Deutschland als zentrale Drehscheibe des Stromhandels in Europa ist in Summe Nettostromexporteur. Eine genauere Analyse zeigt aber starke Unterschiede zwischen den elektrischen Nachbarländern, sowie auch zwischen Handelsfahrplänen und physikalischen Flüssen im Netz.

Power-poles

Wie auch in den vergangenen Jahren hat Deutschland auch in 2015 und 2016 große Mengen an Strom exportiert. Während der Exportüberschuss im Handel in 2014 noch bei 34,5 TWh lag, stieg das Exportsaldo in 2015 und 2016 auf über 50 TWh, und somit auf fast 10 Prozent des deutschen Stromverbrauchs (Quelle: Bundesnetzagentur, Fraunhofer ISE).

Die mittlere verfügbare Übertragungskapazität zu den elektrischen Nachbarländern liegt bei knapp unter 20000 MW, wobei die größten Kapazitäten – in beide Richtungen – in die Schweiz (4000 MW), nach Frankreich (2400 MW) und in die Niederlande (2200 MW) vorliegen. Aus netztechnischen Gründen können jedoch nicht alle Kapazitäten zur gleichen Zeit voll ausgenutzt werden (Quelle: Bundesnetzagentur).

In den liberalisierten Strommärkten der meisten europäischen Länder ist der Stromhandel vom Netzbetrieb getrennt und findet zum Großteil einen Tag im Voraus statt (Day-Ahead). Dafür werden Marktgebiete verwendet, welche von einer engpassfreien Stromübertragung ausgehen, wie zum Beispiel Deutschland und Österreich. Gegenüber dem Day-Ahead werden im Intraday deutlich weniger Mengen gehandelt, weswegen die vortägigen Fahrpläne für den grenzüberschreitenden Austausch ein guter Indikator für den Handel zwischen den Ländern sind.

Wenn es dann zur Stromlieferung kommt, erzeugen Kraftwerke den Strom entsprechend der gehandelten Mengen. Die Netzbetreiber müssen nun diesen Strom zu den Verbrauchszentren transportieren. Dies ist aber auf Grund von Engpässen innerhalb der Marktgebiete (Nord-Süddeutschland) nicht immer vollständig möglich. Kann der Strom nicht durch ein Engpassgebiet fließen, so wird der entsprechend der physikalischen Gesetze der Weg des geringsten Widerstandes genommen, in der Regel in die Netze der Nachbarländer.

Deshalb kommt es in vielen Fällen zu einer Diskrepanz zwischen den grenzüberschreitenden Verbundaustauschfahrplänen und den physikalischen Flüssen im Stromnetz über Landesgrenzen hinweg. Abbildung 1 zeigt die auf Jahresbasis saldierten physikalischen Flüsse und die kommerziellen Handelsgeschäfte (Datenquelle: Bundesnetzagentur, Entsoe) zwischen Deutschland und seinen elektrischen Nachbarn in den Jahren 2013 bis 2015.

Abbildung 1: Physikalische Flüsse (blau) und kommerzielle Fahrpläne (rot) zwischen Deutschland und seine elektrischen Nachbarn (2013-2015) in TWh

Sehr eindrücklich demonstriert die Physik – der Strom fließt nach den Kirchhoffschen Gesetzen immer in Richtung des geringsten Widerstandes – ihren Sieg über den bilanziellen Stromhandel und somit auch über die Idee einer europäischen Kupferplatte am Beispiel von Frankreich, Polen und Österreich. In diesen drei Ländern weichen die physikalischen Stromflüsse sehr stark von den grenzüberschreitenden Stromhandelsgeschäften ab.

Abbildung 2 (eigene Darstellung) zeigt die grenzüberschreitenden handelsseitigen und physikalischen Flüsse (Quelle: Bundesnetzagentur) zwischen Deutschland und seinen Nachbarländern für das Jahr 2015. Während im Jahr 2015 kommerziell fast 10 TWh an Strom von Deutschland nach Frankreich verkauft wurden, flossen über jedes Jahr tatsächlich 11 TWh an Strom aus Frankreich nach Deutschland. In diesem Fall lief der Stromhandel also diametral gegenläufig zum tatsächlichen Stromfluss.

Abbildung 2: Grenzüberschreitende physikalische (blau) und handelsseitige (rot) Flüsse zwischen Deutschland und seinen Nachbarländern in 2015 in TWh

Ähnliches kann auch für Polen, nur in gegensätzlicher Richtung attestiert werden, wobei an dieser Grenze der Handel fast vollständig ausgesetzt ist. Von Deutschland fließt vor allem in windstarken Zeiten, erneuerbarer Strom aus Windenergieanlagen Nord- und Ostdeutschlands nach Polen, da er seinen Weg in den Süden Deutschlands (und nach Österreich) nicht durch Deutschland findet. Diese Ringflüsse von Strom über Osteuropa haben auch dazu geführt, dass sich die Europäische Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) für die Trennung der einheitlichen Strompreiszone zwischen Deutschland und Österreich, sowie der Einführung eines Engpassmanagements an der deutsch-österreichischen Grenze entschieden hat.

Ein Netzengpass, vor allem aufgrund des verzögerten Netzausbaus, ist im Grunde innerhalb Deutschlands und nicht unbedingt an der Grenze zu Österreich zu finden. Dennoch ist aus Abbildung 2 auch ersichtlich, dass in 2015 eine Strommenge von fast 30 TWh von Deutschland nach Österreich gehandelt worden ist. Der tatsächliche physikalische Fluss konnte hingegen nur etwa die Hälfte dieser Mengen als Stromexporte nach Österreich verwirklichen.