Die Schweiz produzierte 2017 weniger Strom als sie verbrauchte

Die Schweizer Wirtschaft ist im letzten Jahr gewachsen. So auch der Gesamtwohnungsbestand und die Schweizer Bevölkerung. Trotzdem nahm der Stromverbrauch der Schweiz im Jahr 2017 gegenüber dem Vorjahr „nur“ um 0,4% zu. Dies entspricht einer Steigerung in der Höhe des Jahresverbrauchs von rund 48‘800 Haushalten. Insgesamt wurden in der Schweiz 58,5 Milliarden Kilowattstunden (kWh) Strom im Wert von über 10 Milliarden Franken abgesetzt, wie aus der schweizerischen Elektrizitätsstatistik 2017 hervorgeht.

Ausfuhr- (positiv; dunkelblau) oder Einfuhr¸berschuss (negativ; hellblau) jeweils f¸r das Winterhalbjahr in der Schweiz. So viel Strom wie im Winterhalbjahr 2016/17 musste die Schweiz zur Aufrechterhaltung der Versorgungslage bisher noch nie importieren.

Effizienz senkt Stromverbrauch pro Kopf

Rund zwei Drittel des Stroms fliesst in die Wirtschaft. Dabei ist die Stromnachfrage des Industriesektors etwas höher als jene des Dienstleistungssektors. Rund ein Drittel des Stroms wird von Haushalten nachgefragt. In allen Bereichen nahm die Stromnachfrage gegenüber dem Vorjahr leicht zu. Die höchste Zunahme ergab sich bei den Haushalten und in der Industrie. Vor allem in den Haushalten ist der Stromverbrauch im Winterhalbjahr höher als im Sommerhalbjahr. Im Mittel über die ganze Schweiz beträgt der Winteranteil am gesamten Stromverbrauch erfahrungsgemäss rund 55%.

Der Elektrizitätskonsum je Einwohner hat im Jahr 2017 trotz Wirtschaftswachstum um 0,5% abgenommen. Hauptgrund dafür sind Steigerungen der Energieeffizienz. Der Stromverbrauch pro Kopf lag 2017 bei 6‘920 kWh, so tief wie seit 1997 nicht mehr. Im europäischen Vergleich ist das eher hoch, wobei vor allem die skandinavischen Länder noch deutlich mehr Strom pro Kopf nachfragen. So verbraucht jeder Norweger mehr als 20‘000 kWh Strom pro Jahr und damit fast dreimal soviel wie ein Schweizer. Das ist aber nicht zwingend problematisch. Entscheidend ist der Anteil der elektrischen Energie am gesamten Energiekonsum eines Landes. In der Schweiz liegt dieser Wert etwa bei einem Fünftel, in Norwegen bei fast bei 50%, in Holland bei nur 15%. Die Norweger brauchen also rund dreimal so viel Strom pro Einwohner wie die Schweizer, dafür sind sie weniger von anderen Energieträgern wie Öl und Gas abhängig.

Im Jahr 2016 resultierte erstmals ein negativer Aussenhandelssaldo. Dieser hat sich 2017 sogar noch erhöht. Die Schweiz gibt also mehr Geld aus für den importierten Strom als sie mit Exporten verdient.

Produktion aus Kernkraft auf 30-Jahrestief

Wo Strom verbraucht wird, muss auch Strom produziert werden. Der schweizerische Kraftwerkpark erzielte 2017 mit 61,5 Milliarden Kilowattstunden eine gegenüber dem Vorjahr leicht verringerte Produktion. Das grösste Produktionsvolumen realisierten die Speicherkraftwerke (34%) gefolgt von Kraftwerken in Flüssen (26%). An der gesamten Elektrizitätsproduktion waren die Wasserkraftwerke somit zu 60% beteiligt. Etwas mehr als 30% der Schweizer Stromproduktion stammen aus Kernkraftwerken. Im vergangenen Jahr produzierten die Schweizer Kernkraftwerke so wenig Strom wie seit 30 Jahren nicht mehr. Grund dafür war die geringe Arbeitsausnutzung der Kernkraftwerke Beznau I und Leibstadt. Beide Kraftwerke mussten aufgrund von Unregelmässigkeiten für längere Zeit vom Netz genommen werden. So kam das grösste Kernkraftwerk der Schweiz (Leibstadt) im Jahr 2017 nur auf 53% Arbeitsausnutzung. Auch im Vorjahr waren es lediglich 57%. In den Jahren 2008-2014 waren es jeweils 86-92% Ausnutzung. Das Kernkraftwerk Beznau I produzierte wie bereits im Vorjahr keine einzige Kilowattstunde Strom. Die neuen erneuerbaren Energien wie Biomasse und Solarkraft konnten 6% an die Gesamtproduktion beisteuern, Tendenz steigend.

Trotz höherer Produktion aus Wasserkraft gegenüber dem Vorjahr blieb die Gesamtstromerzeugung unter dem Landesstromverbrauch (inkl. Verluste). Seit 1950 produzierte die Schweiz damit erst zum zweiten Mal innerhalb eines Jahres weniger als sie verbrauchte.

 

Importierte Versorgungssicherheit

Seit vielen Jahren ist die Schweiz eine Drehscheibe des europäischen Stromhandels. Mit den Nachbarländern wird rege Strom ausgetauscht. Im Jahr 2017 war vor allem der Netto-Import aus Deutschland und der Netto-Export nach Italien stark ausgeprägt. Besonders prägnant waren die winterlichen Importe aus Deutschland. Über das ganze Kalenderjahr betrachtet, konnte die Schweiz seit 1998 häufig einen Ausfuhrüberschuss vorweisen – exportierte also mehr Strom als sie importierte. Bereits zum zweiten Mal resultierte für die Schweiz nun aber ein Einfuhrüberschuss. Die Importabhängigkeit zeigt sich vor allem im Winter. Für die Bedarfsdeckung sind Importe in den kalten Monaten von zentraler Bedeutung. In allen der letzten 14 Winter reichte die inländische Produktion nicht aus, um den Strombedarf zu decken. Im Winter 2016/17 resultierte sogar ein neuer Einfuhrüberschussrekord. So wurde im Winterhalbjahr rund doppelt so viel Strom importiert als noch im Vorjahr. Ein anderes Bild zeigt sich im Sommerhalbjahr. Von Mai bis August ist die Elektrizitätsproduktion dank gutem Wasserangebot erfahrungsgemäss hoch und erlaubt Stromexporte in grossen Mengen. Der Aussenhandel mit Strom war für die Schweiz traditionellerweise gewinnbringend. So konnte Strom zu günstigen Konditionen importiert werden, gleichzeitig konnten die Exporte zu attraktiven Preisen abgesetzt werden. Seit 1970 resultierte so regelmässig ein positiver Saldo im Stromaussenhandel. Im Rekordjahr 2008 waren dies über 2 Milliarden Franken. Die verringerte Exportkraft und die teureren Winterimporte haben in den letzten zwei Jahren auf den Aussenhandelssaldo gedrückt. Zum ersten Mal überhaupt resultierte so im Jahr 2016 ein negativer Saldo. Im Jahr 2017 erhöhte sich der negative Saldo weiter und erreichte 72 Millionen Franken. Im Sinne der Versorgungssicherheit profitierte die Schweiz auch in den letzten Jahren vom europäischen Stromhandel, anders als in den Vorjahren ist dies aber mit immer höheren Kosten verbunden.

Die Schweiz produzierte 2017 weniger Strom als sie verbrauchte

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