Die Schweiz: ein Wasserschloss und Sonnenland

Am 1. Januar 2018 tritt das revidierte Energiegesetz zusammen mit den Verordnungen in Kraft. Damit wird der Bau neuer Kernkraftwerke verboten. Die alten AKWs sollten noch so lange weiterbetrieben werden, solange diese sicher sind. In Fachkreisen wird davon ausgegangen, dass das letzte Schweizer Kernkraftwerk bis 2040 stillgelegt wird. Die schrittweise wegfallende Elektrizität muss anderweitig zur Verfügung gestellt werden. Das revidierte Energiegesetz dient deshalb auch dazu, die erneuerbaren Energien zu fördern. Insgesamt sollen die Abhängigkeit von importierten fossilen Energien reduziert und die einheimischen erneuerbaren Energien gestärkt werden. Doch welche Stromproduktionstechnologien weisen in der Schweiz das grösste Potenzial zu gleichzeitig günstigen Preisen vor und leisten zudem ihren Beitrag zu einer klimafreundlichen Stromversorgung?

Die Wasserkraft gilt heute als wichtigste Stromquelle. Die Ausbaupotenziale sind aber stark begrenzt. Grosse Potenziale in der Schweiz gibt es bei der Sonnenenergie (Photovoltaik).

Viel Sonnenenergie

Unter den erneuerbaren Energien in der Schweiz weist die Solarenergie – genauer gesagt Photovoltaik-Anlagen bis 2035 und 2050 das grösste Zubau-Potenzial auf, wie eine neue Studie des PSI zuhanden des Bundesamtes für Energie (BFE) zeigt. Da die Sonne jedoch nur tagsüber variabel scheint und im Sommerhalbjahr viel ausgiebiger als im Winterhalbjahr, sind laut Studie Massnahmen notwendig, um grosse Mengen Photovoltaik-Strom ins System zu integrieren. Das können beispielsweise dezentrale Batteriespeicher in Ein- und Mehrfamilienhäusern oder grössere Netzspeicher im Verteilnetz sein. Auch die Windenergie – vor allem in der Romandie – präsentiert sich in der neuen Studie mit einem beträchtlichen Zubau-Potenzial. Erst für einen Zeithorizont ab 2050 oder später wird die Stromproduktion aus Tiefengeothermie genannt. Sie ist heute noch mit grossen technischen Unsicherheiten verbunden.

Bereits heute wird die in der Landwirtschaft anfallende Gülle energetisch genutzt und in Biogas-Kraftwerken verstromt. In Zukunft könnte ein noch grösserer Teil der Gülle zu Strom umgewandelt werden. Auch beim wichtigsten Standbein der Schweizerischen Stromversorgung – der Wasserkraft – besteht ein gewisses Zubau-Potenzial. Ob dieses realisiert werden kann, hängt jedoch sehr stark von den wirtschaftlichen, politischen und gesellschaftlichen Rahmenbedingungen ab.

Bei der zukünftigen Entwicklung der Gestehungskosten der verschiedenen Stromerzeugungstechnologien bis 2050 zeigt sich ein uneinheitliches Bild. Während die Kosten für Wasserkraft, landwirtschaftliche Biogasanlagen und fossile Stromerzeugung eher steigen, sinken sie für Photovoltaik und Windenergie nochmals deutlich. 2050 dürfte Strom aus Photovoltaik nur noch halb so teuer sein wie heute.

Die Kosten von neuen Photovoltaik- und Windenergieanlagen sind schon heute konkurrenzfähig. Grosse Photovoltaikanlagen werden zukünftig die kostengünstigste Stromerzeugungstechnologie sein.

Versorgungssicherheit auch ohne Atomstrom

Die Studie des PSI zeigt folglich, dass das Potenzial für den Zubau erneuerbarer Energien in der Schweiz sehr gross ist und die Photovoltaik und Windenergie aufgrund der weiter sinkenden Kosten zu den günstigsten Stromerzeugungstechnologien gehören. Die Stromproduktion aus Sonnen- und Windenergie fluktuiert aber zeitlich stark. Ob in einem kalten, dunklen Winter mit geringer erneuerbarer Produktion nach Abschaltung aller Kernkraftwerke genügend Strom für alle vorhanden ist und kein Blackout droht, muss sich zeigen. Die Ende Oktober veröffentlichte Studie „System Adequacy“ der ETH Zürich und der Universität Basel zuhanden des BFE sieht die Versorgungssicherheit bis 2035 für gewährleistet. Wichtige Voraussetzung dafür ist neben dem Ausbau der erneuerbaren Energien und der Steigerung der Energieeffizienz die Integration in den europäischen Strommarkt. Die Versorgungssicherheit mit Strom in der Schweiz wird durch eine gute Vernetzung mit den Nachbarländern gewährleistet. Ein gut funktionierender Stromhandel ist für die Versorgungssicherheit der Schweiz enorm wichtig. In diesem Fall kann die Schweiz dann Strom günstig importieren, wenn dieser in anderen europäischen Ländern im Überfluss vorhanden ist. Diese Importzeiten sind wichtig, da dadurch die Schweizer Speicher ruhen können, so dass genügend Kapazitäten für Stunden mit hoher Stromnachfrage und geringer Importmöglichkeit vorhanden sind.

Trotz Ausstieg aus der Kernenergie kann die langfristige Versorgungssicherheit marktorientiert und im Verbund mit den Nachbarstaaten sichergestellt werden. Dass der dafür notwendige Ausbau der erneuerbaren Energien vorankommt, sorgt ab 2018 das revidierte Energiegesetz.

Die Schweiz: ein Wasserschloss und Sonnenland

Licht auf den möglichen Atomausstieg

Ein Atomausstieg in der Schweiz ist möglich. Im Winter wären jedoch mehr Importe nötig als heutzutage. Für die Versorgungssicherheit und die Umwelt wäre das aber nicht per se schlecht.   

Am 27. November stimmt das Schweizer Stimmvolk über die Initiative „für den geordneten Ausstieg aus der Atomenergie“ ab. Die Volksinitiative will den Bau neuer Kernkraftwerke in der Schweiz verbieten und die Laufzeit der bestehenden Kernkraftwerke begrenzen. Der Bund soll zudem dafür sorgen, dass weniger Energie verbraucht, die Energieeffizienz erhöht und erneuerbare Energien gefördert werden. Für Diskussionsbedarf sorgt indes die Forderung nach einer klaren Begrenzung der Laufzeit bestehender Kernkraftwerke. Bei Annahme der Initiative müssten die drei kleinen Kernkraftwerke Beznau 1 und 2 sowie Mühleberg im Jahr 2017 abgeschaltet werden. Die beiden Kraftwerk-Schwergewichte Gösgen und Leibstadt wären noch bis im Jahr 2024, respektive 2029 am Netz. Doch was würde ein Ja zum Atomausstieg am 27. November konkret bedeuten?

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Neue und alte Energiewelt auf engstem Raum. Wenn die Schweiz Strom aus Deutschland importiert, stammt dieser Strom nicht zwingend von deutschen Kraftwerken sondern kann theoretisch von jedem anderen europäischen Kraftwerk stammen. Bildquelle: iStock

Im Winter kein Strom?

Die Schweiz verbraucht pro Jahr rund 63’000 GWh Strom. Alle Schweizer Kernkraftwerke zusammen haben im Jahr 2014 insgesamt 26’000 GWh Strom produziert – oder eine Strommenge, die rund 40% des Schweizerischen Bedarfs im Jahr deckt. Nach einem Ja zur Atomausstiegsinitiative und dem schrittweisen Ausstieg aus der Kernenergie muss diese Strommenge von rund 26’000 GWh jedes Jahr anders produziert oder beschafft werden. Eine Möglichkeit ist die Ausweitung der Inlandproduktion, vor allem durch den Ausbau der erneuerbaren Energien. Eine andere Option ist, auf mehr Importe aus dem europäischen Strommarkt zu setzen. Gegenüber der Schweiz erscheint der gesamte europäische Strommarkt wie ein unerschöpfliches Reservoir. In der Region der europäischen Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E, also von Spanien bis Finnland und von Grossbritannien bis Griechenland, wurde alleine im Jahr 2014 eine Strommenge von 3,2 Millionen GWh produziert. Alle Kernkraftwerke zusammen machen also weniger als 1% der gesamten europäischen Stromproduktion aus. Ob und wann die Schweiz ihre Kernkraftwerke abschaltet, ist dem europäischen Strommarkt mehr oder weniger egal. Effekte hat es kaum welche. Dafür ist die produzierte Strommenge viel zu klein.

Starkes Netz

Viel entscheidender ist die Rolle des Schweizer Stromübertragungsnetzes. Im Herzen Europas hat die Schweiz eine wichtige Drehscheibenfunktion. Rund elf Prozent des europäischen Stroms fliessen durch die Schweiz. Dies stellt eine grosse Herausforderung und Verantwortung dar, doch profitiert die Schweiz auch in mehrfacher Hinsicht von dieser Rolle. So schreibt die Übertragungsnetzbetreiberin Swissgrid: „Als Transitland ist die Schweiz gut in den europäischen Stromverbund integriert. Import- und Exportmöglichkeiten sorgen dafür, dass in der Schweiz immer genügend Strom zur Verfügung steht.“

Je mehr Erneuerbare desto weniger Importe

Durch den starken Ausbau der erneuerbaren Energien in der Schweiz können die Importe jedoch reduziert werden. Das Potential der Wasserkraft ist in der Schweiz aber nahezu erschöpft. Beliebig ausbaubar ist diese Energieform also nicht. Windkraftprojekte haben in der Schweiz zudem einen sehr schweren Stand. Im Jahr 2015 haben Windenergieanlagen in der Schweiz nur gerade 110 GWh Strom produziert und konnten damit lediglich 0,2% des Landesverbrauchs decken. Die Hoffnung liegt berechtigterweise bei der Sonnenenergie. Photovoltaikanlagen auf Hausdächern erleben einen regelrechten Boom. Die installierte Leistung erreichte Ende 2015 1,3 Gigawatt. Dies entspricht der Leistung eines grossen Kernkraftwerks. Der produzierte Strom deckte bereits rund 2% des einheimischen Strombedarfs. Und das dürfte erst der Anfang sein. Der Zubau der Photovoltaik dürfte in den nächsten Jahren in rasantem Tempo weitergehen.

Mühleberg bis 2019?

Der Nachteil der Sonnenenergie ist jedoch ihre Nichtverfügbarkeit in der Nacht und in dunklen Wintermonaten. Ein Teil des an sonnigen Tagen produzierten Stroms kann jedoch in grossen Saisonspeichern und Batterien zwischengespeichert werden. Trotzdem ist die Schweiz vor allem im Winterhalbjahr auf Stromimporte angewiesen. Das wäre jedoch nichts Neues. Bereits seit vielen Jahren ist die Schweiz jeweils im Winterhalbjahr Stromimporteur. Nach dem Abschalten der Kernkraftwerke würden die Stromimporte im Winter folglich weiter zunehmen. Möglich wäre dies, da die Schweiz ein leistungsfähiges Stromnetz hat und in Europa genügend alternative Erzeugungskapazitäten vorhanden sind. So schreibt auch die Swissgrid: „Ein Atomausstieg in der Schweiz ist grundsätzlich möglich.“ Gleichzeitig macht die Übertragungsnetzbetreiberin jedoch auf eine Herausforderung aufmerksam. Während Swissgrid für die Ausserbetriebnahme von Beznau 1 und 2 keine Probleme sieht, ortet sie Probleme bei der Ausserbetriebnahme des Kernkraftwerks Mühleberg im Raum Bern. Dort sind die Transformatorenkapazitäten aktuell noch zu gering, um die steigende Menge an Importstrom bis auf die tiefen Stromnetzebenen zu transformieren und so die Endkunden bedienen zu können. Allenfalls müsste das Kernkraftwerk bei Annahme der Atomausstiegsinitiative noch bis 2019 am Netz bleiben. Dann schaltet die Betreiberin BKW sein Kernkraftwerk sowieso ab. Spätestens dann muss die Transformierungsleistung im Raum Bern also erhöht sein, damit unabhängig von der Atomausstiegsinitiative die Versorgungssicherheit gewährleistet bleibt.

Dreckstrom aus Deutschland?

Ein Ja zur Atomausstiegsinitiative ist also kein Nein zur Versorgungssicherheit, bedeutet aber deutlich mehr Stromimporte im Winter. Drohen also bei einem Ja Importe aus deutschen Kohlekraftwerken?

Ein Ja zur Atomausstiegsinitiative ist kein Nein zur Versorgungssicherheit.

Die physikalische Herkunft des Stroms, der aus der Steckdose kommt, lässt sich eigentlich unmöglich bestimmen. Den Elektronen sieht man nicht an, ob sie aus einem Kern-, einem Kohlekraftwerk oder von einer Photovoltaikanlage produziert wurden. Gleichzeitig ist festzuhalten, dass der europäische Strommarkt sehr eng miteinander verbunden und in regem Handelsaustausch ist. Das bedeutet, dass wenn die Schweiz Strom aus Deutschland importiert, dieser Importstrom nicht zwingend von deutschen Kraftwerken sondern von theoretisch jedem anderen europäischen Kraftwerk stammen könnte. Um zu beurteilen, wie dreckig der Importstrom also wäre, sollte man sich nicht nur die deutschen Kohlekraftwerke sondern vielmehr den gesamteuropäische Strommix vor Augen halten. Dabei zeigt sich, dass der europäische Strommix, verglichen mit dem Schweizer Atomstrom, zwar mit höheren CO2-Emissonen behaftet ist, nicht aber mit einer höheren Belastung der Umwelt über den ganzen Lebenszyklus, also unter Berücksichtigung von Auswirkungen auf Klima, Gesundheit, Ökosysteme und Ressourcen. Durch den perspektivisch starken Ausbau der erneuerbaren Energien in Europa verbessert sich der europäische Strommix zudem stetig, so dass die Umweltbelastung des Importstroms weiter zurückgeht.

Strom kennt keine Grenzen

Ein Atomausstieg in der Schweiz ist grundsätzlich möglich. Die Annahme der Initiative würde das Übertragungsnetz kurzfristig vor einige Herausforderungen stellen, die mit einem leicht verzögerten Ausstieg möglicherweise umgangen werden könnten. Die Auswirkungsbeurteilung auf die Umwelt ist nicht so trivial, wie von den Gegnern proklamiert. Entscheidend für die Versorgungssicherheit wie auch für den Klima- und Umweltschutz ist eine enge Kooperation der Schweiz mit den europäischen Nachbarländern innerhalb des europäischen Strommarktes. Denn Strom kennt keine Grenzen.

Licht auf den möglichen Atomausstieg

Braucht die Schweiz neue Gaskraftwerke?

Im dritten Teil der Serie „Strommarkt Schweiz – Europäische Integration oder Autarkie?“ geht es um die Frage: „Droht mit dem Atomausstieg eine Stromlücke?“  

In vielen europäischen Ländern trägt die Kernenergie massgeblich zur Stromversorgung bei. In Frankreich stammt mehr als drei Viertel des Stroms aus Atomkraftwerken.
In vielen europäischen Ländern trägt die Kernenergie massgeblich zur Stromversorgung bei. In Frankreich stammt mehr als drei Viertel des Stroms aus Atomkraftwerken.

Vor fünf Jahren verwüsteten ein Seebeben und ein anschliessender Tsunami die Nordostküste Japans. In der Folge kam es im stark beschädigten Kernkraftwerk von Fukushima zu mehreren Kernschmelzen. Auch fünf Jahre später leben fast 100‘000 Einwohner in „temporären“ Unterkünften und weiterhin wird als Folge des Reaktorunfall Grundwasser verseucht. Nach einem beschlossenen Ausstieg aus der Kernkraft vergingen nur etwa zwei Jahre, bis die japanische Regierung ihren Entscheid rückgängig machte und Pläne für neue Atommeiler auf dem Tisch lagen – zu gross scheint die Nachfrage nach „billigem“ Strom. Die NZZ schreibt passend: “Konsequenzen aus Fukushima, so scheint es, haben andere gezogen: die Schweiz etwa, aber allen voran die deutsche Kanzlerin.“

In Deutschland wurden nur wenige Monate später die „Energiewende“ und der Ausstieg aus der Kernkraft ausgerufen und auch in der Schweiz beschlossen Bundesrat und Parlament, mit der Energiestrategie 2050 schrittweise aus der Kernenergie auszusteigen.

 

Atomausstieg

Die neue Energiepolitik des Bundes sieht vor, die fünf Schweizer Kernkraftwerke am Ende ihrer Betriebsdauer (das letzte zwischen 2045-2055) stillzulegen und nicht durch neue Kernkraftwerke zu ersetzen. Der Anteil der Kernenergie an der inländischen Stromproduktion beträgt im Durchschnitt 39 Prozent, im Winter bis zu 45 Prozent. Die fünf schweizerischen Kernkraftwerke haben eine Gesamtleistung von 3,2 GW. Wenn schrittweise 39 Prozent der heutigen Stromproduktion wegfällt, stellt sich die Frage, wie diese „Stromlücke“ zukünftig gedeckt wird? Die bundesrätliche Energiestrategie 2050 sieht den Bau neuer Grosskraftwerke, genauer sogenannter Gas- und Dampf-Kraftwerke (GuD), vor, um diese „Stromlücke“ zu kompensieren. Diese Strategie funktioniert jedoch nur auf dem Papier, denn in der Realität entscheidet der Strommarkt und nicht die Regierung, welche Kraftwerke zum Einsatz kommen.

Um die Stromnachfrage in der Schweiz zu decken, können nämlich auch Kraftwerke im Norden Deutschlands, im Westen Frankreichs oder sogar in Norwegen betrieben werden, da ein gut ausgebautes und leistungsfähiges Stromnetz bereits heute riesige Teile Europas miteinander verbindet. Mit der Schaffung eines europäischen Strombinnenmarktes sind die europäischen Strommärkte miteinander vernetzt. Dies ermöglicht den kosteneffizientesten Einsatz der europäischen Kraftwerke. An den europäischen Strombörsen wird Strom über die Grenzen hinweg gehandelt. Auch die Schweizer Strombranche ist mit ihren Grosskraftwerken dort vertreten und handelt im Minutentakt. So kommt es vor, dass im Winter trotz bilanzieller Stromknappheit in der Schweiz weiterhin Strom ins Ausland exportiert wird und gleichzeitig umso mehr aus den Nachbarländern importiert wird (siehe Teil 2 dieser Serie „Strommarkt Schweiz“).

 

Teure Gaskraftwerke

Der Einsatz der Kraftwerke auf dem Strommarkt erfolgt nach einer Grenzkostenlogik. Das bedeutet, dass Kraftwerke mit niedrigen Grenzkosten (i.d.R. variable Kosten, also Brennstoffkosten zuzüglich laufende Betriebskosten) bevorzugt werden (Merit-Order). Strom aus erneuerbaren Energien geniesst einen Einspeisevorrang und reduziert die Stromnachfrage, welche durch bestehende Kraftwerke gedeckt werden muss (Residuallast). Mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien wie Windkraft und Photovoltaik (PV) erreichen regelbare Kraftwerke somit weniger Betriebsstunden und werden teilweise sogar ganz aus dem Markt gedrängt. Zuerst werden Technologien verdrängt, welche hohe Grenzkosten aufweisen. Dies sind insbesondere Kraftwerke, die mit Öl und Gas befeuert werden, folglich auch GuD-Kraftwerke, welche in der Schweiz die Kernkraftwerke ersetzen sollen. Diese Logik gilt im vernetzten europäischen Strommarkt grenzüberschreitend. Je mehr Erneuerbare in Europa am Netz sind, desto weniger Betriebsstunden bleiben für konventionelle Kraftwerke wie Öl-, Gas-, Kern- und Kohlekraftwerke übrig. Dieser Effekt zeigt sich auch in seit Jahren sinkenden Grosshandelspreisen, und als Folge in der Schweiz und im europäischen Ausland, wo immer mehr Stromfirmen mit ihren konventionellen Kraftwerken ums Überleben kämpfen. In Deutschland wurden bereits GuD-Kraftwerke stillgelegt, weil sie nicht mehr rentabel betrieben werden konnten. An den Bau neuer Grosskraftwerke denkt zurzeit überhaupt niemand. Nicht Knappheit und Stromlücken dominieren den europäischen Strommarkt, sondern massive Überkapazitäten und demzufolge tiefe Handelspreise.

 

Versorgungssicherheit?

Sollte die Schweiz also ihre stillgelegten Kernkraftwerke durch GuD-Kraftwerke ersetzen, würden diese aufgrund der Marktdynamik im europäischen Strommarkt nur während wenigen Stunden Strom produzieren und folglich kaum wirtschaftlich betrieben werden können. Die Stromnachfrage würde nämlich durch zusätzliche Stromimporte gedeckt werden können, welche billiger am Strommarkt anbieten. Technisch und wirtschaftlich könnten alle Schweizer Kernkraftwerke durch Stromimporte aus dem europäischen Ausland ersetzt werden. Es bedarf jedoch genügend Vorlaufzeit, um die Infrastruktur (v.a. Transformatoren und Netze) entsprechend anzupassen. Beim langfristig geplanten Ausstieg aus der Kernenergie wäre diese Planungssicherheit gegeben.

Die Schweiz importiert und exportiert bereits heute sehr viel Strom vom und ins europäischen Ausland. Würde die Schweiz ihre Kernkraftwerke nur mit zusätzlichen Stromimporten kompensieren, stiege die Abhängigkeit vom Ausland weiter an. Dies ist nicht weiter verwerflich, wenn man bedenkt, dass auch Erdöl und Erdgas vollumfänglich aus dem Ausland importiert werden. Was es in der Strombranche jedoch braucht, ist eine gemeinsame, länderübergreifende Definition von Versorgungssicherheit, denn zurzeit wird Versorgungssicherheit noch national geregelt und definiert als die Fähigkeit, die Stromnachfrage in jeder einzelnen Stunde im Jahr durch landeseigene Kraftwerke zu decken (auch wenn dies in der Realität nie der Fall ist). Wird weiterhin auf dieser Definition der Versorgungssicherheit beharrt, so kommt die Schweiz nicht drum herum, neue Kraftwerke zu bauen, sobald die alten Kernkraftwerke vom Netz gehen. Da private Investoren fehlen, müsste wohl der Staat selber in die Bresche springen.

 

Braucht die Schweiz neue Gaskraftwerke?

Ein europäischer Strommarkt für die Energiewende

Die Energiewende ist beim nördlichen Nachbarn Deutschland beschlossene Sache und schreitet weiter voran. Im Jahr 2014 waren die Erneuerbaren, hauptsächlich Windkraft, Biomasse und Solarenergie, erstmals wichtigste Energiequelle im Strommix, sie verdrängten mit einem Anteil von 27,3 % am deutschen Stromverbrauch die Braunkohle von Platz 1, wie „Agora Energiewende“ berichtet. Deutschland steigt bis 2022 also definitiv aus der Kernenergie aus, das Zeitalter der regenerativen Energien hat schon begonnen. Die Übertragungsnetze und deren Ausbau bilden dabei das Rückgrat der Strominfrastruktur, die diesen Wandel bei der Elektrizitätsversorgung erst ermöglicht. Die Bundesnetzagentur in Deutschland präsentiert zu diesem Zweck jährlich einen Netzentwicklungsplan (NEP).

Lokaler Widerstand gegen Netzausbau

Zentral beim Netzentwicklungsplan sind vordergründig vier Korridore quer durch Deutschland, hauptsächlich auf einer Nord-Süd-Achse. Die Projekte „SuedLink“ und „Gleichstrompassage Süd-Ost“ würden zusätzliche Austauschkapazitäten zwischen Norddeutschland und Süddeutschland sichern, welche aufgrund des massiven Zubaus an regenerativen Erzeugungseinheiten an Land (vor allem Photovoltaik im Süden) und Offshore durch Windleistung in der Nordsee notwendig werden. An die Stromautobahn „SuedLink“ sollen die Nachbarländer Norwegen, Dänemark und Schweden angeschlossen werden. Die Gleichstrompassage Süd-Ost soll die Standorte von Windkraftanlagen in Norddeutschland, die Erzeugungs- und Lastschwerpunkte in Bayern sowie die heutigen und zukünftigen Pumpspeicher der Alpenregion verbinden. Die beiden Megaprojekte könnten bis 2034 Stromleitungen mit einer Leistung von bis zu 8 Gigawatt (GW) führen, was der Leistung von acht grossen Kernkraftwerken entspricht. Der Netzausbau würde Versorgungssicherheit gewährleisten und dabei helfen, dass Knappheiten im Süden Deutschlands, mit denen hohe Strompreisspitzen verbunden wären, vermieden  werden.

Trotzdem gibt es auch Gegner des Netzausbaus, jeweils an den konkreten geplanten Trassenverläufen: Am lautesten artikuliert wird die Skepsis gegenüber den Stromautobahnen und der Widerstand der Bevölkerung derzeit in Bayern.  Dort wird vor allem die „Gleichstrompassage Süd-Ost“ für überflüssig gehalten, was im Widerspruch zu den Planungen des Bundeswirtschaftsministeriums steht, in dessen Zuständigkeit die Energiewende fällt. Dieser Konflikt reicht bis in die höchste Regierungsebene. Im Jahr 2023, nach Abschaltung des letzten Kernkraftwerks in Bayern, treten nicht nur in Spitzenzeiten, sondern über das ganze Jahr Stunden mit defizitärer Leistungsabsicherung auf. Die Versorgungssicherheit in Bayern wäre dann akut gefährdet – das wissen auch die Trassengegner. Statt des Baus von Stromnetzen wird vorgeschlagen, Gas- und Dampf-Kraftwerke (GuD) in Bayern zu errichten, um die Versorgung zu gewährleisten. Dieser Plan funktioniert jedoch nur auf dem Papier, denn in der Realität entscheidet der Strommarkt und nicht die Lokalregierung, welche Kraftwerke zum Einsatz kommen.

Die Schaffung eines europäischen Strommarktes schreitet voran. Die Strommärkte der rotgefärbten Länder sind bereits gekoppelt. Eine Kopplung mit den rosagefärbten Länder steht kurz bevor. Die Schweizer Stromwirtschaft muss weiterhin auf eine Marktkopplung warten.
Die Schaffung eines europäischen Strommarktes schreitet voran. Die Strommärkte der rotgefärbten Länder sind bereits gekoppelt. Eine Kopplung mit den rosagefärbten Länder steht kurz bevor. Die Schweizer Stromwirtschaft muss weiterhin auf eine Marktkopplung warten.

Gaskraftwerke anstatt europäische Integration

Die Strommärkte in Europa sollen künftig noch stärker miteinander verbunden werden, um die Kraftwerke möglichst kosteneffizient einzusetzen. An den Strombörsen wird auf einem Markt Strom über die Grenzen hinweg gehandelt. Der grenzüberschreitende Handel von Strom und die Vergabe der dafür notwendigen Transportkapazität werden innerhalb der Marktkopplung (Market Coupling) gemeinsam erfüllt. Market Coupling ermöglicht es, günstige Stromangebote in einem Land zur Deckung einer Stromnachfrage in einem anderen Land mit einem höheren Preisniveau zu nutzen. Idealerweise gleichen sich dadurch in Zukunft die Preise in den gekoppelten Märkten an. Dies führt zu einem kosteneffizienten Kraftwerkseinsatz sowie zu einer optimalen Ausnutzung der grenzüberschreitenden Transportkapazitäten unter Berücksichtigung der Engpässe. Für die gesamte betrachtete Region resultiert daher eine volkswirtschaftlich effiziente Lösung.

Der Einsatz der Kraftwerke auf dem Strommarkt erfolgt nach einer Grenzkostenlogik. Das bedeutet, dass Kraftwerke mit niedrigen Grenzkosten (i.d.R. variable Kosten, also Brennstoffkosten zuzüglich laufender Betriebskosten) bevorzugt werden (Merit-Order). Strom aus erneuerbaren Energien geniesst einen Einspeisevorrang und reduziert die Stromnachfrage, welche durch konventionelle Kraftwerke gedeckt werden muss (Residuallast). Dadurch erreichen konventionelle Kraftwerke weniger Volllaststunden und werden teilweise sogar ganz aus dem Markt gedrängt. Zuerst werden Technologien verdrängt, welche relativ hohe Grenzkosten aufweisen. Dies sind insbesondere GuD-Kraftwerke. Diese Logik gilt grenzüberschreitend. Je mehr Erneuerbare in Europa am Netz sind, desto weniger Volllaststunden bleiben für konventionelle Kraftwerke.

Dies bedeutet für Deutschland und die bayerischen Kraftwerke, dass sich nach Abschaltung der Kernkraftwerke neue GuD-Kraftwerke in Bayern in der Einsatzreihenfolge der Kraftwerke aufgrund der viel höheren Grenzkosten hinter den Kohlekraftwerken im Nordosten und Nordwesten Deutschlands positionieren und somit nur wenige Stunden im Jahr im Einsatz sind. Gleichzeitig findet ein Ausbau der Windkraft in Norddeutschland statt, der diese Entwicklung zusätzlich verstärkt. Die neuen Kraftwerke in Bayern könnten also nicht rentabel betrieben werden und würden in den meisten Stunden im Jahr stillstehen. In den übrigen Stunden aber bestünde weiterhin Transportbedarf von Strom vom Norden in den Süden. Da die Netzengpässe aber weiterhin bestehen blieben, käme es in diesem Fall auf Geheiss der Übertragungsnetzbetreiber zu notgedrungenen Änderungen des Kraftwerkseinsatzes (Redispatch). Wegen der Netzengpässe würden dann die neuen GuD-Kraftwerke in Bayern anstelle der Kohlekraftwerke im Norden Deutschlands kurzfristig eingesetzt. Redispatch ist aber mit Ineffizienzen verbunden, da einerseits teure Kraftwerke einspringen müssen, obwohl kostengünstigere Optionen bereitstünden und weil andererseits die bereits verbuchten Geschäfte der nicht abgerufenen Kohlekraftwerke trotzdem beglichen werden müssen. Solche Situationen würden immer wieder auftreten. Abhilfe würde in dieser Situation der Netzausbau schaffen.

Analogon in der Schweiz

Dieses Dilemma in Bayern ist nicht nur geografisch ganz nah bei der Schweiz, sondern auch thematisch. Auch die Schweizer Energiepolitik hat den Ausstieg aus der Kernenergie beschlossen und diskutiert in der Energiestrategie 2050 den Bau von neuen GuD-Kraftwerken, um die entstehende Stromlücke zu decken. Auch Stromimporte wurden zwischenzeitlich diskutiert. Das Fallbeispiel „Bayern“ zeigt aber, dass innerhalb eines europäischen Strommarktregims solche GuD-Kraftwerke kaum rentabel zu betreiben sind und volkswirtschaftlich unter aktuellen Rahmenbedingungen keiner effizienten Lösung entsprechen. Soll die Schweiz am europäischen Strombinnenmarkt teilnehmen, wie von Stromkonzernen und dem Bundesamt für Energie angestrebt, sollte der Fokus bereits heute auf dem Netzausbau, insbesondere an der Grenze zu unseren Nachbarländern, und auf dem Ausbau der erneuerbaren Energien sowie ggf. perspektivisch dem Ausbau der Speicherkapazitäten liegen. Ein Schweizer Strommarkt, welcher europäisch integriert ist, braucht dann voraussichtlich weniger lokale GuD-Kraftwerke, um Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Wenn die Schweiz die Versorgungssicherheit mit Kapazitäten innerhalb der eigenen Grenzen sicherstellen möchte, würden andere und zusätzliche Mechanismen benötigt, um diese Kapazitäten rentabel zu betreiben und damit überhaupt Investoren zu finden.

Strommarkt im Wandel

Die aktuelle Entwicklung am europäischen Strommarkt sollte immer auch in einer langfristigen Perspektive betrachtet werden. So bietet der europäische Strommarkt auf Basis der Grenzkostenlogik heutzutage nicht genügend betriebswirtschaftliche Anreize zum Kraftwerksneubau, und auch Bestandanlagen wurden in den letzten Jahren immer unrentabler. Der Strommarkt wie er heute besteht, weist unter diesem Aspekt Mängel auf. Deshalb wird das zugrunde liegende Regelwerk zurzeit stark überarbeitet. Derzeit ist noch offen, unter welchen Bedingungen die in den nächsten Jahren ausser Betrieb gehenden Kraftwerke durch die flexibel regelbaren Kapazitäten ersetzt werden können, die es braucht, um ein durch fluktuierende erneuerbare Erzeugung dominiertes Stromsystem zu stabilisieren. Die Entwicklung könnte in Richtung eines Strommarktes 2.0 gehen. Dieser setzt auf ein hochentwickeltes Netzmanagement, die Regelbarkeit von erneuerbaren Energien und auf eine deutliche Flexibilisierung der Nachfrageseite. In solch einem Strommarktdesign würden Investitionsanreize durch kurzfristig hohe Preisspitzen wieder interessanter werden. Wie genau das neue Design des Strommarktes aussieht und wie lange eine Markttransformation dauern wird, ist ungewiss. Die Chancen sind aber intakt, dass GuD-Kraftwerke und Pumpspeicher in den Alpen dann wieder rentabler betrieben werden können.

Ein europäischer Strommarkt für die Energiewende