Der Ausbau der erneuerbaren Energien im Norden und die Abschaltung konventioneller Anlagen im Süden bringen das deutsche Übertragungsnetz an seine Kapazitätsgrenzen und erhöhen den Bedarf für Kraftwerksreserven. Sinnvoll wäre eine Teilung des Landes in eine nördliche und eine südliche Preiszone – auch der Schweizer Strommarkt wäre davon betroffen. Veränderungen im konventionellen Kraftwerkspark in Deutschland bis 2017

Die deutsche Energiewende macht vor den Landesgrenzen keinen Halt. Viel Wind und Sonne lassen immer öfter auch die Preise im Schweizer Stromgrosshandel einbrechen. Selbst die Versorgungssicherheit ist aufgrund der Vernetzung keine rein innerdeutsche Angelegenheit. Als südliches Nachbarland ist die Schweiz besonders betroffen. Denn in Deutschland fehlen vor allem im Süden Produktionskapazitäten. Das hat mehrere Gründe:

  • Zwar wird der (fossile) konventionelle Kraftwerkspark bis 2017 netto weiter ausgebaut (vgl. Abbildung). Doch findet das Wachstum vor allem im Nordwesten statt, wo vor allem neue Steinkohlekraftwerke ans Netz gehen.
  • Gleichzeitig werden vorwiegend im Süden Kraftwerke abgeschaltet – dazu gehören ältere fossile Anlagen aber auch das Kernkraftwerk (KKW) Grafenrheinfeld mit einer Leistung von 1275 MW. (Zum Vergleich: Das KKW Mühleberg verfügt über eine Leistung von 373 MW). Mit der weiteren Abschaltung von KKW vor allem in Bayern und Baden Württemberg setzt sich dieser Trend fort.
  • Die erneuerbaren Energien wirken in dieselbe Richtung: Im Norden wird vor allem die Windkraft ausgebaut, im Süden die Photovoltaik (PV). Dadurch akzentuiert sich das Ungleichgewicht vor allem im Winter, denn dann sind sowohl Stromnachfrage als auch Windkraft-Produktion hoch, während der Beitrag der PV gering ist.
  • Ebenfalls während des Winters drohen Situationen mit Gasknappheit, die sich negativ auf die Stromversorgung auswirken. Aufgrund von Beschränkungen im Erdgas-Fernleitungsnetz können nicht alle Gaskraftwerke im Süden sicher versorgt werden, zudem lassen sich nicht alle Anlagen im Notfall auf Erdölbefeuerung umstellen.

Ausbau der Netze oder Kraftwerke im Süden

Das Nord-Süd- Ungleichgewicht wäre kein Grund zur Besorgnis, wenn es ausreichend Übertragungsnetzkapazitäten gäbe. Dann könnte der Norden jederzeit den Süden versorgen, der aufgrund des hohen Industrieanteils besonders viel Energie benötigt. Doch der nötige Leitungsausbau stockt. Immer häufiger kommt es zu einem innerdeutschen Netzengpass. Weil das Gesetz landesweit identische Grosshandelspreise verlangt, hat der Netzengpass jedoch keine unmittelbaren Auswirkungen auf den Strommarkt. Weil es nur eine deutsche Preiszone gibt, sind die Produzenten im Norden grundsätzlich dazu berechtigt, den erzeugten Strom in den Süden oder gar ins südliche Ausland zu liefern. Das Problem: Die dazu nötigen Nord-Süd-Netzkapazitäten sind in der Realität gar nicht vorhanden.

Der Netzbetreiber muss dieses Missverhältnis im Rahmen seiner Systemdienste ausgleichen. Etwas vereinfacht bedeutet dies, dass er den fehlenden Strom im Süden bereitstellen und das Überangebot im Norden reduzieren muss. Mittels «Redispatch» greift er – ähnlich einem hoheitlichen Akt – in den Kraftwerksbetrieb ein. Wird die Produktionsstruktur geschickt zwischen den Regionen verlagert, kann der Engpass aufgehoben werden. Die Kosten zur Entschädigung der Kraftwerke, die ihre Produktion reduzieren oder erhöhen, werden den Verbrauchern über den Netztarif weitergereicht.

Das Instrument des Redispatch ist jedoch eher dazu geeignet, zufällige und unregelmässige Netzengpässe in einem zusammenhängenden Versorgungsgebiet zu beseitigen. In Deutschland hingegen wird damit ein anhaltendes Nord-Süd-Ungleichgewicht ausgeglichen. Weil es im Süden zu wenige Kraftwerke gibt, deren Stromproduktion (neben ihrem kommerziellen Einsatz) noch zusätzlich erhöht werden könnte, müssen die Netzbetreiber bilaterale Verträge mit Reservekraftwerken abschliessen. Wichtig: Dabei handelt es sich nicht etwa um die Beschaffung von Regelleistung oder einen Kapazitätsmarkt. Reservekraftwerke sind in erster Linie ältere Anlagen, die meist aufgrund ihrer hohen Kosten nicht mehr zur Produktion für den Strommarkt genutzt werden.

Die Netzbetreiber entschädigen die Anlagen auf Basis der Kosten, die bei der Sicherstellung der Betriebsbereitschaft sowie bei einer allfälligen Produktion anfallen. Für den Winter 2013/14 hat die Bundesnetzagentur den Bedarf an Reservekraftwerken auf 2540 MW veranschlagt, für 2015/16 auf 4800 MW – das ist mehr als ein Viertel der Produktionskapazität in der Schweiz! Die Reservekraftwerksverordnung lässt übrigens eine Beschaffung im Ausland zu: Ein Teil der Reserve stammt bereits heute aus Österreich. Auch Schweizer Kraftwerke kommen theoretisch in Frage. Offenbar haben einige Betreiber bereits Interesse bekundet (scheinbar handelt es sich vor allem um fossil betriebene, grössere Notstromaggregate).

Preiszonen als Lösung

Mit dem wachsenden Nord-Süd-Ungleichgewicht werden Redispatch und Reservekraftwerke nicht nur laufend teurer, sondern sie verzerren auch die Anreize, in neue Kraftwerke zu investieren. Sinnvoller wäre ein System, das regional unterschiedliche Strompreise zuliesse und die Verfügbarkeit von Kraftwerks- und Netzkapazitäten berücksichtigte. Als einfachstes Modell böte sich eine Aufteilung Deutschlands in eine nördliche und eine südliche Preiszone an. Die Preise würden im Süden automatisch steigen und entsprechende Investitionsanreize vermitteln. Zudem erhielten knappe Leitungskapazitäten zwischen den Zonen einen Wert, der sich an der Preisdifferenz orientierte.

Ein solches Modell ist nicht abwegig. Erstens gibt es solche Preiszonen auch in anderen Ländern (z.B. Italien). Zweitens existierte bis in die 1990er Jahre eine innerdeutsche Nord-Süd-Handelszonengrenze. Die darüber gehandelte Energie wurde pauschal mit 0,25 Pfennig/kWh belastet. Und drittens sind die Vorteile auch durch Studien untermauert. Dennoch dürfte die Idee in der Politik wenig Unterstützung finden: Vor allem die Industrie im Süden hätte wenig Freude an höheren Preisen.

Kaum höhere Preise in der Schweiz

Schliesslich dürfte eine Aufteilung Deutschlands in zwei Preiszonen auch den Schweizer Strommarkt beeinflussen. Generell würden sich die höheren Preise auch im Schweizer Grosshandel niederschlagen –Produzenten wären erfreut, Verbraucher dagegen nicht. Bei genauerer Betrachtung allerdings dürfte sich der Effekt in Grenzen halten. Die «Zweiteilung» Deutschlands mit höheren Preisen im Süden würde in erster Linie im Winter stattfinden. Dann aber stellen sich in der Schweiz ohnehin höhere Preise ein. Weil das Land aufgrund der geringen Wasserkraftproduktion im Winter zum Importeur wird, gleichen sich die Schweizer Grosshandelspreise üblicherweise dem höheren italienischen Niveau an – zwischen der Schweiz und Deutschland resultiert ein Netzengpass. Für Schweizer Marktakteure ändert sich daher wenig, solange die süddeutschen Preise unter dem italienischen Niveau bleiben. Sollten sie hingegen darüber steigen, könnte sich in der Schweiz ein Preisschub im Winter abzeichnen – je nach Engpässen im Übertragungsnetz. Ausserdem würde Italien zum Stromexporteur und die bisherigen Nord-Süd-Stromtransite würden sich umkehren.