Wie sicher ist die Stromversorgung in Europa?
Autor(en): Urs Meister
Energieversorgungssicherheit wird häufig mit Energieunabhängigkeit gleichgesetzt. In politischen Debatten – nicht nur in der Schweiz – werden daher Subventionen für (erneuerbare) Kraftwerke nicht nur mit Klimapolitik motiviert, sondern auch mit dem Ziel der Unabhängigkeit. Etwas vereinfachend geht man davon aus, dass Importe unsicher sind, weil irgendwann in ganz Europa Kraftwerksknappheit herrschen könnte. Eine solche Subventionsstrategie ist dann besonders teuer, wenn sich die von Politikern erwartete Knappheit doch nicht abzeichnet und die Strommarktpreise wegen eines anhaltenden Überangebots tief bleiben. Unabhängig davon, dass eine (subventionierte) autarke Stromversorgung weder sicher noch ökonomisch sinnvoll ist, stellt sich daher die Frage, ob es in Europa künftig ausreichende Kraftwerkskapazitäten gibt, um Nachfragespitzen zu decken. Natürlich hängt dies von vielen, schwer prognostizierbaren Faktoren ab. Im Zentrum steht der Strompreis im Grosshandel, der Anreize für die Ausserbetriebnahme alter Kraftwerke oder Investitionen in neue Anlagen gibt. Der Preis wiederum wird durch das Kraftwerksangebot, die Konjunktur, die Kosten für Kohle und Gas, Wechselkurse oder die – ebenso schwierig vorhersehbare – staatliche Energie- und Klimapolitik (CO2-Zertifikate, Subventionen) beeinflusst. Weil Kraftwerksprojekte nicht über Nacht realisiert werden, geben Übersichten über im Bau befindliche oder geplante Projekte wenigstens ansatzweise Hinweise über die Entwicklung der Versorgungssicherheit. Auch die europäische Übertragungsnetzorganisation ENTSO-E, die Informationen der nationalen Netzbetreiber (inkl. Swissgrid) bündelt, geht in ihrem Scenario Outlook and Adequacy Forecast so vor. Sie unterstellt dabei zwei Hauptszenarien:
Szenario A (Conservative Scenario): Das Szenario ist hinsichtlich Investitionen in neue Kraftwerkskapazitäten am Markt skeptisch und berücksichtigt nur die Inbetriebnahme von neuen Kraftwerken, die bereits als praktisch sicher gelten.
Szenario B (Best Estimate Scenario): Dieses berücksichtigt den Kraftwerksausbau in Szenario A und darüber hinaus weitere Projekte, deren Realisierung wahrscheinlich ist. Dabei wird pauschal unterstellt, dass der Markt Investitionsanreize vermittelt.
Ein drittes, hier nicht weiter verfolgtes besonders optimistisches Szenario bildet die politischen Pläne der EU sowie der einzelnen Staaten hinsichtlich Klima- und Energiepolitik ab. Nur auf den ersten Blick ist die Szenario-Analyse von ENTSO-E statisch. Schliesslich wird der Bericht seit 2011 jährlich veröffentlicht. Ein Vergleich zwischen 2011 und 2014 kann interessante Aufschlüsse über Veränderungen marktlicher und regulatorischer Rahmenbedingungen geben.
Schmelzende Überkapazitäten
Als Indikator für die Stabilität der Stromversorgung dient in den Berichten eine Kennzahl für die Angemessenheit der Produktionskapazitäten. Berechnet wird dieser sogenannte «Adequacy Level», indem von der insgesamt in Europa (ENTSO-E-Mitgliedstaaten, inklusive Schweiz) installierten Kraftwerkskapazität (Net Generation Capacity) die nicht verfügbare Leistung (Produktionsschwankungen bei erneuerbaren Energien sowie Ausfälle, Revisionen etc. bei konventionellen Kraftwerken), der erwartete Verbrauch (Last) sowie eine Sicherheitsmarge für saisonale Nachfragespitzen abgezogen werden. Positive Werte für den Adequacy Level signalisieren Versorgungssicherheit, negative Werte dagegen Instabilität. Ein Blick auf beide Berichte zeigt, dass im optimistischen Szenario B bis 2025 keine Knappheit zu erwarten ist, weder im Sommer noch in den Wintermonaten, die wegen des höheren Stromverbrauchs kritischer sind (vgl. Abbildung). Allerdings schmelzen gemäss dem neuen Bericht die Überkapazitäten rascher weg, so dass der Adequacy Level im Szenario B im Januar 2025 nur noch knapp über der Nullgrenze liegt. Ganz anders sieht es im konservativen Szenario A aus, wo nur die «sicheren» Investitionen berücksichtigt werden. Hier ist der Bericht aus dem Jahr 2014 optimistischer. Sowohl für die Sommer- als auch die Wintermonate sind die längerfristigen Werte des Adequacy Level weniger negativ als im älteren Bericht.
Die längerfristige Prognose hinsichtlich Versorgungssicherheit hat sich zwischen 2011 und 2014 offenbar verbessert. Diese Entwicklung erstaunt auf den ersten Blick. Denn zwischen 2011 und 2014 sind nicht nur die Strompreise im Spot- und Terminmarkt deutlich gesunken. Bisher unsichere Kraftwerksprojekte dürften weiter verzögert oder ganz fallengelassen werden. Tatsächlich unterstellt der 2014-Bericht in beiden Szenarien eine etwas stärkere Abnahme fossiler Kraftwerke (Gas und Kohle) bis 2025. Daneben geht der Bericht vor allem im optimistischen Szenario B von geringeren Kernkraftkapazitäten aus. Umgekehrt unterstellt der jüngere Bericht bei den erneuerbaren Energien (deren Beitrag zum Adequacy Level geringer ist) ein stärkeres Wachstum als dies 2011 prognostiziert wurde. Insgesamt deutet dies eher auf eine Abnahme der Versorgungssicherheit hin. Doch der entscheidende Unterschied zwischen den beiden Berichten liegt in der Nachfrage. Während der 2011-Bericht noch von einer Last von 637 Gigawatt (GW) im Januar 2025 ausging, unterstellt der neue Bericht bloss noch etwa 580 GW – der Unterschied liegt damit in der Grössenordnung der Leistung von etwa 60 Kernkraftwerken Gösgen. Die Annahme einer geringeren Nachfrage ist vor allem auf die derzeit konjunkturbedingt schwächere Nachfrage sowie die tieferen Wachstumsaussichten zurückzuführen.
Staatliche (Über-) Investitionsanreize
Die Ausführungen lassen auf die Schwierigkeiten bezüglich einer Prognose der längerfristigen Versorgungssicherheit schliessen. Mit ähnlichen Unsicherheiten sind auch Kraftwerksbetreiber konfrontiert, die auf Basis der erwarteten Erträge Investitions- oder Abschaltentscheide treffen. Zwar deutet das Szenario A nach wie vor auf eine mögliche Kraftwerksknappheit bereits im Jahr 2020 hin, doch vermitteln die tiefen Preise auf den Terminmärkten ein anderes Bild. So liegen die Preise für Grund- und Spitzenlast etwa für den deutschen Markt im Jahr 2020 nur marginal über jenen für 2015 und 2016. Das könnte darauf hinweisen, dass die Märkte das Szenario B stärker gewichten. Weil aber weder die Spot- noch Terminmärkte derzeit entsprechende Preissignale und Investitionsanreize geben, müssten wenigstens längerfristige Preiserwartungen für die Periode nach 2020 positiv sind. Möglich ist aber auch, dass an den Märkten bereits die Wirkungen neue Mechanismen für die Förderung des (konventionellen) Kraftwerksbaus berücksichtigt werden. Frankreich etwa plant sehr konkret die Einführung eines Kapazitätsmarktes, um Anreize für Kraftwerksinvestitionen zu schaffen. Auch in Deutschland hat das Thema Kapazitätsmechanismen mit dem jüngsten Grünbuch über die Zukunft des Strommarktes an Relevanz gewonnen. Grossbritannien erwägt ebenfalls die Einführung eines Kapazitätsmarktes – daneben sollen neue Kernkraftwerke ähnlich wie erneuerbare Energien mittels kostendeckender Einspeisevergütung gefördert werden. Und auch die Schweizer Politik will neu auch grosse Wasserkraftwerke subventionieren.
Versorgungssicherheit und Unabhängigkeit haben nicht nur in der schweizerischen Energiepolitik einen hohen Stellenwert. Auch deshalb ist davon auszugehen, dass in Europa Kraftwerke in den nächsten Jahren nicht knapp werden. Vermutlich wird eher das Gegenteil passieren: Subventionen und potenziell zu grosszügig und marktfern ausgestaltete nationale Kapazitätsmechanismen (die damit faktisch zur Subvention werden) werden tragen tendenziell zu Überkapazitäten und tiefen Preisen auf dem europäischen Strommarkt bei. Ein kleines, gut in das europäische Stromnetz integriertes Land würde – aus spieltheoretischen Gründen – sinnvollerweise eher auf eine Importstrategie setzen. Das aber würde kein Politiker zu sagen wagen.
Link zum Diskussionspapier «Keine Energiewende im Alleingang»
Autor: Urs Meister
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