vom 14.11.2017

  4. http://www.sueddeutsche.de/politik/2.220/energie-kohle-fuer-europa-1.3704170 ; Abruf: 13.11.2017

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