38 Die Bundesnetzagentur legt für die Bewertung der Exporte und Importe, die in jeder Stunde geltenden Spotmarktpreise an der Strombörse EPEX Spot zu Grunde. Wir gehen davon aus, dass Strom nur dann importiert wird, wenn die deutschen Preise höher als im Ausland sind und Strom nur dann exportiert wird, wenn der Strom billiger als im Ausland ist. Wir unterstellen insoweit
marktrationales Verhalten dahingehend, dass auch längerfristige Kontrakte nur dann durch tatsächliche Exporte oder Importe erfüllt werden, wenn das aktuelle Preisniveau einen entsprechenden Anlass gibt.
Tatsächlicher
in TWh Handel in Euro in TWh Handel in Euro Export 59,44 2.197.629.995,34 59,17 1.900.557.809,92
Die in der nachfolgenden Abbildung dargestellten tatsächlichen physikalischen Lastflüsse weichen von den Fahrplänen an den Grenzen ab.39
Abbildung 60: Jahressummen der grenzüberschreitenden Lastflüsse und der Verbundaustauschfahrpläne 2014 Deutschland, Österreich und Luxemburg bilden ein gemeinsames Marktgebiet, in dem Strom ohne
Beschränkungen gehandelt werden kann, daher sind diese Grenzen in der Betrachtung unter I.E.1 nicht
39 Die Nettoexportbilanz ist bei realisierten Verbundfahrplänen und tatsächlichen physikalischen Flüssen - abgesehen von Transportverlusten - in der Summe aller deutschen Grenzkuppelstellen identisch. An den einzelnen Grenzen weichen die Werte jedoch i. d. R. ab, da der tatsächliche physikalische Fluss der rein physikalischen Gesetzmäßigkeit des geringsten Widerstands folgt und aufgrund der Vermaschung der Netze auch abweichend von den realisierten Verbundfahrplänen indirekt von Regionen hoher Erzeugung über Drittländer stattfinden (z. B. von Frankreich über Deutschland / Schweiz nach Italien) kann.
enthalten. Aktuelle Entwicklungen bieten aber Anlass, den Stromhandel zwischen Deutschland und
Österreich ausführlicher zu bewerten. Die Energiewende und der Ausbau der Erneuerbaren Energien führten in Deutschland zu fallenden Börsenstrompreisen. Als Resultat stiegen Österreichs Stromimporte aus
Deutschland von 2010 bis 2014 von 7,3 TWh auf 21,9 TWh stark an. Auch die Exportspitzen in einzelnen Stunden haben mittlerweile Werte von über 7 GW erreicht. Unter der Annahme, dass die
Übertragungskapazität (NTC) von Deutschland nach Österreich auf 5.500 MW40 beschränkt wäre, zeigt sich, dass dieser Wert an 254 Stunden im Jahr 2014 übertroffen wurde. Dies entspricht 2,9 Prozent der 8.760 Stunden des Jahres.
Die nachfolgende Abbildung zeigt den Handelsfluss (Tageshöchstwert) von Deutschland nach Österreich im Verhältnis zu einem angenommenen NTC von 5.500 MW.
Abbildung 61: Maximaler Handelsfluss im Verhältnis zum theoretischen NTC 201441
3. Ungeplante Flüsse
Grundsätzlich sollte die Betrachtung der Importe und Exporte alleine die zwischen den Ländern gehandelten Strommengen betreffen. Hiervon zu unterscheiden ist die Betrachtung, über welche Leitungen die
gehandelten Strommengen tatsächlich (physikalisch) geflossen sind und ob dabei Stromflüsse als Ringflüsse
40 Wert aus dem Netzentwicklungsplan 2014.
41 Negative Exporthandelsflüsse entsprechen Importe von Österreich nach Deutschland.
oder Transite ggf. über Drittstaaten verlaufen.42 Die nachfolgenden Abbildungen zeigen die ungeplanten Stromflüsse von Deutschland zu seinen Nachbarländern und wieder zurück.
Abbildung 62: Ungeplante Stromflüsse von Deutschland zu seinen Nachbarländern und wieder zurück (Ringflüsse)
42 Die Bundesnetzagentur verwendet für die Ermittlung der Werte ausschließlich die Verbundaustauschfahrpläne der ÜNB
(Handelsflüsse). Für die öffentlich diskutierten Fragestellungen sind die Fahrpläne die sinnvollere Größe, da sie die Handelsaktivitäten widerspiegeln. Die physikalischen Flüsse beruhen dagegen auf einer Vielzahl von Faktoren, beispielsweise auch auf Ringflüssen von deutsch-deutschen Handelsgeschäften, die physikalisch über ausländische Netze transportiert werden.
Strom nimmt, wie in den Darstellungen veranschaulicht wird, aufgrund physikalischer Gesetzmäßigkeiten stets den Weg des geringsten Widerstandes.
Stromhandel zwischen verschiedenen Marktgebieten führt unausweichlich zu mehr oder minder hohen ungeplanten Stromflüssen. Durch das hohe Transportaufkommen bei derzeit noch vergleichsweise geringen Fortschritten beim Netzausbau sind auch die Nachbarländer Deutschlands davon betroffen. Damit das Problem der ungeplanten Stromflüsse nicht zu instabilen Netzen im Ausland führt, beteiligt sich Deutschland aktiv an verschiedenen Maßnahmen, die diese Problematik analysieren und lösen können. Erste Schritte zur Eindämmung der ungeplanten Stromflüsse wurden bereits unternommen. So wurde mit dem virtuellen Phasenschieber an der deutsch-polnischen Grenze ein grenzüberschreitendes Redispatch-Regime etabliert, mittels dem die Systemsicherheit in Polen und Deutschland erhöht wird. In einem nächsten Schritt werden an den Grenzen zu Polen und Tschechien physikalische Phasenschieber-Transformatoren installiert, die dabei helfen werden, den in Deutschland erzeugten und in der Gebotszone Deutschland-Österreich verbrauchten Strom vorrangig durch die eigenen Netze fließen zu lassen.
4. Einnahmen aus Kompensationszahlungen für grenzüberschreitende Lastflüsse
Nach Artikel 1 der Verordnung (EU) Nr. 838/2010 findet zwischen den ÜNB ein Ausgleich für die Kosten statt, die ihnen durch grenzüberschreitende Elektrizitätsflüsse über ihre Netze („Transite“) entstehen (sog. Inter-TSO-Compensation - ITC). ENTSO-E richtete den ITC-Fonds für die Kompensationen der
Übertragungsnetzbetreiber ein. Der Fonds soll zum einen die Kosten für den Ausgleich der Verlustenergie, die in den nationalen Übertragungsnetzen infolge der Durchleitung grenzüberschreitender Stromflüsse
entstehen, decken. Zum anderen dient der Fonds zur Deckung der Kosten für die Bereitstellung der Infrastruktur zur Durchleitung grenzüberschreitender Stromflüsse.
ACER veröffentlicht jährlich einen Bericht zur Umsetzung des ITC-Mechanismus („Report to the European Commission on the implementation of the ITC mechanism“) gemäß Punkt 1.4 des Annex Teil A der
Verordnung (EU) Nr. 838/2010. Die aktuellen Zahlen für das ITC-Jahr 2014 lauten wie folgt: Die vier deutschen ÜNB erhielten für Verlustenergie und die Bereitstellung der Infrastruktur Kompensationen in Höhe von 7,65 Mio. Euro und mussten im Gegenzug Beiträge in Höhe von 6,74 Mio. Euro leisten. Im Saldo bedeutet das einen Betrag von 0,91 Mio. Euro (2013: 13,21 Mio. Euro), den die deutschen ÜNB netto als
Kompensationszahlungen aus dem ITC-Mechanismus erhalten haben. Damit war Deutschland im ITC-Jahr 2014 erneut ein Nettoempfänger von Zahlungen aus dem ITC-Fonds. Der starke Rückgang der Nettoerlöse um gut 93 Prozent gegenüber dem ITC-Jahr 2013 ist im Wesentlichen auf die internationale Preisentwicklung bei der Verlustenergie und die Zunahme des deutschen Stromexports zurückzuführen.
Tabelle 39: Kompensationszahlungen aus dem ITC-Mechanismus für die deutschen ÜNB
2011 2012 2013 2014
20,97 26,79 13,21 0,91