Bislang befand sich Deutschland mit Luxemburg und Österreich in einer gemeinsamen Stromgebotszone. Das bedeutet: Strom konnte auf dem Großhandel unbegrenzt zwischen diesen Ländern zum identischen Preis gehandelt werden. Windstrom aus Schleswig-Holstein war für einen österreichischen Stromverbraucher genauso teuer wie zum Beispiel für ein Hamburger Industrieunternehmen.

Dies bot für den Handel viele Vorteile, führte aber auch zu Herausforderungen: Das innerdeutsche Netz und die Grenzkuppelleitungen – also die Leitungen, die zwei Länder elektrisch miteinander verbinden – haben physikalisch begrenzte Transportkapazitäten. Wenn mehr Strom gehandelt wird als transportiert werden kann, wird die Leitung zum Engpass. Dann müssen die Netzbetreiber mit sogenanntem Redispatch dafür sorgen, dass die überanspruchte Leitung wieder entlastet wird. Redispatch bedeutet, dass der Übertragungsnetzbetreiber Kraftwerke vor dem Engpass auffordert, die Einspeisung zu drosseln, und Kraftwerke nach dem Engpass auffordert, die Einspeisung zu erhöhen. Die Kosten für diese „Fahrplananpassungen“ werden über die Netzentgelte finanziert. Diese Kosten trägt also letztlich der Stromkunde. Der uneingeschränkte Handel zwischen Deutschland und Österreich hatte in der Vergangenheit immer wieder für Überlastungen gesorgt und Redispatch zur Aufrechterhaltung der Systemsicherheit erforderlich gemacht.

Ein Teil des gehandelten Stroms zwischen Deutschland und Österreich fließt auch immer durch die Netze unserer Nachbarländer, zum Beispiel durch Polen und Tschechien. Grund sind die physikalischen Gesetze, nach denen sich ein Stromfluss im Stromnetz verteilt. Dies hat wiederholt auch zu Einschränkungen beim Handel mit anderen Nachbarländern beigetragen. Denn ein Teil der Grenzkuppelkapazitäten war durch solche so genannten Ringflüsse bereits genutzt.

Da die Austauschkapazität zwischen Deutschland und Österreich selbst bei Umsetzung des geplanten Netzausbaus auch langfristig nicht ausreichen kann, um Handelsspitzen zwischen beiden Ländern zu transportieren, wurde nun die Engpassbewirtschaftung eingeführt. Dies entlastet auch die Netze der Nachbarländer.

Die Gebotszone vor und nach der Einführung der Engpassbewirtschaftung:

Aber warum entstehen Engpässe? Der Strommarkt bringt Angebot und Nachfrage zusammen. Aufgrund des teils hohen Stromangebots zu vergleichsweise geringen Preisen in Deutschland können österreichische Stromhändler zu diesen Zeiten ihren Bedarf günstiger aus Deutschland decken. Besonders immer dann, wenn der Wind im Norden Deutschlands weht, können sich österreichische Verbraucher günstig mit deutschem Windstrom eindecken. Eine Aufgabe des Stromnetzes ist es dann, den Strom von den Erzeugungsanlagen in Deutschland über die Grenze nach Österreich zu transportieren, dorthin wo er benötigt wird. Jede einzelne Leitung hat dabei eine gewisse maximale Transportkapazität, die nicht überschritten werden kann. Das ist vergleichbar mit einem Wasserrohr: Wenn die maximale Menge Wasser hindurchfließt, kommt es am Leitungsanfang zum Wasserstau. Die angeforderte Menge kommt am anderen Ende nicht an, obwohl genügend Wasser zur Verfügung steht.

Netzausbau zu langsam für den Ausbau der Erneuerbaren

In den vergangenen Jahren entwickelte sich der Stromgroßhandel zwischen Deutschland und Österreich schneller als der Netzausbau – gerade auch innerhalb Deutschlands. Dies hat Folgen für das Stromnetz: Ein struktureller Netzengpass zwischen den Ländern entsteht.

Droht an einer Grenze oder innerhalb eines Landes ein Engpass im Übertragungsnetz, weil der Stromhandel die Netzkapazität überschreitet, weisen die Netzbetreiber einzelne Kraftwerke zur Anpassung an: Diesseits des Engpasses müssen sie ihre Einspeisung drosseln, während Anlagen jenseits des Engpasses ihre Einspeiseleistung erhöhen müssen (Redispatch). Auf diese Weise wird dem Engpass entgegenwirkt und das Netz kann weiter sicher betrieben werden. Dieser Eingriff in die Kraftwerkeinsatzplanung ist zugunsten der Netz- und Systemsicherheit. Am Beispiel der Wasserleitung bedeutet das, dass zwar Wasser auf der einen Seite der Leitung gekauft wurde, aber aus Sicherheitsgründen nur so viel in die Leitung gegeben wird, dass gerade kein Wasserstau entsteht. Dafür wird am Ende der Leitung eine weitere Quelle angezapft, damit hier die geforderte Menge zur Verfügung steht.

Auch wenn Redispatch ein üblicher Vorgang im Rahmen des Netzbetriebes ist, könnte ein weiterer Anstieg des grenzüberschreitenden Handels mit Österreich den sicheren Transport gefährden, da Redispatch nicht in unbegrenztem Umfang möglich ist und mit steigender Häufigkeit zu einer betrieblichen Herausforderung für die Netzbetreiber wird. Zudem sind diese Maßnahmen teuer und die Stromkunden bezahlen sie über die Netzentgelte. Die jetzt eingeführte Lösung reglementiert den Stromhandel an der deutsch-österreichischen Grenze. In Zeiten, in denen die Netzkapazitäten nicht mehr ausreichen, können Stromhändler daher seit dem 1. Oktober 2018 nicht mehr unbeschränkt handeln. Durch die Engpassbewirtschaftung werden die Redispatch-Kosten nicht weiter steigen, sondern sich reduzieren.

Einbettung in das Handelssystem Europas

Obwohl die Einführung der Engpassbewirtschaftung in einigen Stunden Einschränkungen mit sich bringt, ist noch immer ein hoher und intensiver Stromhandel zwischen Deutschland und Österreich möglich. An der Grenze können jederzeit mindestens 4,9 GW gehandelt werden. Noch mehr Energie wurde nach Auswertung der Zahlen von SMARD im Jahr 2017 und 2018 lediglich in rund 15 Prozent der Stunden gehandelt.

An Tagen wie Ende Januar 2018, als Sturmtiefs über Deutschland fegten, lag die gehandelte Strommenge nach Österreich teilweise über 4.900 GWh in einer Stunde. In diesen Fällen greift seit 1. Oktober 2018 die Engpassbewirtschaftung.

Bei den verschiedenen Handelsprodukten bleiben sowohl langfristiger als auch kurzfristiger Handel möglich und können aktiv genutzt werden. Die Handelsbeschränkung kommt nur dann zum Tragen, wenn aufgrund von hohen Handelswerten oberhalb von 4,9 GW die physikalischen Kapazitäten des Netzes überschritten werden. In diesen Stunden wird sich auch der Großhandelspreis in Deutschland und Österreich voneinander unterscheiden. Zu den anderen Zeiten des Jahres werden die Preise aufgrund der Marktkopplung so wie bisher identisch sein.

Auch in Zukunft hohe Systemsicherheit

Entscheidungen wie die Einführung der Engpassbewirtschaftung an der deutsch-österreichischen Grenze sind sorgfältig abgewogen und mit Blick in die Zukunft gefällt. Bei dem derzeitigen Ausbauplan von erneuerbaren Energien würde das Handelsvolumen an der Grenze zu Österreich weiter steigen und damit einen vermehrten Redispatch nach sich ziehen. Bereits heute sind die Redispatch-Volumen hoch, Tendenz steigend.

Damit die 4,9 GW Mindestkapazität jederzeit sicher zur Verfügung stehen, gibt es in Österreich gesicherte Redispatchkapazitäten von zunächst mindestens 1,0 GW und ab Winter 2019/2020 1,5 GW. Diese können von den deutschen Übertragungsnetzbetreibern zu Systemsicherheitszwecken abgerufen werden, so dass ein intensiver Stromhandel gewährleistet bleibt.

Die Netze der europäischen Nachbarn werden entlastet

Wenn Strom über die Grenze nach Österreich gehandelt wird, folgt er physikalisch oftmals nicht diesem direkten Weg. Der geringste Widerstand liegt nicht zwangsläufig auf der kürzesten Strecke. Ein Teil des Stroms fließt in sogenannten Ringflüssen immer auch durch die Netze von unbeteiligten Nachbarstaaten, ehe er in das eigentliche Ziel Österreich gelangt. Für diese Länder hat das den Nachteil, dass sie von dem Handelsgeschäft nicht profitieren, ihre Netze aber aufgrund des Stromflusses belastet werden. Das gilt es dauerhaft zu vermeiden.

Zum Verständnis hilft auch hier wieder der Vergleich mit den Wasserrohren: Sind die Leitungen in einem weit verzweigen Netz an einer Stelle bereits ausgelastet, so kann das Wasser einen Umweg über freie Leitungen fließen und gelangt so zum Zielort. Da der Aufbau und Betrieb eines Leitungsnetzes Geld kostet, ist es nicht erwünscht, dass Strom benachbarte Netze als Umgehungsstraße nutzt. So können die betroffenen Netze von ihren eigenen Netzbetreibern nicht mehr so frei genutzt werden, wie gewünscht.

Eingliederung in ein etabliertes System

Die beteiligten Akteure können auf ein sehr gut funktionierendes, etabliertes System zurückgreifen. Mit der Engpassbewirtschaftung und den beiden neuen Marktgebieten Deutschland/Luxemburg und Österreich werden die bestehenden europäischen Regeln des Market Coupling angewendet. Vereinfacht gesagt wird hierbei die Stromnachfrage aller teilnehmenden Länder durch die günstigsten Stromangebote aus allen beteiligten Marktgebieten bedient. Sobald aber dabei die verfügbare Handelskapazität an einer Grenze erreicht wird, wird verbliebene Nachfrage national gedeckt und die Großhandelspreise der Länder sind in diesen Fällen unterschiedlich.