Strom - Deutschlands Nachbarländer sind Teil der Energiewende. Vor allem Österreich und die Schweiz haben tragende Rollen. Das ist nur vorübergehend, sagen manche Experten. Andere sehen darin eine Blaupause für regionale Kooperationen über Ländergrenzen hinweg.
Wien Anfang Juli. In ganz Europa herrschen seit Wochen mehr als 35 Grad Celsius. Im Kontrollzentrum des Netzbetreibers Austrian Power Grid (APG) am Stadtrand der Hauptstadt sorgt eine Klimaanlage für angenehme Temperaturen. Die Ziffern und Flussdiagramme auf den Monitoren des Leitstandes zeigen für die Leitungen zwischen Bayern und Österreich die aktuellen Importmengen an. Bedingt durch die vielen PV-Anlagen in Ober- und Niederbayern besteht untertags einen Überangebot, das durch die APG-Leitungen nach Österreich und in die dortigen Pumpspeicher geleitet wird.
Gegen 18 Uhr dreht sich die Flußrichtung um. Analog zum Sonnenstand. Dann exportiert Österreich den Strom der Pumpspeicher zurück nach Bayern. Quasi als Re-Import. Der Netzbetrieb ist im ersten Jahrzehnt des 21. Jahrhundert wieder mehr und mehr vom Wetter abhängig. Das gilt für die vier großen Netzbetreiber in Deutschland genauso wie für die Betreiber in den Nachbarländern. Ob sie das wollen oder nicht. Vor allem Österreich und die Schweiz haben tragende Rollen in dem deutschen Projekt Energiewende.
»Die deutsche Energiewende betrifft auch Österreich zu 100 Prozent«, sagt Gerhard Christiner. Er ist APG-Vorstandsmitglied und für den Technikbereich zuständig. Jetzt steht er in der Leitstelle des Kontrollzentrums und blickt auf die große Anzeigetafel im Kontrollraum. Sie zeigt die Umrisse Österreichs mit allen Übertragungsleitungen, Knotenpunkten und Kraftwerksstandorten. Die GuD-Anlagen in Österreich sind auch verzeichnet. Aber genau wie in Deutschland sind sie kaum oder gar nicht in Betrieb.
Die Energiewende hat den Strompreis gedrückt. Großtechnische Stromerzeugung lohnt sich immer seltener. »Im Sommer sehen wir bereits bis zu 20 GW an PV-Stromerzeugung in Deutschland. Aufgrund der damit verbundenen niedrigen Strompreise wird sehr viel Strom für den Betrieb der Pumpspeicherkraftwerke nach Österreich importiert.« Am 28. Juni wurden beispielsweise über den Tag bis zu 1.000 MW importiert, sagt Christiner. Ab 18 Uhr drehte sich die Flussrichtung wieder um. So geht das Tag für Tag. Je länger, je mehr.
Übergangsphase oder Dauerzustand?
Früher fand der Austausch zur Mittagsspitze statt. Heute gibt es das Mittagsloch. Dann reduziert sich der Import nach Österreich durch die erhöhte Last in Deutschland. Davon abgesehen überschreitet der Import in einer durchschnittlichen Woche laut APG mehrfach die Grenze von 2.500 MW. Je nach Jahreszeit und Stromproduktion. Vor zehn Jahren sah das völlig anders aus. Sowohl bei den Mengen als auch bei der Flußrichtung. Einige Experten sagen, die aktuelle Situation sei nur eine Übergangssituation.
Sobald die großen Nord-Süd-Übertragungsleitungen in Deutschland fertig sind, würde sich der Austausch über die Ländergrenzen automatisch wieder verringern, heißt es. Aber selbst wenn nun zügig gebaut wird, vergehen fünf bis zehn Jahre, bis die Leitungen in Betrieb sind. Manchen ist selbst das noch zu optimistisch gerechnet. Ob Momentaufnahme oder Dauerzustand: APG ist bereits jetzt stark betroffen von der Umstellung der Erzeugung auf Erneuerbare. Deutschland ist der Vorreiter; die übrigen EU-Staaten müssen folgen. Die Europäische Union hat sich dem Klimaschutz verpflichtet und ambitionierte Ziele formuliert.
Alle Mitgliedsländer müssen CO2-Emissionen reduzieren. Der Stromsektor wird einen großen Teil der Einsparungen leisten müssen. So gesehen werden sich die Austauschmengen zwischen Nachbarländern oder Nachbarregionen tendenziell eher erhöhen als stagnieren. Und sei es nur vorübergehend. Außerdem will die EU einen einheitlichen Energiebinnenmarkt schaffen. Das gelingt nur, wenn der Netzverbund innerhalb Europas intensiviert wird.
APG investiere auf zehn Jahre rund 2 Mrd. € in das Netz mit dem Fokus auf Verstärkung und Ausbau, sagt Christiner. »Wir müssen den Netzausbau europäisch denken. In zehn Jahren finden 90 Prozent der Transaktionen im Intraday oder Dayahead statt. Das geht nur, wenn der EU-Netzverbund ausgebaut wird.« Laut einer Untersuchung des Freiburger Öko-Instituts hat auch noch 2050 der europaweite Netzverbund eine sehr wichtige Funktion.
Aber die Strukturen könnten sich ändern. »Steigt der Anteil der Erneuerbaren in Europa wie von der EU geplant, muss es mehr regionale Kooperationen geben«, sagt Dierk Bauknecht, Energieexperte des Öko-Instituts. »Dass hat man in Brüssel und auch in Deutschland erkannt.«
Ein Vorteil der regionalen Kooperationen sei, dass zunächst im kleineren Rahmen und nicht EU-weit länderübergreifende Marktstrukturen aufgebaut werden können, so Bauknecht. »Ein Beispiel ist die Kooperation zwischen Deutschland, Frankreich, Österreich und den Benelux-Staaten, die im Mai die so genannte lastflussbasierte Marktkopplung eingeführt habern, um die Übertragungskapazitäten zwischen den Ländern besser zu nutzen.«
Im Rahmen der regionalen Kooperationen ist vieles denkbar. Etwa bei der Erzeugung: Zwei Länder oder Regionen könnten beispielsweise gemeinsam Erzeugungskapazität in einer Region aufbauen, die aber beide Regionen versorgt und ähnliches.
Theoretisch sind diese quasi zellenartigen Strukturen hundertfach denkbar in Europa. »Das kann aber auch bedeuten, dass verschiedene Preiszonen entstehen, anstatt unterschiedliche Märkte zusammenzuführen«, sagt Bauknecht. So gesehen würde der EU-Binnenmarkt inhärent eine gegenläufige Entwicklung erzeugen. Im Frühjahr legte das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung (DIW) eine Untersuchung vor, ob und wenn ja in welchem Umfang es sinnvoll ist, die einheitliche Gebotszone zwischen Deutschland und Österreich zu trennen. Geprüft wurde unter anderem eine Preisgrenze auf Höhe von Frankfurt am Main.
Dadurch würde Nord- und Mitteldeutschland, wo die Stromerzeugungskapazitäten wegen zahlreich vorhandener Kohle- und Windkraftwerke hoch sind, vom nachfragestärkeren Süddeutschland, wo die Erzeugungskapazitäten schon heute niedriger sind und durch die sukzessive Abschaltung von AKW weiter sinken werden, getrennt.
»Nach einer Modellrechnung würde der Preisunterschied zwischen einer nördlichen und einer südlichen Preiszone im Jahr 2015 bei 1,70 Euro je MWh liegen«, so das DIW in einer Mitteilung. Bei einem derzeit typischen Großhandelspreis von 35 € je MWh entspräche das einem Preisunterschied von 5 %. Stromverbraucher hätten laut DIW in der nördlichen Preiszone eine jährliche Ersparnis von 163 Mio. €. Im Süden Deutschlands müssten die Verbraucher 275 Mio. € mehr zahlen. Für Kraftwerksbetreiber ergäbe sich ein umgekehrter Effekt: Im Norden würden ihre Einnahmen sinken, im Süden dagegen steigen. Für das DIW sind diese Verteilungseffekte kein Grund, zwei Preiszonen einzurichten.
Ob das Thema damit endgültig vom Tisch ist? Das muss sich erst noch zeigen. Gerhard Christiner ist gegen die Trennung: »Das ist aus meiner Sicht kein gangbarer Weg.«
Die preiswerteste Flexibilität ist nach seinen Worten der Netzausbau. Aber das dauert. Über die Jahrzehnte sind viele Vorschriften entstanden, die den Bau neuer Leitungen jetzt in die Länge ziehen. Ein Zurück gibt es nicht. De facto ist dadurch aber ein System der zwei Geschwindigkeiten entstanden. »Der Bau eines Windparks dauert rund eineinhalb Jahre. Eine 380-KV-Leitung dauert zehn Jahre. Diesen Zeitverzug muss man harmonisieren.« Der Wunsch ist verständlich. Aber ob die Politik dem folgt? Vor zwei, drei Jahren wären die Chancen noch sehr schlecht gewesen. Im öffentlichen Diskurs in Deutschland war der Netzausbau lange Zeit ein Nebenschauplatz. Energiewende, das war in Deutschland lange nur eins: die Umstellung der Erzeugung. Netzausbau, Speicher, Bilanzkreise - das waren Themen für Experten. Nicht für die politischen Entscheidungsträger. Wertvolle Zeit ging verloren.
Auch ein virtuelles Kraftwerk bedeutet mehr Flexibilität. Die Lechwerke in Augsburg bündeln seit dem Frühjahr flexible Kapazitäten als Kraftwerksleistung auf Abruf für APG. Der Regelenergiemarkt in Österreich hat nach Christiners Worten ein jährliches Volumen von rund 200 Mio. €. »Teilweise sind bis zu 100 Euro pro Megawattstunde möglich. Die APG ist intensiv bemüht, diesen Markt in Richtung seiner Nachbarländer zu erweitern.« Vermarktet werden die flexiblen Leistungen von den LEW-Handelsspezialisten. Wöchentlich rufen sie bei den Anlagenbetreibern ab, in welchen Zeitfenstern und in welcher Leistung sie in der Folgewoche Regelenergie bereitstellen können. Die eingegangenen Optionen ihrer Kunden werden zu einem Pool gebündelt und in strategisch günstigen Blöcken von je 5 MW Leistung auf der Auktionsplattform von APG platziert.
Nach Vergabe der Zuschläge durch APG informiert LEW die Pool-Mitglieder, in welchen Zeitfenstern ihre Anlagen Bereitschaftsdienst haben.
Laut einer Hochrechnung auf Basis der Werte von Januar bis April sind in diesem Jahr in Österreich Ausgleichsmaßnahmen mit einem Umfang von mehr als 4.000.000 MWh zu erwarten. 2014 waren es knapp 3.500.000 MWh und 2013 circa 3.200.000 MWh.
Die Tendenz ist eindeutig und nicht weiter überraschend. Wenn die Erzeugung variiert, braucht es Hilfsmittel, um das Lastband jederzeit abdecken zu können. Umgekehrt gilt das ebenso. Im September kündigte die EPEX SPOT an, ab Oktober auch 15-Minuten-Kontrakte für den grenzüberschreitenden Handel anzubieten. APG und die vier deutschen Netzbetreiber mussten dafür ihre Fahrplan- und Kapazitätssysteme anpassen, heißt es in einer gemeinsamen Mitteilung.
15-Minuten-Kontrakte bieten den österreichischen Marktteilnehmern sowohl im innerösterreichischen als auch im grenzüberschreitenden Handel zwischen Deutschland und Österreich die Möglichkeit, ihre Handelspositionen weiter zu optimieren, so die EPEX SPOT. Die Kontrakte wurden zuerst auf dem deutschen Intraday-Markt eingeführt und später auf die Schweiz ausgeweitet. Mit der Möglichkeit, diese Kontrakte grenzüberschreitend mit Deutschland zu handeln. Daran zeigt sich: Die deutsche Energiewende ist längst ein europaweites Projekt. Es verändert die Energiebranche grundlegend. Je länger, je mehr. (hd)
