Stromhandel Europa

Elektrizitätshandel Europa

und die Stromerzeugungskosten in Europa sinken. an die MRC, um einen effizienten Stromhandel in Europa zu gewährleisten. Elektrizitätshandel und keine flächendeckende Strombörse in Europa. Elektrizitätshandelsvolumen in Europa: stetig steigende Liquidität, insbesondere in Deutschland.

Es ist alles im Fluss: Strombörse in Europa

Innerhalb Europas wird seit jeher Strom innerhalb des Netzes ausgetauscht. Vor der Öffnung der Elektrizitätsmärkte hatte sie vor allem eine Ausgleichsfunktion zur Sicherung der Netzstabilität, aber die Strombörsen in Europa haben durch die Öffnung der Elektrizitätsmärkte und die weitere Entwicklung des EU-Binnenmarktes erheblich zugenommen. Insbesondere die Etablierung der Central European Market Coupling-Technologie ( "CWE") und die wachsende Auswahl an handelbaren Stromprodukten haben den grenzübergreifenden Stromhandel gefördert.

Die ENTSO-E publiziert auch die so genannten wirtschaftlichen Lastströme, die zusammen die Berichte der Bilanzgruppen und die daraus abgeleiteten fein abgestimmten Zeitpläne der Netzbetreiber darstellen. Beim Austausch von Strom zwischen Deutschland und seinen Nachbarländern sind die gewerblichen Lastströme den physischen Lastströmen sehr nahe, können sich aber je nach Situation und individueller Berücksichtigung der einzelnen Landesgrenzen stark unterscheiden.

Aufgrund der Besonderheiten des Stromprodukts und der Funktionsfähigkeit von CWE Market Coupling ist eine ausdrückliche Betrachtung von grenzüberschreitenden Handelsgeschäften nur sehr begrenzt möglich. Der physische Lastfluss innerhalb des Netzes wird wesentlich durch die Erzeugungsstruktur in den jeweiligen Staaten mitbestimmt. Das bedeutet, dass die Lastströme innerhalb Europas in erster Linie marktorientiert sind, so dass das Ergebnis des Marktes im Wesentlichen von den Produktionskosten, der Bedarfssituation und den Einspeisevergütungen aus regenerativen Energieträgern abhängt.

Nach der Einführung der CWE Market Coupling im Jahr 2010 wird deutlich, wie die Stromentwicklung im Inland mit der Strompreisentwicklung auf dem Grosshandelsmarkt zusammenhängt. Sowohl an den Termin- als auch an den Spotmärkten sind die Kurse seit 2010 gefallen, während die Stromströme ins benachbarte Ausland gestiegen sind (Abb. 1).

Ausgenommen ist das Jahr 2011, in dem aufgrund der Stilllegung von acht Atomkraftwerken vorerst erheblich weniger Elektrizität exportiert wurde. Da die Preise zurzeit jedoch eher niedriger sind als in anderen Ländern Europas, ist die Preistendenz in Deutschland allein nicht entscheidend für den Export. Im Jahr 2013 sank der Strombedarf in Deutschland zum dritten Mal in Folge um 1,1 Prozent oder weniger als 7 Mrd. Kilowattstunden im Jahr 2013.

Zugleich stieg die Elektrizitätserzeugung um fast 4 Mrd. kmh. Damit ist nur ein Drittel des Anstiegs des Saldos auf die gestiegene Elektrizitätsproduktion und zwei Drittel indirekt auf den gesunkenen Stromverbrauch in Deutschland zurück zu führen. Auch innerhalb der Energieerzeugung kam es zu strukturellen Verschiebungen: Bei einer rückläufigen Elektrizitätserzeugung aus Kernkraft und vor allem aus Erdgaskraftwerken nahmen vor allem die regenerativen Energieträger und die Elektrizitätserzeugung aus Kohle zu.

Es ist jedoch nicht möglich, eine Allokation von bestimmten Energiequellen auf die Stromflüsse abzuleiten, da die Stromherkunft nach der Einspeisung nicht mehr zugeordnet werden kann. Näherungsweise könnte der gesamte Strombörse durch den damals vorhandenen Strommix unterstützt werden. Insbesondere in extremen Fällen wie sehr hohem Strombedarf oder überdurchschnittlichen Windkraft- und Photovoltaik-Einspeisungen kann die Gestaltung der grenzübergreifenden Lastströme erheblich von der Norm abweichen.

Obwohl sich Deutschland vorwiegend im Export bewegt, ist der Netto-Cashflow ins europäische Ausland wesentlich größer als im Hochsommer. Ein Grund dafür ist, dass die jährlichen Revisionen von herkömmlichen Kraftwerken in der Regel im Sommersemester erfolgen, so dass die maximal mögliche Produktionskapazität im Wintersemester zur Verfügung steht, wenn der Strombedarf wetterbedingt ist.

In den Alpenländern Österreich und der Schweiz ist das genaue Gegenteil der Fall. In der Regel kaufen sie in den kalten Monaten Elektrizität ein und versorgen die Nachbarländer während der Schmelze im Frühling und frühen Sommer mit Elektrizität. Frankreich, die Tschechische Republik und Italien haben dagegen vergleichsweise konstante saisonale Auslastungen. In Frankreich und der Tschechischen Republik werden vergleichsweise gleichmäßige Strommengen ins benachbarte Land geliefert, während Italien vergleichsweise gleichmäßige Strommengen aus dem benachbarten Land erhält.

Nur in extremen Situationen sind Änderungen erkennbar, wie z.B. während der kalten Jahreszeit im Januar 2012, als Frankreich aufgrund seines großen Stromwärmeanteils zu einem kurzfristigen Nettoempfänger von Elektrizität wurde. Unter Tage sind aufgrund der Nachfrage und der Einspeisebedingungen erhebliche Fluktuationen der Lastströme zu beobachten. In Deutschland gibt es zwar nächtliche Lastströme ins benachbarte Ausland, vor allem in Niedriglastzeiten, aber in Spitzenzeiten am späten Nachmittag nehmen sie drastisch ab oder Deutschland wird zum Nettostromverbraucher.

War Deutschland in der Vergangenheit zu Spitzenlastzeiten in den Sommerferien ein regelmäßiger Nettoimporteur von Elektrizität, so ist dies heute meist nur noch in den Morgen- und Nachtstunden der Fall. 19. Während des Tages, in der Zeit der hohen solaren Einspeisung - aber auch in starken Windphasen - erreicht Deutschland nun einen signifikanten Überschuss im Lastfluss im Vergleich zu anderen Ländern (Abb. 2).

Dieser Strukturwandel der unterirdischen Lastströme durch die Einspeisung aus der Photovoltaik ist ein wesentlicher Faktor für den allgemeinen Aufbau der Lastflussbilanz gegenüber dem Rest der Welt. Dies wird besonders im grenzübergreifenden Stromfluß mit Österreich und der Schweiz ersichtlich. Ist Deutschland in den Wintern vor allem tagsüber in einer Export-Situation, so ist dies in den Sommer-Monaten aufgrund der großen Photovoltaik-Dichte in Süddeutschland vor allem in den Mittagstunden der Fall, in den Morgen- und Abend-Zeiten beziehen wir aus den Alpen.

Selbst wenn Deutschland einen jährlichen Überschuss im Lastfluss aufweist, zeigt die Saison- und Intraday-Analyse, dass es zwar in den meisten Fällen einen Stromfluss aus Deutschland ins Ausland hat, aber je nach Situation auch in mehreren Arbeitsstunden in Deutschland. Durch die Koppelung der einzelstaatlichen Elektrizitätsmärkte - vor allem durch die Etablierung der CWE-Marktkopplung zwischen Deutschland/Österreich, Frankreich und den Benelux-Ländern - haben sich die Chancen für den grenzübergreifenden Stromhandel erheblich erhöht.

Bei der Marktkopplung spielen Preismechanismen für grenzüberschreitende Lastströme eine große Bedeutung. In einem ersten Schritt offerieren Stromlieferanten und Verbraucher ihren Elektrizitätsmarkt und es wird ein erster Preis festgelegt. In einem Iterationsprozess wird der Strombedarf in hochpreisigen Marktbereichen durch Stromlieferungen aus preisgünstigeren Marktbereichen gedeckt und damit Lieferanten mit höherem Preisangebot abgelöst.

Weil Deutschland im CWE-Raum durchschnittlich günstigere Strompreise hat, tendiert der marktwirtschaftliche Mechanismus dazu, das Angebot Deutschlands zur Befriedigung der Auslandsnachfrage zu nutzen, d.h. die Preisanpassung aus der deutsch-österreichischen Preisregion wird in der Regel unterhalb, die Anpassung z.B. in den Niederlanden von oben vorgenommen. Es ist zu beachten, dass sich die deutschen Stromversorger am Kassamarkt nur in der deutsch-österreichischen Preisklasse bewerben können und ihren eigenen Strombedarf nicht ausdrücklich in anderen Preisklassen einkaufen.

Zum einen werden die billigsten Erzeugungsmöglichkeiten eingesetzt, zum anderen kommen die Verbraucher in teureren Märkten in den Genuss günstigerer Marktpreise im Gegensatz zur Lage ohne grenzübergreifenden Warenverkehr. Allein die positive Wohlfahrtswirkung des grenzübergreifenden Stromverkehrs zwischen Deutschland, Frankreich, den Niederlanden, Dänemark und Schweden wird für 2011 auf über 300 Millionen Euro geschätzt; Für alle von ACER betrachteten Grenzkuppelstationen in Europa waren es rund 2 Milliarden Euro.

Ähnlich ist die Situation in Europa. Abhängig von der jeweiligen Topologie der Erzeugung und des Verbrauchs gibt es Staaten, die dazu neigen, andere Staaten mit Elektrizität zu versorgen und Staaten, die mehr Elektrizität aus dem Ausland einkaufen. Aus diesem Grund sollte die einzelstaatliche Sicht der Elektrizitätssysteme und -märkte verstärkt auf die EU-Perspektive ausgedehnt und die Energieversorgung in Europa als das Zusammenwirken der einzelnen AkteurInnen mit zum Teil unterschiedlicher Rolle verstanden werden.

Typische Exportländer in Europa sind Frankreich, Deutschland und die Tschechische Republik mit hohem Lastflussgleichgewicht im Auslande, obwohl Importströme auch permanent oder situationsbedingt an individuellen Bilateralgrenzen existieren können. Die Mittelabflüsse aus Deutschland gehen hauptsächlich in die Niederlande, aber auch nach Polen und je nach Situation in die Schweiz und nach Österreich. Der physische Strom wird hauptsächlich aus Frankreich, Tschechien und Skandinavien bezogen.

Die Belastungsströme variieren jedoch je nach Jahreszeit. Frankreich zahlt in den Sommerferien ein höheres Gehalt, während Deutschland in den Sommerferien im Vergleich zu Österreich und der Schweiz in eine Import-Situation gerät. Im Vergleich zu den Niederlanden und Luxemburg sind die Ladungsströme im Jahresverlauf vergleichsweise gleich. Situativ sind die Schweiz und Polen, die zwar über einen gesamten Lastflussüberhang im Export verfügen, aber je nach Jahreszeit stark unterschiedliche Strömungsrichtungen haben.

Die Schweiz beschafft im Allgemeinen im Winter Elektrizität aus dem Inland und hat im Hochsommer eine Lieferstelle, während in Polen die Situation exakt gegenläufig ist. Mit ihrer geographischen Position zwischen Deutschland, Frankreich und Italien ist die Schweiz ein typischer Transitstaat für Elektrizität und neben der unmittelbaren französisch-italienischen Landesgrenze die zweite wichtige Achse für Elektrizitätslieferungen von Mitteleuropa nach Italien.

Die Lastflussbilanz ist daher im Verhältnis zur Gesamtmenge der Lastströme relativ niedrig. Situationsbedingte Einfuhrländer mit einem Saldo der Ströme aus dem Ausland mit saisonalen Schwankungen sind Österreich und Dänemark. Wie die Schweiz ist auch Österreich in den Wintern mehr Abnehmer von Elektrizität und in den Sommerferien mehr Anbieter, mit der Beschränkung, dass an sonnigen Tagen im Hochsommer von Deutschland nach Österreich starkes Elektrizitätsaufkommen erzeugt wird, obwohl einige davon über Slowenien und die Schweiz nach Italien fließen.

Das Besondere an Österreich ist, dass trotz des großen italienischen Stromverbrauchs nur moderater Lastfluss über die österreichisch-italienische Landesgrenze fließt, da es hier nur kleine grenzüberschreitende Kuppelkapazitäten gibt. Aufgrund des starken Einsatzes von KWK-Strom - hauptsächlich aus Kohle, aber auch Gas - erzeugt Dänemark vor allem im Sommer überschüssigen Strom, der für kurze Zeit ins benachbarte Ausland verkauft wird.

Dänemark wird dann in den kommenden Monaten je nach Windverhältnissen zu einem Nettoabnehmer von Elektrizität aus dem Ausland werden. Zu den typischen Importländern mit konstantem Außenbeitrag zählen die Niederlande, Belgien, Italien und Großbritannien. Die Niederlande zum Beispiel haben große Lastströme aus Deutschland und Norwegen. Der Grund dafür ist unter anderem der große Anteil an gasbefeuerten Kraftwerken in den Niederlanden, die eine vergleichsweise kostspielige Erzeugungsmöglichkeit sind.

Dies heißt jedoch nicht, dass diese Staaten nur über Ladungsströme aus dem Ausland verfügen. In den Niederlanden wird etwas mehr als die Hälfe des von Deutschland und Norwegen bezogenen Stroms konsumiert, während etwas weniger als die Hälfe indirekt an das Vereinigte Königreich und Belgien geht. Aufgrund seiner Lage auf der Insel verfügt Großbritannien über eine mehr oder weniger unabhängige Energieversorgung.

Es gibt jedoch Unterseekabel nach den Niederlanden und Frankreich sowie nach Irland und Nordirland. Das Vereinigte Königreich ist zwar ein Nettoabnehmer von Elektrizität, doch sind die Volumina im Verhältnis zum gesamten Verbrauch aufgrund begrenzter Verzahnungskapazitäten relativ klein. In Italien gibt es einen großen Teil der Gas- und Ölkraftwerke mit hohem Produktionsaufwand. Deshalb ist es in der Regel von Vorteil, billigeren Fremdstrom zu beziehen, sofern die Grenzkuppelpunkte dies erlauben, was zu fast permanent hohem Lastfluss aus Frankreich, der Schweiz und Slowenien führen kann.

Auch in Mitteleuropa wirkt sich der relativ große Stromverbrauch Italiens auf die Lastfluss-Situation aus, da z.B. aus Deutschland und Polen in unterschiedliche Richtungen nach Italien fließt. Der fortschreitende Ausbau des EU-Binnenmarktes und die weitere Verflechtung der EU-Elektrizitätsmärkte lassen darauf schließen, dass der intraeuropäische Stromhandel und damit die grenzübergreifenden Lastströme in Europa weiter zunehmen.

Aus diesem Grund ist der weitere Aufbau der Elektrizitätsnetze in Europa und vor allem der Aufbau der inneneuropäischen Grenzkuppelpunkte ein von der EU im Zehnjahres-Netzentwicklungsplan (TYNDP) gefördertes Kernanliegen. Der weitere europaweite Aufbau erneuerbarer Energieträger birgt auch neue Anforderungen an die künftige Elektrizitätsversorgung.

Insbesondere der Aufbau angebotsabhängiger regenerativer Energien an vorteilhaften Erzeugungsorten stellt erhöhte Ansprüche an das europaweite Netz und dessen Bilanzierungsfunktion innerhalb Europas.

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