Deutschlands kürzlich stark angestiegene Stromimporte sind nicht unbedingt ein Indikator für energiewendebedingte Wohlfahrtsverluste. Vielmehr profitiert die deutsche Volkswirtschaft auf unterschiedliche Weise vom grenzüberschreitenden Stromhandel.
Über Jahre hinweg war Deutschland ein großer Stromexporteur. Zwar gab es immer Stunden mit signifikanten Importmengen, aber im Jahresintegral haben die Exporte die Importe in der Regel deutlich überschritten (siehe Abbildung 1), nicht selten um ca. 50 TWh oder etwa 10 % des gesamten Verbrauchs. In den vergangenen Jahren wurden die hohen Werte von Mitte der letzten Dekade zwar nicht mehr erreicht, der Stromhandelssaldo blieb aber deutlich positiv. Ausweislich der kürzlich veröffentlichten Daten des Statistischen Bundesamts hat sich dies in 2023 deutlich verändert. Im ersten Halbjahr betrugt der Nettoexport nur noch 2 TWh.[1] Auf Basis der Daten der Website stromdaten.info, die sich auf die Daten des Portals SMARD.de der Bundesnetzagentur stützt, hat Deutschland im 2. Quartal sogar netto ca. 8 TWh Strom importiert. Dabei betrug der mittlere Exportpreis gut 74 EUR/MWh, der mittlere Importpreis knapp 102 EUR/MWh.
Diese Zahlen werden nun von unterschiedlichen Diskutanten angeführt, um – teils schrill, teils eher nüchtern – ein Scheitern der deutschen Energiewende und die daraus resultierenden Nachteile für die deutsche Volkswirtschaft zu belegen. So bezeichnete die Bild-Zeitung Deutschland jüngst als „Strombettler“.[2] Prof. David Stadelmann argumentiert auf diesem Blog,[3] dass die Wandlung Deutschlands zum Nettoimporteur auf den Ausstieg aus der Kernenergienutzung zurückzuführen ist und in Verbindung mit den unterschiedlichen Export- und Importpreisen einen energiewendebedingten Wohlfahrtsverlust für Deutschland anzeigt.
Der Autor dieses Beitrags sieht in der Stilllegung bestehender Kernkraftwerke zwar ebenfalls einen Wohlfahrtsverlust und einen Verzicht auf (marginal) günstige CO2-freie Stromerzeugungsmöglichkeiten, der – bei entsprechendem politischen Willen und rechtzeitiger Planung – vermeidbar gewesen wäre. Diese Feststellung ist jedoch unabhängig von der Entwicklung bei der Stromhandelsbilanz. Zudem ist ein negativer Stromhandelssaldo weder als Mengenbilanz noch preisgewichtet als Differenz der Werte von Stromex- und -importen geeignet, einen Wohlfahrtsschaden für Deutschland zu belegen.
Bevor dies näher erläutert wird, erscheint es sinnvoll, auf einige Grundlagen des Stromhandels im europäischen Strombinnenmarkt am Beispiel des Day-Ahead-Marktes einzugehen. Dieser ist der für Erzeugungs- und Verbrauchsentscheidungen und damit für den effizienten Ressourceneinsatz wichtigste Markt. Er ist in Gebotszonen, die vielfach den Nationalstaaten entsprechen,[4] organisiert. Handelsteilnehmer geben Kauf- und Verkaufsgebote in ihrer Gebotszone ab. Auf Basis der abgegebenen Gebote bestimmen anschließend Elektrizitätsmarkt- und Übertragungsnetzbetreiber im Rahmen des sogenannten Single-Day-Ahead-Coupling[5] (SDAC) nicht nur Zuschläge und Zuschlagspreise innerhalb der Gebotszonen, sondern auch den grenzüberschreitenden Handel im Marktkopplungsgebiet. Dabei findet der grenzüberschreitende Handel nicht bilateral zwischen Marktakteuren statt. Vielmehr bestimmt der Marktkopplungsalgorithmus Nettoexport- bzw. -importpositionen von Gebotszonen,[6] die sich systemintegral ausgleichen. Die Festlegung erfolgt so, dass es zu jedem Handelszeitpunkt zu einer Maximierung der Gesamtwohlfahrt im Marktkopplungsgebiet kommt. Dabei dürfen die durch den Handel – bzw. strenggenommen die nicht ausgeglichenen Bilanzen der einzelnen Gebotszonen – hervorgerufenen Stromflüsse die beschränkten Übertragungskapazitäten des Stromnetzes nicht übersteigen. Die Preise in den einzelnen Gebotszonen bestimmen sich aus den jeweiligen Grenzkosten der Nachfragedeckung. Wirken die Kapazitäten des Stromnetzes handelsbeschränkend, kommt es zu Preisdifferenzen zwischen den Gebotszonen. Bei den Übertragungsnetzbetreibern fällt in diesem Fall ein Transporterlös aus dem „Einkauf“ in der Niedrigpreiszone und dem „Weiterverkauf“ in der Hochpreiszone an. Die Verwendung dieser sogenannten Engpassrente ist europarechtlich geregelt. Sie muss zur Erhöhung/Erhaltung der grenzüberschreitenden Handelskapazitäten bzw. hilfsweise zur Senkung der Netztarife eingesetzt werden.
Es handelt sich beim europäischen Stromhandel damit nicht, wie anscheinend von manchen Kommentatoren vermutet, um ein Nullsummenspiel, bei dem nur ein Handelspartner, in der öffentlichen Wahrnehmung zumeist der Exporteur, gewinnen kann. Vielmehr wird durch die Organisation des europäischen Strommarkts sichergestellt, dass die Stromnachfrage in den europäischen Ländern zu jedem Zeitpunkt mit den günstigsten verfügbaren Ressourcen gedeckt werden kann, unabhängig davon, ob diese im In- oder Ausland stehen. Daraus ergibt sich auch, dass die in 2023 beobachteten verstärkten Stromimporte Deutschlands wohlfahrtssteigernd gewirkt haben. Sie haben es insbesondere ermöglicht, auf – aufgrund der hohen CO2-Preise besonders teure – Kohleverstromung zu verzichten, so dass die Stromerzeugung aus Kohle trotz der Stilllegung der Kernkraftwerke im ersten Halbjahr um knapp 20 TWh oder fast 25 % unter dem Vorjahreswert lag.
Veränderungen im Stromhandel haben unterschiedliche Ursachen
Auch ein genauerer Blick auf mögliche Treiber für die beobachteten Veränderungen unterstützt nicht die These, diese reflektierten einen Schaden für die deutsche Volkswirtschaft.
Insbesondere sind die Veränderungen nicht monokausal auf die Stilllegung der letzten verbliebenen Kernkraftwerke im April 2023 zurückzuführen, wie schon ein reiner Mengenvergleich zeigt. So lag im zweiten Quartal 2023 der Nettoexportsaldo um ca. 10,5 TWh unterhalb des entsprechenden Vorjahreswertes. Der Unterschied bei der Stromerzeugung aus Kernenergie betrug aber nur gut 6 TWh. Im Übrigen war auch im zweiten Quartal 2021 der Nettoexportsaldo nur knapp positiv und lag um knapp 3 TWh unter dem Wert aus 2022, bei gleichzeitig ca. 8 TWh höherer Stromerzeugung aus Kernenergie. Offensichtlich wird die Stromhandelsbilanz also von diversen Faktoren beeinflusst.
Zu diesen Faktoren gehören Verfügbarkeit und variable Kosten konventioneller Kraftwerke. Gegenüber 2022 sind insbesondere die Kosten von Erdgas als wichtigem Brennstoff deutlich zurückgegangen. Da gleichzeitig die Kosten für CO2-Zertifikate weiterhin hoch sind, hat sich die Wettbewerbsposition von deutschen Kohlekraftwerken gegenüber Kraftwerken auf Erdgasbasis, die im Ausland sehr viel relevanter sind, deutlich verschlechtert. Gleichzeitig hat sich die in 2022 historisch niedrige Verfügbarkeit der französischen Kernkraftflotte verbessert. Beide Entwicklungen führen zu einer Verdrängung von Stromproduktion in Deutschland durch ausländische Stromerzeugung. Sie gehen aber – auch im Verhältnis zum Vorjahr – mit einer Senkung der volkswirtschaftlichen Kosten für die Deckung der Stromnachfrage und damit einem Wohlfahrtsgewinn einher. Auch deutsche Stromverbraucher profitieren über Stromimporte und in der Folge sinkende Strompreise von dieser Entwicklung.
Ein weiterer möglicher Erklärungsansatz liegt im starken Ausbau der erneuerbaren Energien, insbesondere der Photovoltaik, in Europa in 2022.[7] Auch dieser Ausbau führt zu einer Verringerung der Kosten der Stromerzeugung in Europa und kann damit gleichzeitig eine Wohlfahrtssteigerung und eine Erhöhung der Stromimporte Deutschlands bewirken.
Auch günstige Exporte und teure Importe müssen nicht problematisch sein
Mehr Importe bedeuten also nicht unbedingt einen Wohlfahrtsverlust. Aber wie verhält es sich mit dem unbestrittenen Fakt, dass der Wert der deutschen Stromimporte den Wert der Stromexporte absolut wie spezifisch pro MWh deutlich übersteigt, Deutschland also eher zu Zeiten mit niedrigen Strompreisen Strom exportiert und zu Zeiten mit hohen Strompreisen importiert? Auch hier gilt es, vorschnelle Schlussfolgerungen zu vermeiden.
Zunächst einmal sagen die Preise, zu denen Strom im- oder exportiert wird, nur etwas über die Grenzkosten der Nachfragedeckung zum jeweiligen Handelszeitpunkt, aber nicht über die aus Wohlfahrtsperspektive relevante Kostenstruktur des gesamten Erzeugungssystems.
Dies soll anhand des stark vereinfachten und stilisierten Beispiels aus Abbildung 2 mit perfekten Märkten verdeutlicht werden. Dargestellt sind in der oberen Hälfte der Abbildung zunächst die über die Zeit als unveränderlich angenommenen Stromangebotskurven der Stromversorgungssysteme in zwei Ländern A und B. Für die Nachfrage wird angenommen, dass sie in beiden Ländern zu einem bestimmten Zeitpunkt komplett unelastisch ist, aber in Land A im Zeitverlauf schwankt und entweder die Werte DA,1 oder DA,2 annimmt.
Sind die beiden Systeme nicht miteinander verbunden, so liegt der Preis in Land A entweder bei pA,1 oder pA,2, in Land B immer bei pB mit pA,1 < pB < pA,2. Nun wird (in der unteren Hälfte der Abbildung dargestellt) der Fall einer Verbindung der beiden Länder über eine (als ideal zuverlässig angenommene) Leitung mit der Kapazität C betrachtet. In der Nachfragesituation DA,1 führt das zu einem Stromexport von A nach B. Dabei begrenzt die Kapazität der Leitung das Austauschvolumen. Es kommt deshalb zu keiner Preiskonvergenz zwischen den beiden Ländern. Der Preis liegt in Land A weiterhin bei pA,1, in Land B bei pB. Die Preisdifferenz zwischen beiden Ländern verbleibt bei einer Marktorganisation wie dem oben geschilderten SDAC als Engpassrente bei den den Stromtransport durchführenden Übertragungsnetzbetreibern. Die Wohlfahrt im Gesamtsystem steigt an, da kostengünstigere Ressourcen für die Deckung der Stromnachfrage genutzt werden können.
Ebenso lässt sich der Fall (hier nicht dargestellt) der Nachfragesituation DA,2 betrachten. Hier kommt es zu einem Import des Landes A. Dabei wird so viel Strom aus B importiert, bis die teuren Erzeugungsressourcen im Land A mit Grenzkosten pA,2 vollständig durch günstigere Ressourcen aus Land B verdrängt wurden. Hierfür ist eine Importmenge notwendig, die unterhalb der Kapazität der Verbindungsleitung zwischen beiden Systemen liegt. Deshalb kommt es zur vollständigen Preiskonvergenz. In beiden Ländern liegt der Preis bei pB.
Betrachtet man nun die Import- und Exportpreise aus der Perspektive von Land A, so liegt der Preis für von A exportierten Strom immer unterhalb des Preises von aus Land B importiertem Strom. Trotzdem gilt zu jedem Zeitpunkt, dass A die günstigere Erzeugungsstruktur aufweist, der Preis in A unterhalb oder auf dem gleichen Niveau des Preises in B liegt und der Handel für Land A wohlfahrtssteigernd und preissenkend wirkt.
Bereits dieses einfache Beispiel verdeutlicht, dass auch aus dem Verhältnis von Im- und Exportpreisen genauso wenig wie aus den Mengenverhältnissen Schlussfolgerungen über die Kosten der Stromversorgung in einem Land gezogen werden können. Tatsächlich kommt es gerade in Systemen mit hohen Anteilen an Erzeugungsanlagen mit sehr niedrigen variablen Kosten, aber beschränkter Flexibilität (Wind, PV, Kernenergie), häufig zu Exporten bei vergleichsweise niedrigen Preisen.
Umgekehrt liegen die Verhältnisse in Ländern mit sehr flexiblen Erzeugungssystemen bzw. solchen mit großen hydraulischen Speichern, z. B. alpinen Pumpspeicherkraftwerken. Diese Speicher kaufen Strom zu günstigen Preisen ein, um ihn zu einem späteren Zeitpunkt zu höheren Preisen wieder zu verkaufen. Sie erbringen dabei eine für das System wertvolle Dienstleistung. Insbesondere ist es aus der Perspektive eines Landes wie Deutschland, das topographisch bedingt nicht über nennenswerte hydraulische Speicher verfügt, wirtschaftlich vorteilhaft, wenn dank grenzüberschreitendem Stromhandel günstige Speicher im europäischen Ausland genutzt werden können, statt selbst mit höheren Kosten Flexibilität (z. B. über industrielles Lastmanagement oder teurere Speichertechnologien) erschließen zu müssen. Diese Speichernutzung im Ausland führt aus Perspektive Deutschlands aber gerade zum nun beklagten Phänomen niedriger Export- und hoher Importpreise. Anders gesagt: Errichtete man mit großem Aufwand Speicher innerhalb Deutschlands, könnte sich der Wert der Stromhandelsbilanz hin zu einem positiven Saldo verschieben, aber um den Preis einer ineffizienten Nutzung von Ressourcen und eines damit einhergehenden Wohlfahrtsverlusts.
Von diesen Effekten wohlfahrtssteigernden Handels auch bei wertmäßig negativer Handelsbilanz strikt abzugrenzen ist das im Beitrag von Prof. Stadelmann ebenfalls angesprochene Phänomen negativer Strompreise. Zwar kann es in Einzelfällen (z. B. durch die Vermeidung von An- und Abfahrtkosten von Kraftwerken) fundamentale Gründe für negative Preise geben. In aller Regel sind negative Strompreise, die z. B. im Sommer 2023 an sonnigen, lastschwachen Tagen in vielen Ländern Europas zu beobachten waren, allerdings auf suboptimale Ausgestaltungen von Fördersystemen für erneuerbare Energien zurückzuführen. Besser gestaltete Fördermechanismen[8] würden hier in der Tat Wohlfahrtsverluste vermeiden.
Zusammenfassung
Die Betrachtung von nationalen Stromhandelsbilanzen und deren Veränderungen ist wenig aussagekräftig. Insbesondere sind mengen- oder wertmäßig negative Entwicklungen von Handelssalden nicht mit einem ökonomischen Schaden oder Wohlfahrtsverlust gleichzusetzen.
Die aktuelle Debatte über deutsche Stromimporte erscheint vor diesem Hintergrund nicht zielführend. Trotzdem gilt, dass Stromkosten ein wichtiger Wettbewerbsfaktor sind. Deutschland sollte deswegen großen Wert auf eine kostengünstige (und nachhaltige) Gestaltung des Stromversorgungssystems legen.
Grenzüberschreitende Zusammenarbeit kann dabei eine wichtige Rolle spielen. So zeigen viele Untersuchungen, dass die Dekarbonisierung des europäischen Energiesystems durch Erschließung der europaweit günstigsten Ressourcen bei erneuerbaren Energien, Ausbau der europäischen Stromnetze und Stromhandel günstiger als bei primär national ausgerichteten Strategien umgesetzt werden kann.[9]
[1] https://www.destatis.de/DE/Presse/Pressemitteilungen/2023/09/PD23_351_43312.html
[2] https://www.bild.de/politik/ausland/politik-ausland/neuer-bericht-zeigt-deutschland-wird-zum-strombettler-84977824.bild.html
[3] https://wirtschaftlichefreiheit.de/wordpress/?p=34531
[4][4] Deutschland bildet mit Luxemburg eine gemeinsame Gebotszone. Innerhalb der EU haben Schweden, Dänemark und Italien mehrere Gebotszonen.
[5] Nähere Informationen dazu unter https://www.nemo-committee.eu/sdac
[6] Die Bestimmung von zonenbezogenen Nettoexport- und -importpositionen erfolgt im Gebiet der flussbasierten Marktkopplung, das sich über Kontinental-Mitteleuropa von Rumänien bis Frankreich erstreckt. Außerhalb dieser Region berechnet der Marktkopplungsalgorithmus Austausch zwischen Paaren von Gebotszonen.
[7] Laut dem Branchenportal IWR lag der Ausbau in der EU in 2022 bei über 41 GW, davon 33 GW außerhalb Deutschlands, und damit um 47 Prozent über dem Vorjahreswert (https://www.iwr.de/ticker/solarpower-europe-pv-ausbau-in-der-eu-klettert-2022-auf-neues-rekordniveau-artikel5030).
[8] z.?B. die u. a. vom Autor vorgeschlagenen Financial CfD https://www.econstor.eu/handle/10419/268370
[9] Vgl. z. B. die im Auftrag des BMWK erstellten Langfristszenarien (www.langfristszenarien.de)
Blog-Beiträge zum Thema:
David Stadelmann: Europäischer Stromhandel (1): Edler ausländischer Strom, unethischer deutscher Strom?
Veröffentlicht am von David Stadelmann
Zunächst formal:
Oben steht (Index hier wegen Formatierungsbeschränkung nicht tiefgestellt)
„Dabei wird so viel Strom aus B importiert, bis die teuren Erzeugungsressourcen im Land A mit Grenzkosten pA,1 vollständig durch günstigere Ressourcen aus Land B verdrängt wurden.“
Nun sind aber, wenn ich den Graph richtig vertehe, die teuren Ressourcen in A mit den Grenzkosten pA,2 ausgewiesen, so dass die zitierte Textstelle korrigiert werden müsste.
Dann inhaltlich:
Es wäre traurig bzw. würde von großen Transaktionskosten zeugen, wenn ein System wie der europäische Stromhandel wohlfahrtsvernichtend wäre. Seine Wohlfahrtsgewinne setzen aber bezüglich Deutschland auf einer Erzeugungsstruktur auf, die mal Über- und mal Unterproduktion begünstigt. Anders formuliert: Damit werden in der zweiten Runde Probleme gelöst, die aus der ersten Runde kommen. Ich hatte den Kollegen Stadelmann so verstanden, dass er v.a. die Probleme der ersten Runde kritisierte und nicht die – wie gut auch immer funktionierendenden – Lösungen der zweiten Runde. Außerdem funktioniert das Beispiel deshalb, weil Land B genug nicht selbst benötigte Erzeugungskapazitäten zu pB vorhält. Wie schmutzig/gefährlich diese sind, weiß man nicht. Bei uns abgeschaltete Kapazitäten werden im Bedrafsfall evtl. aus maroden AKW im Elsass oder in Belgien substituiert. Ob das ein Wohlfahrtsgewinn für alle Beteiligten und insbesondere für Deutschland ist, wage ich zu bezweifeln.
Danke Herr Knoll für den Hinweis auf den Index. Ist geändert.
Viele Grüße
Christoph Maurer