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Die Rolle des internationalen Handels bei der Zukunft der Schweizer Elektrizitätsversorgung
Die Schweiz ist keine Strominsel. Sie ist in zunehmendem Ausmass von Importen abhängig; daneben profitieren auch Schweizer Unternehmen vom grenzüberschreitenden Stromhandel. Und dieser wird mit der Liberalisierung der Elektrizitätsmärkte zusätzliche Bedeutung gewinnen. Strategien, wie die mangelnden Stromproduktionskapazitäten überbrückt werden können, müssen daher in einem internationalen Kontext diskutiert werden. Längerfristig ist es dennoch sinnvoll, wenn die Schweiz über eigene Grosskraftwerke mit tiefen Grenzkosten verfügt, sodass sie nicht gänzlich auf den Import von Grundlast angewiesen ist.
Schweiz ist bereits Nettoimporteurin von Strom
Erstmals seit der Publikation der Elektrizitätsstatistik im Jahr 1910 hat die Schweiz 2005 mehr Strom importiert als exportiert. Der Einfuhrüberschuss wurde mit schlechten hydrologischen Bedingungen für die Wasserkraft sowie einem mehrmonatigen Stillstand des Kernkraftwerks Leibstadt begründet. Überraschenderweise blieb die Schweiz – trotz Rekordproduktion der Kernkraftwerke – auch im Jahr 2006 Netto-Importeurin. Bei einer inländischen Nettoerzeugung von 59,4 und einem Landesverbrauch von 62,1 Mrd. Kilowattstunden (kWh) beliefen sich Einfuhren auf 48,8 und die Ausfuhren auf 46,1 Mrd. kWh. Dass in den Jahren zuvor mehr exportiert als importiert wurde, darf jedoch nicht darüber hinwegtäuschen, dass die Schweiz seit Jahren auf Importe angewiesen ist. Insbesondere im Winter, wenn Strom aus Wasserkraft rar ist, benötigt die Schweiz Strom aus dem Ausland. Im Jahr 2006 überstieg die inländische Erzeugung den Inlandbedarf während lediglich 6 Monaten, im Jahr zuvor sogar nur während 4 Monaten. Vgl. BFE (2007) und (2006). Die grossen Import- und Exportmengen deuten auch auf eine grosse Relevanz des grenzüberschreitenden Handels und der Transite hin. Definiert man Transite als Minimum der beiden Grössen Import und Export, beliefen sich diese 2006 auf 46,1 Mrd. kWh – also auf rund 75% des Landesverbrauchs. Im Zentrum stehen Stromlieferungen nach Italien, wo nach dem schrittweisen Atomausstieg zwischen 1987 und 1990 die Stromgrosshandelspreise massiv anstiegen. Die hohen Preise sind aber nicht nur auf den Mangel, sondern auch auf die Struktur der Produktion zurückzuführen. Heute wird in Italien Strom vor allem mit Gas- und Ölkraftwerken produziert – also Technologien mit hohen Grenzkosten. Französische Atomoder deutsche Kohlekraftwerke weisen dagegen tiefe Grenzkosten auf, sodass sich bei Kapazitätsüberschüssen der Export in das Hochpreisland Italien lohnt. Schweizer Verbundunternehmen können nicht nur vom Zwischenhandel, sondern auch von der Stromveredelung profitieren. Während der Nacht wird aus Frankreich oder Deutschland importierter Grundlaststrom, der mit Kernoder Kohlekraftwerken rund um die Uhr produziert wird, dazu genutzt, um Wasser in die Speicherseen zu pumpen. Die gespeicherte Energie kann während der Tages-Spitzenlastzeiten zu höheren Preisen veräussert werden. Der Einnahmenüberschuss der Schweizer Elektrizitätsunternehmen aus dem Stromaussenhandel wird für das Jahr 2006 auf rund 1,07 Mrd. Franken geschätzt. Vgl. BFE (2007), S. 47.
Internationaler Handel als Motor des Wettbewerbs
Mit der Liberalisierung der europäischen Elektrizitätsmärkte hat der Stromhandel zusätzliche Relevanz erhalten. Der Austausch von Strom ist nicht mehr bloss ein Instrument zum Ausgleich länderspezifischer Produktionsengpässe: In Kombination mit dem Zusammenwachsen der Märkte entsteht auch Länder übergreifender Wettbewerb. Dieser ist umso wichtiger, als in vielen nationalen Märkten wenige etablierte Unternehmen dominieren. Aufgrund mangelnder Standorte für den Bau neuer Kraftwerke ist ein Markteintritt unabhängiger Produzenten in der Praxis schwierig. Ein rascher Markteintritt wäre hingegen mit einer internationalen Beschaffungsstrategie möglich. Ein Stromversorger kann Strom im Ausland beziehen und in der Schweiz an Endkunden vertreiben. Die Entfernung zwischen Produktion und Endkunde muss keinen Nachteil darstellen, zumal zwischen den Mitgliedern des Verbandes europäischer Übertragungsnetzbetreiber (Etso) keine distanzabhängigen Tarife mehr verrechnet werden. Im Zuge des Florenzer Prozesses wurden in Europa Import-, Export- und Transitgebühren abgeschafft. Damit sollte das Problem des «Pancaking» (Kumulation von Netzgebühren bei zunehmender Distanz zwischen Produktion und Verbrauch) eliminiert werden. Analog zum Modell der Briefmarke im Inland gilt daher auch für den grenzüberschreitenden Stromaustausch ein distanzunabhängiges Tarifmodell. Anstelle von transaktionsspezifischen Gebühren für Importe, Exporte und Transite wurde auf europäischer Ebene ein Fonds (Inter-TSO-Compensation) eingerichtet. Dieser kompensiert jene Länder, denen Kosten durch den internationalen physikalischen Stromtransit entstehen. Grundlage der Fondsein- und -auszahlungen sind daher nicht vertragliche Transaktionen, sondern die davon unabhängigen physikalisch gemessenen Stromflüsse.
Engpässe an den Grenzen verhindern internationale Preiskonvergenz
In der Praxis wurde der Pancaking-Effekt nicht gänzlich beseitigt. Distanzabhängige Kosten entstehen durch die Nutzung von grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten, den so genannten Grenzkapazitäten. Weil diese aus historischen Gründen zwischen den meisten Ländern zu gering dimensioniert sind, entstehen oft Kapazitätsengpässe. Die Allokation der Kapazitäten erfolgt dann mittels Auktionsverfahren; Stromhändler müssen somit im Falle von Knappheit Grenzkapazitäten einkaufen. Die Kosten wirken wie eine transaktionsabhängige Importoder Exportgebühr. In Anlehnung an die EU-Richtlinien nimmt auch die Schweiz Kapazitätsauktionen vor. Allerdings beschränken sich diese 2007 auf die Grenzen mit Deutschland und Österreich. Die Kapazitätsauktionen werden durch die Übertragungsnetzbetreiber vorgenommen. Entsprechend erfolgt die Auktion separiert vom Stromhandel an den Spotmärkten («Explizite Auktionen»). Strom für das Marktgebiet Schweiz wird seit Anfang 2007 an der Leipziger Strombörse EEX gehandelt. Vor allem während der Wintermonate ist der für die Schweiz gehandelte Strom teurer als jener für die Marktgebiete Deutschland, Österreich oder auch Frankreich. Genau dann ist die Schweiz aufgrund der geringeren Produktion der Wasserkraftwerke auf Importe angewiesen. Die hohen Importe führen zu einer Verknappung der Grenzkapazitäten und machen Auktionen nötig. Die Nutzung der Grenzkuppelstelle von Deutschland in die Schweiz kostete im ersten Halbjahr 2007 durchschnittlich 6 Euro/MWh. Dabei beliefen sich die Preise im Januar auf durchschnittlich 15 Euro/MWh; ab April fiel der Preis praktisch auf null. In der umgekehrten Richtung (also nach Deutschland) entsteht dagegen kaum ein positiver Preis, da die Transportkapazitäten ausreichend sind. Dabei zeigt sich, dass der Auktionspreis für Kapazitäten in die Schweiz parallel zum Unterschied des Strompreises in den beiden Marktgebieten verläuft. Der Grund dafür liegt auf der Hand: Der Export von Deutschland in die Schweiz lohnt sich für den Händler, solange der Preis im Marktgebiet Schweiz höher ist. Und die Nachfrage nach der Grenzkapazität übersteigt das Angebot, solange der Auktionspreis kleiner ist als der Marktpreisunterschied. Im Gleichgewicht entspricht der Auktionspreis dem Marktpreisunterschied (vgl. Grafiken 1 und 2). Dass die Schweiz im Winter italienisches Preisniveau aufweist, hat auch damit zu tun, dass die Grenzkapazitäten im Norden nicht nur für Importe, sondern auch für die Transite in den Süden benötigt werden. Nun «konkurriert» der erhöhte inländische mit dem italienischen Bedarf und trägt so zu einer Steigerung der Nachfrage nach Grenzkapazitäten im Norden bei. Die Netto-Exporte aus Schweizer Gebiet nach Italien betrugen im Winter 2005/2006 fast 10 Mrd. kWh oder etwa ein Sechstel des schweizerischen Jahresverbrauchs. Der Effekt kann einfach illustriert werden: Die Importkapazitäten an den Grenzen zu Frankreich und Deutschland von 5500 MW (sog. «Schweizer Dach») liessen theoretisch einen jährlichen Import von mehr als 48 Mrd. kWh zu. Vgl. IfnE (2007), S. 21. Dies sind gegen 80% des gesamten schweizerischen Landesverbrauchs. Würden diese Importe nur im Inland verwendet, resultierten an der Nordgrenze weniger Kapazitätsengpässe – und damit geringere Preise für die Grenzkapazitäten. Mit anderen Worten: Ohne die Transite könnte die Schweiz günstiger Strom importieren; andererseits würden Handelsgewinne für Schweizer Verbundunternehmen entfallen.
Netzausbau als strategisches Element
Im Kontext der Stromversorgungslücke hat dieser Umstand Konsequenzen für die Planung des künftigen Netzausbaus: Mit zunehmender Knappheit inländischer Produktion gehen steigende Preise einher. Der internationale Handel könnte einem Preisauftrieb entgegenwirken. Eine Ausdehnung der Transportkapazitäten nach Frankreich und Deutschland würde der Schweiz – vor allem im Winter – tiefere Stromgrosshandelspreise bringen. Ein Ausbau der Netzkapazitäten in den Süden bei gleich bleibenden Kapazitäten im Norden fördert dagegen die Konvergenz an das höhere italienische Preisniveau. Zur Förderung tiefer inländischer Strompreise müsste also speziell ein Ausbau der Netzkapazitäten gegenüber Ländern mit tiefen Grosshandelspreisen gefördert werden. In der Praxis besteht die Gefahr, dass verti-kal integrierte Verbundunternehmen – also Unternehmen, die gleichzeitig in den Wertschöpfungsstufen Produktion und Übertragungsnetze tätig sind – ihre Netzkapazitäten vor allem in Ländern mit hohen Preisniveaus ausbauen. Die zusätzlichen Kapazitäten erlauben die Erschliessung neuer Absatzmärkte. Kapazitätserweiterungen in Ländern mit tiefen Preisen dagegen bergen die Gefahr eines zunehmenden internationalen Wettbewerbs, sodass sie aus strategischen Gründen vernachlässigt werden. Evidenz für solches Verhalten hat kürzlich die Deutsche Monopolkommission festgestellt. Obwohl die Stromgrosshandelspreise in Polen deutlich unter dem deutschen Niveau liegen, findet nur wenig Stromaustausch zwischen den beiden Ländern statt. Die Monopolkommission folgert: «Ganz offensichtlich besteht ein Engpass zwischen Deutschland und Polen, und es sind keine Anstrengungen der Übertragungsnetzbetreiber zu erkennen, diesen Engpass zu beheben.» Vgl. Deutsche Monopolkommission (2007), S. 103. Ein Regulator müsste vertikal integrierte Unternehmen zwingen, den Ausbau ihrer Grenzkapazitäten am gesamtwirtschaftlichen Optimum auszurichten.
Grenzen einer Importstrategie
Ob die Schweiz eine drohende Stromversorgungslücke durch Importe überbrücken kann, hängt auch davon ab, ob ausreichend europäische Länder über Produktionskapazitäten für den Export verfügen. Heute hat die Schweiz mit Frankreich und Deutschland gewichtige Exporteure in ihrer Nachbarschaft. Ob Deutschland längerfristig als Exporteur auftritt, wird nicht zuletzt von der Entscheidung über einen möglichen Atomausstieg abhängen. Frankreich ist heute der grösste Nettoexporteur in Europa. 2006 wurden 71,9 Mrd. kWh Strom exportiert und ledig-lich 8,5 Mrd. kWh importiert. Mit dem Bau des neuen Kernkraftwerks «Flamanville 3», welches als Vorläufer einer ganzen Serie von neuen Druckwasserreaktoren der dritten Generation gilt, signalisiert Frankreich, dass es auch künftig im internationalen Stromgeschäft mitmischen wird. Mit der schrittweisen Stilllegung der Kernkraftwerke wäre die Schweiz etwa ab 2020 in bedeutendem Ausmass auf Importe angewiesen. Heute produzieren die Kernkraftwerke jährlich rund 26 Mrd. kWh. Frankreich mit seiner starken Ausrichtung auf Kernkraft wäre daher aus einer technischen Optik ein geeigneter Lieferant für künftig fehlende Grundlastproduktion in der Schweiz. Aus ökonomischer Sicht jedoch dürfte eine einseitige Importabhängigkeit von Frankreich wenig attraktiv sein. Électricité de France (EDF) verfügt heute über eine monopolartige Stellung im französischen Markt. Sind Länder wie die Schweiz oder auch Deutschland und Italien vermehrt auf Importe angewiesen, wird sich die Position von EDF auch im internationalen Geschäft weiter stärken. EDF könnte dann die Preise weniger an den Grenzkosten der Kernkraftwerke, sondern vielmehr an jenen von kurzfristig einsetzbaren Alternativtechnologien orientieren. Dazu gehören insbesondere Gaskraftwerke, welche heute aufgrund ihrer höheren Grenzkosten vor allem für die Produktion von Mittel- und Spitzenlast eingesetzt werden. Weil sie relativ schnell gebaut werden könnten, stellen sie auch in der kurzen Frist eine Alternative zu den Importen dar. Daraus lässt sich folgern, dass der europäische Markt im Rahmen einer Übergangslösung durchaus zur Versorgungssicherheit in der Schweiz beitragen kann. Übergangstechnologien wie Gaskraftwerke dürften der Schweiz kaum günstigere Strompreise bescheren als der internationale Handel. Längerfristig wäre es sinnvoll, wenn die Schweiz über eigene Grosskraftwerke (insbesondere Kernkraftwerke) mit tiefen Grenzkosten verfügt, sodass sie nicht gänzlich auf den Import von Grundlast angewiesen ist.
Veränderungen des internationalen Kontextes
Mit der zunehmenden Integration der Schweiz im europäischen Elektrizitätsmarkt werden neue Tatsachen geschaffen. So werden neu die Leitungskapazitäten nach Italien durch Auktionen an den meistbietenden Händler vergeben. Und im Rahmen der bilateralen Verhandlungen wird darüber entschieden, ob Schweizer Verbundunternehmen künftig die Grenzkapazitäten nach Frankreich exklusiv für sich beanspruchen können oder ob auch diese für Auktionen frei gegeben werden müssen. Der Wegfall der exklusiven Nutzung der Grenzkapazitäten verringert das Potenzial der (Zwischen-)Handelsgeschäfte für die Schweizer Stromversorger: Neu könnten deutsche Produzenten auch ohne Zwischenhändler Strom nach Italien exportieren. Die Rolle der Schweiz als europäische Drehscheibe für den Stromhandel könnte sich aber auch aus anderen Gründen verändern, so etwa durch den vermehrten Ausbau der Übertragungskapazitäten zwischen Italien und dessen anderen Nachbarländern oder durch den forcierten Zubau eigener Kraftwerkskapazitäten in Italien. Die Schweiz könnte damit ihre Rolle als zentrales Transitland zunehmend verlieren. Damit sinkt zwar das Ertragspotenzial des Zwischenhandels. Doch aufgrund reduzierter Engpässe im Norden könnten Importe für den Inlandverbrauch günstiger werden. Neue Tatsachen werden in Europa auch durch physische Marktverbindungen (Interkonnektoren) geschaffen, welche bislang getrennte Märkte miteinander verbinden. Hierzu gehört beispielsweise die 580 km lange Seekabel-Verbindung zwischen den Niederlanden und Norwegen. Mit der fortschreitenden physischen Verbindung wachsen die Märkte auch ökonomisch zusammen («Market Coupling»). Damit gehen optimierte Methoden der Engpassbewirtschaftung einher, die einen vereinfachten und integrierten Handel von Strom und Übertragungskapazität erlauben. Die Schweiz wird sich mittelfristig darüber Gedanken machen müssen, wie sie an dieser Entwicklung teilnimmt und welche Konsequenzen dies für die Planung neuer Grosskraftwerke oder auch für den Aus-bau von Übertragungskapazitäten hat. Die Schweiz ist längst keine Strominsel mehr.
Grafik 1 «Grosshandelspreise für Grundlast, Januar-Oktober 2007»
Grafik 2 «Preise für Grenzkapazitäten Deutschland-Schweiz, 2007»
Kasten 1: Literatur – BFE, Schweizerische Elektrizitätsstatistik 2006, Bundesamt für Energie, Bern 2007.- BFE, Schweizerische Elektrizitätsstatistik 2005, Bundesamt für Energie, Bern 2006.- Deutsche Monopolkommission, Strom und Gas 2007: Wettbewerbsdefizite und zögerliche Regulierung; S. 103.- IfnE: Ermittlung des Stromgrosshandelspreises im Schweizer Strommarkt, Ingenieurbüro für neue Energien, im Auftrag des Bundesamtes für Energie, Teltow, 2007.
Zitiervorschlag: Urs Meister (2008). Die Rolle des internationalen Handels bei der Zukunft der Schweizer Elektrizitätsversorgung. Die Volkswirtschaft, 01. Januar.