\u00dcber Jahre hinweg war Deutschland ein gro\u00dfer Stromexporteur. Zwar gab es immer Stunden mit signifikanten Importmengen, aber im Jahresintegral haben die Exporte die Importe in der Regel deutlich \u00fcberschritten (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 k\u00fcrzlich ver\u00f6ffentlichten Daten des Statistischen Bundesamts hat sich dies in 2023 deutlich ver\u00e4ndert. Im ersten Halbjahr betrugt der Nettoexport nur noch 2 TWh.[1]<\/a> Auf Basis der Daten der Website stromdaten.info, die sich auf die Daten des Portals SMARD.de der Bundesnetzagentur st\u00fctzt, 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.<\/p>\n\n\n\n Diese Zahlen werden nun von unterschiedlichen Diskutanten angef\u00fchrt, um \u2013 teils schrill, teils eher n\u00fcchtern \u2013 ein Scheitern der deutschen Energiewende und die daraus resultierenden Nachteile f\u00fcr die deutsche Volkswirtschaft zu belegen. So bezeichnete die Bild-Zeitung Deutschland j\u00fcngst als \u201eStrombettler\u201c.[2]<\/a> Prof. David Stadelmann argumentiert auf diesem Blog,[3]<\/a> dass die Wandlung Deutschlands zum Nettoimporteur auf den Ausstieg aus der Kernenergienutzung zur\u00fcckzuf\u00fchren ist und in Verbindung mit den unterschiedlichen Export- und Importpreisen einen energiewendebedingten Wohlfahrtsverlust f\u00fcr Deutschland anzeigt.<\/p>\n\n\n\n Der Autor dieses Beitrags sieht in der Stilllegung bestehender Kernkraftwerke zwar ebenfalls einen Wohlfahrtsverlust und einen Verzicht auf (marginal) g\u00fcnstige CO2<\/sub>-freie Stromerzeugungsm\u00f6glichkeiten, der \u2013 bei entsprechendem politischen Willen und rechtzeitiger Planung \u2013 vermeidbar gewesen w\u00e4re. Diese Feststellung ist jedoch unabh\u00e4ngig 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 f\u00fcr Deutschland zu belegen.<\/p>\n\n\n\n Bevor dies n\u00e4her erl\u00e4utert wird, erscheint es sinnvoll, auf einige Grundlagen des Stromhandels im europ\u00e4ischen Strombinnenmarkt am Beispiel des Day-Ahead-Marktes einzugehen. Dieser ist der f\u00fcr Erzeugungs- und Verbrauchsentscheidungen und damit f\u00fcr den effizienten Ressourceneinsatz wichtigste Markt. Er ist in Gebotszonen, die vielfach den Nationalstaaten entsprechen,[4]<\/a> organisiert. Handelsteilnehmer geben Kauf- und Verkaufsgebote in ihrer Gebotszone ab. Auf Basis der abgegebenen Gebote bestimmen anschlie\u00dfend Elektrizit\u00e4tsmarkt- und \u00dcbertragungsnetzbetreiber im Rahmen des sogenannten Single-Day-Ahead-Coupling[5]<\/a> (SDAC) nicht nur Zuschl\u00e4ge und Zuschlagspreise innerhalb der Gebotszonen, sondern auch den grenz\u00fcberschreitenden Handel im Marktkopplungsgebiet. Dabei findet der grenz\u00fcberschreitende Handel nicht bilateral zwischen Marktakteuren statt. Vielmehr bestimmt der Marktkopplungsalgorithmus Nettoexport- bzw. -importpositionen von Gebotszonen,[6]<\/a> die sich systemintegral ausgleichen. Die Festlegung erfolgt so, dass es zu jedem Handelszeitpunkt zu einer Maximierung der Gesamtwohlfahrt im Marktkopplungsgebiet kommt. Dabei d\u00fcrfen die durch den Handel \u2013 bzw. strenggenommen die nicht ausgeglichenen Bilanzen der einzelnen Gebotszonen \u2013 hervorgerufenen Stromfl\u00fcsse die beschr\u00e4nkten \u00dcbertragungskapazit\u00e4ten des Stromnetzes nicht \u00fcbersteigen. Die Preise in den einzelnen Gebotszonen bestimmen sich aus den jeweiligen Grenzkosten der Nachfragedeckung. Wirken die Kapazit\u00e4ten des Stromnetzes handelsbeschr\u00e4nkend, kommt es zu Preisdifferenzen zwischen den Gebotszonen. Bei den \u00dcbertragungsnetzbetreibern f\u00e4llt in diesem Fall ein Transporterl\u00f6s aus dem \u201eEinkauf\u201c in der Niedrigpreiszone und dem \u201eWeiterverkauf\u201c in der Hochpreiszone an. Die Verwendung dieser sogenannten Engpassrente ist europarechtlich geregelt. Sie muss zur Erh\u00f6hung\/Erhaltung der grenz\u00fcberschreitenden Handelskapazit\u00e4ten bzw. hilfsweise zur Senkung der Netztarife eingesetzt werden.<\/p>\n\n\n\n Es handelt sich beim europ\u00e4ischen Stromhandel damit nicht, wie anscheinend von manchen Kommentatoren vermutet, um ein Nullsummenspiel, bei dem nur ein Handelspartner, in der \u00f6ffentlichen Wahrnehmung zumeist der Exporteur, gewinnen kann. Vielmehr wird durch die Organisation des europ\u00e4ischen Strommarkts sichergestellt, dass die Stromnachfrage in den europ\u00e4ischen L\u00e4ndern zu jedem Zeitpunkt mit den g\u00fcnstigsten verf\u00fcgbaren Ressourcen gedeckt werden kann, unabh\u00e4ngig davon, ob diese im In- oder Ausland stehen. Daraus ergibt sich auch, dass die in 2023 beobachteten verst\u00e4rkten Stromimporte Deutschlands wohlfahrtssteigernd gewirkt haben. Sie haben es insbesondere erm\u00f6glicht, auf \u2013 aufgrund der hohen CO2<\/sub>-Preise besonders teure \u2013 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.<\/p>\n\n\n\n Ver\u00e4nderungen im Stromhandel haben unterschiedliche Ursachen<\/strong><\/p>\n\n\n\n Auch ein genauerer Blick auf m\u00f6gliche Treiber f\u00fcr die beobachteten Ver\u00e4nderungen unterst\u00fctzt nicht die These, diese reflektierten einen Schaden f\u00fcr die deutsche Volkswirtschaft.<\/p>\n\n\n\n Insbesondere sind die Ver\u00e4nderungen nicht monokausal auf die Stilllegung der letzten verbliebenen Kernkraftwerke im April 2023 zur\u00fcckzuf\u00fchren, 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 \u00dcbrigen 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 h\u00f6herer Stromerzeugung aus Kernenergie. Offensichtlich wird die Stromhandelsbilanz also von diversen Faktoren beeinflusst.<\/p>\n\n\n\n Zu diesen Faktoren geh\u00f6ren Verf\u00fcgbarkeit und variable Kosten konventioneller Kraftwerke. Gegen\u00fcber 2022 sind insbesondere die Kosten von Erdgas als wichtigem Brennstoff deutlich zur\u00fcckgegangen. Da gleichzeitig die Kosten f\u00fcr CO2<\/sub>-Zertifikate weiterhin hoch sind, hat sich die Wettbewerbsposition von deutschen Kohlekraftwerken gegen\u00fcber Kraftwerken auf Erdgasbasis, die im Ausland sehr viel relevanter sind, deutlich verschlechtert. Gleichzeitig hat sich die in 2022 historisch niedrige Verf\u00fcgbarkeit der franz\u00f6sischen Kernkraftflotte verbessert. Beide Entwicklungen f\u00fchren zu einer Verdr\u00e4ngung von Stromproduktion in Deutschland durch ausl\u00e4ndische Stromerzeugung. Sie gehen aber \u2013 auch im Verh\u00e4ltnis zum Vorjahr \u2013 mit einer Senkung der volkswirtschaftlichen Kosten f\u00fcr die Deckung der Stromnachfrage und damit einem Wohlfahrtsgewinn einher. Auch deutsche Stromverbraucher profitieren \u00fcber Stromimporte und in der Folge sinkende Strompreise von dieser Entwicklung.<\/p>\n\n\n\n Ein weiterer m\u00f6glicher Erkl\u00e4rungsansatz liegt im starken Ausbau der erneuerbaren Energien, insbesondere der Photovoltaik, in Europa in 2022.[7]<\/a> Auch dieser Ausbau f\u00fchrt zu einer Verringerung der Kosten der Stromerzeugung in Europa und kann damit gleichzeitig eine Wohlfahrtssteigerung und eine Erh\u00f6hung der Stromimporte Deutschlands bewirken.<\/p>\n\n\n\n Auch g\u00fcnstige Exporte und teure Importe m\u00fcssen nicht problematisch sein<\/strong><\/p>\n\n\n\n Mehr Importe bedeuten also nicht unbedingt einen Wohlfahrtsverlust. Aber wie verh\u00e4lt es sich mit dem unbestrittenen Fakt, dass der Wert der deutschen Stromimporte den Wert der Stromexporte absolut wie spezifisch pro MWh deutlich \u00fcbersteigt, 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.<\/p>\n\n\n\n Zun\u00e4chst einmal sagen die Preise, zu denen Strom im- oder exportiert wird, nur etwas \u00fcber die Grenzkosten der Nachfragedeckung zum jeweiligen Handelszeitpunkt, aber nicht \u00fcber die aus Wohlfahrtsperspektive relevante Kostenstruktur des gesamten Erzeugungssystems.<\/p>\n\n\n\n Dies soll anhand des stark vereinfachten und stilisierten Beispiels aus Abbildung 2 mit perfekten M\u00e4rkten verdeutlicht werden. Dargestellt sind in der oberen H\u00e4lfte der Abbildung zun\u00e4chst die \u00fcber die Zeit als unver\u00e4nderlich angenommenen Stromangebotskurven der Stromversorgungssysteme in zwei L\u00e4ndern A und B. F\u00fcr die Nachfrage wird angenommen, dass sie in beiden L\u00e4ndern zu einem bestimmten Zeitpunkt komplett unelastisch ist, aber in Land A im Zeitverlauf schwankt und entweder die Werte DA,1 <\/sub>oder DA,2<\/sub> annimmt.<\/p>\n\n\n\n Sind die beiden Systeme nicht miteinander verbunden, so liegt der Preis in Land A entweder bei pA,1<\/sub> oder pA,2<\/sub>, in Land B immer bei pB<\/sub> mit pA,1<\/sub> < pB<\/sub> < pA,2<\/sub>. Nun wird (in der unteren H\u00e4lfte der Abbildung dargestellt) der Fall einer Verbindung der beiden L\u00e4nder \u00fcber eine (als ideal zuverl\u00e4ssig angenommene) Leitung mit der Kapazit\u00e4t C betrachtet. In der Nachfragesituation DA,1<\/sub> f\u00fchrt das zu einem Stromexport von A nach B. Dabei begrenzt die Kapazit\u00e4t der Leitung das Austauschvolumen. Es kommt deshalb zu keiner Preiskonvergenz zwischen den beiden L\u00e4ndern. Der Preis liegt in Land A weiterhin bei pA,1<\/sub>, in Land B bei pB<\/sub>. Die Preisdifferenz zwischen beiden L\u00e4ndern verbleibt bei einer Marktorganisation wie dem oben geschilderten SDAC als Engpassrente bei den den Stromtransport durchf\u00fchrenden \u00dcbertragungsnetzbetreibern. Die Wohlfahrt im Gesamtsystem steigt an, da kosteng\u00fcnstigere Ressourcen f\u00fcr die Deckung der Stromnachfrage genutzt werden k\u00f6nnen.<\/p>\n\n\n\n Ebenso l\u00e4sst sich der Fall (hier nicht dargestellt) der Nachfragesituation DA,2<\/sub> 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<\/sub> vollst\u00e4ndig durch g\u00fcnstigere Ressourcen aus Land B verdr\u00e4ngt wurden. Hierf\u00fcr ist eine Importmenge notwendig, die unterhalb der Kapazit\u00e4t der Verbindungsleitung zwischen beiden Systemen liegt. Deshalb kommt es zur vollst\u00e4ndigen Preiskonvergenz. In beiden L\u00e4ndern liegt der Preis bei pB<\/sub>.<\/p>\n\n\n\n Betrachtet man nun die Import- und Exportpreise aus der Perspektive von Land A, so liegt der Preis f\u00fcr von A exportierten Strom immer unterhalb des Preises von aus Land B importiertem Strom. Trotzdem gilt zu jedem Zeitpunkt, dass A die g\u00fcnstigere Erzeugungsstruktur aufweist, der Preis in A unterhalb oder auf dem gleichen Niveau des Preises in B liegt und der Handel f\u00fcr Land A wohlfahrtssteigernd und preissenkend wirkt.<\/p>\n\n\n\n Bereits dieses einfache Beispiel verdeutlicht, dass auch aus dem Verh\u00e4ltnis von Im- und Exportpreisen genauso wenig wie aus den Mengenverh\u00e4ltnissen Schlussfolgerungen \u00fcber die Kosten der Stromversorgung in einem Land gezogen werden k\u00f6nnen. Tats\u00e4chlich kommt es gerade in Systemen mit hohen Anteilen an Erzeugungsanlagen mit sehr niedrigen variablen Kosten, aber beschr\u00e4nkter Flexibilit\u00e4t (Wind, PV, Kernenergie), h\u00e4ufig zu Exporten bei vergleichsweise niedrigen Preisen.<\/p>\n\n\n\n Umgekehrt liegen die Verh\u00e4ltnisse in L\u00e4ndern mit sehr flexiblen Erzeugungssystemen bzw. solchen mit gro\u00dfen hydraulischen Speichern, z. B. alpinen Pumpspeicherkraftwerken. Diese Speicher kaufen Strom zu g\u00fcnstigen Preisen ein, um ihn zu einem sp\u00e4teren Zeitpunkt zu h\u00f6heren Preisen wieder zu verkaufen. Sie erbringen dabei eine f\u00fcr das System wertvolle Dienstleistung. Insbesondere ist es aus der Perspektive eines Landes wie Deutschland, das topographisch bedingt nicht \u00fcber nennenswerte hydraulische Speicher verf\u00fcgt, wirtschaftlich vorteilhaft, wenn dank grenz\u00fcberschreitendem Stromhandel g\u00fcnstige Speicher im europ\u00e4ischen Ausland genutzt werden k\u00f6nnen, statt selbst mit h\u00f6heren Kosten Flexibilit\u00e4t (z. B. \u00fcber industrielles Lastmanagement oder teurere Speichertechnologien) erschlie\u00dfen zu m\u00fcssen. Diese Speichernutzung im Ausland f\u00fchrt aus Perspektive Deutschlands aber gerade zum nun beklagten Ph\u00e4nomen niedriger Export- und hoher Importpreise. Anders gesagt: Errichtete man mit gro\u00dfem Aufwand Speicher innerhalb Deutschlands, k\u00f6nnte 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.<\/p>\n\n\n\n Von diesen Effekten wohlfahrtssteigernden Handels auch bei wertm\u00e4\u00dfig negativer Handelsbilanz strikt abzugrenzen ist das im Beitrag von Prof. Stadelmann ebenfalls angesprochene Ph\u00e4nomen negativer Strompreise. Zwar kann es in Einzelf\u00e4llen (z. B. durch die Vermeidung von An- und Abfahrtkosten von Kraftwerken) fundamentale Gr\u00fcnde f\u00fcr negative Preise geben. In aller Regel sind negative Strompreise, die z. B. im Sommer 2023 an sonnigen, lastschwachen Tagen in vielen L\u00e4ndern Europas zu beobachten waren, allerdings auf suboptimale Ausgestaltungen von F\u00f6rdersystemen f\u00fcr erneuerbare Energien zur\u00fcckzuf\u00fchren. Besser gestaltete F\u00f6rdermechanismen[8]<\/a> w\u00fcrden hier in der Tat Wohlfahrtsverluste vermeiden.<\/p>\n\n\n\n Zusammenfassung<\/strong><\/p>\n\n\n\n Die Betrachtung von nationalen Stromhandelsbilanzen und deren Ver\u00e4nderungen ist wenig aussagekr\u00e4ftig. Insbesondere sind mengen- oder wertm\u00e4\u00dfig negative Entwicklungen von Handelssalden nicht mit einem \u00f6konomischen Schaden oder Wohlfahrtsverlust gleichzusetzen.<\/p>\n\n\n\n Die aktuelle Debatte \u00fcber deutsche Stromimporte erscheint vor diesem Hintergrund nicht zielf\u00fchrend. Trotzdem gilt, dass Stromkosten ein wichtiger Wettbewerbsfaktor sind. Deutschland sollte deswegen gro\u00dfen Wert auf eine kosteng\u00fcnstige (und nachhaltige) Gestaltung des Stromversorgungssystems legen.<\/p>\n\n\n\n Grenz\u00fcberschreitende Zusammenarbeit kann dabei eine wichtige Rolle spielen. So zeigen viele Untersuchungen, dass die Dekarbonisierung des europ\u00e4ischen Energiesystems durch Erschlie\u00dfung der europaweit g\u00fcnstigsten Ressourcen bei erneuerbaren Energien, Ausbau der europ\u00e4ischen Stromnetze und Stromhandel g\u00fcnstiger als bei prim\u00e4r national ausgerichteten Strategien umgesetzt werden kann.[9]<\/a><\/p>\n\n\n\n [1]<\/a> https:\/\/www.destatis.de\/DE\/Presse\/Pressemitteilungen\/2023\/09\/PD23_351_43312.html<\/p>\n\n\n\n [2]<\/a> https:\/\/www.bild.de\/politik\/ausland\/politik-ausland\/neuer-bericht-zeigt-deutschland-wird-zum-strombettler-84977824.bild.html<\/p>\n\n\n\n [3]<\/a> https:\/\/wirtschaftlichefreiheit.de\/wordpress\/?p=34531<\/p>\n\n\n\n [4]<\/a>[4] Deutschland bildet mit Luxemburg eine gemeinsame Gebotszone. Innerhalb der EU haben Schweden, D\u00e4nemark und Italien mehrere Gebotszonen.<\/p>\n\n\n\n [5]<\/a> N\u00e4here Informationen dazu unter https:\/\/www.nemo-committee.eu\/sdac<\/a><\/p>\n\n\n\n [6]<\/a> Die Bestimmung von zonenbezogenen Nettoexport- und -importpositionen erfolgt im Gebiet der flussbasierten Marktkopplung, das sich \u00fcber Kontinental-Mitteleuropa von Rum\u00e4nien bis Frankreich erstreckt. Au\u00dferhalb dieser Region berechnet der Marktkopplungsalgorithmus Austausch zwischen Paaren von Gebotszonen.<\/p>\n\n\n\n [7]<\/a> Laut dem Branchenportal IWR lag der Ausbau in der EU in 2022 bei \u00fcber 41 GW, davon 33 GW au\u00dferhalb Deutschlands, und damit um 47 Prozent \u00fcber dem Vorjahreswert (https:\/\/www.iwr.de\/ticker\/solarpower-europe-pv-ausbau-in-der-eu-klettert-2022-auf-neues-rekordniveau-artikel5030<\/a>).<\/p>\n\n\n\n [8]<\/a> z.?B. die u. a. vom Autor vorgeschlagenen Financial CfD https:\/\/www.econstor.eu\/handle\/10419\/268370<\/a><\/p>\n\n\n\n [9]<\/a> Vgl. z. B. die im Auftrag des BMWK erstellten Langfristszenarien (www.langfristszenarien.de<\/a>)<\/p>\n\n\n\n Blog-Beitr\u00e4ge zum Thema:<\/p>\n\n\n\n David Stadelmann: Europ\u00e4ischer Stromhandel (1): Edler ausl\u00e4ndischer Strom, unethischer deutscher Strom?<\/a><\/p>\n\n\n\n![\"\"](\"https:\/\/wirtschaftlichefreiheit.de\/wordpress\/bilder\/contec1-1024x751.png\")
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