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Pavel Bilek

Deutlich höhere Stromkosten für Moldau diesen Winter

Die Republik Moldau sieht sich derzeit mit der schwersten Energiekrise ihrer Geschichte konfrontiert, und es herrscht große Unsicherheit hinsichtlich der Stromkosten und der Fähigkeit des Landes, die Nachfrage in diesem Winter zu decken. Das German Economic Team hat das moldauische Stromsystem modelliert und vier Szenarien analysiert, um die Gesamtstromkosten von November 2022 bis April 2023 zu schätzen.

  • Moldau
NL 74 | November-Dezember 2022
Energie und Klima

Beim Status quo könnten die zusätzlichen Stromkosten im Vergleich zum Vorjahreszeitraum 349 Mio. EUR oder 3,0% des BIP betragen. Dies stellt das Worst-Case-Szenario dar und Verbesserungen bei einigen Schlüsselvariablen können die Kosten erheblich senken. Der Abschluss eines Liefervertrags mit MGRES würde die Kosten im genannten Zeitraum bereits auf 186 Mio. EUR senken. Darüber hinaus würden sie durch die Sicherung zusätzlicher Vorzugskapazitäten aus Rumänien auf 114 Mio. EUR gesenkt, während die Bereitschaft des linksufrigen Landesteils, den Verbrauch ebenfalls zu senken, zu zusätzlichen Kosten von „nur“ 68 Mio. EUR im Vergleich zum Vorjahr führen würde.

Einleitung und Hintergrund

Das Energie- und Stromsystem Moldaus ist in hohem Maße von Erdgas abhängig. Seit Herbst 2021 hat das Land aufgrund hoher Preise und Vertragsstreitigkeiten mit Gazprom erhebliche Probleme mit Erdgasimporten. Diese Situation verschlechterte sich im Oktober 2022, als das MGRES-Kraftwerk im linksufrigen Teil Moldaus (das normalerweise mehr als 70% der Stromnachfrage im rechtsufrigen Teil bedient) die Stromlieferungen drastisch einschränkte, nachdem Gazprom die Erdgaslieferungen erheblich reduziert hatte. Anfang November stellte MGRES dann die Stromlieferungen komplett ein, und die Regierung bemüht sich seitdem, zusätzliche Stromlieferungen aus anderen inländischen Quellen und den Nachbarländern zu sichern. Einige Importe zu Vorzugspreisen wurden mit rumänischen Anbietern vereinbart, doch Moldau muss nach wie vor große Mengen zu teuren Marktpreisen einkaufen. Die Situation wird durch die Ungewissheit und mögliche Auswirkungen des Krieges in der Ukraine noch verschärft. Als Reaktion darauf haben sich internationale Partner bereit erklärt, Moldau finanzielle Zuschüsse und Darlehen zu gewähren, um dem Land zu helfen, den Winter zu überstehen.

Vor dem Hintergrund dieser Notsituation hat das German Economic Team die möglichen Kosten, die auf Moldau von November 2022 bis April 2023 zukommen könnten, modelliert und analysiert. Die Analyse umfasst vier Szenarien, um die potenziellen Auswirkungen und Kosten verschiedener Variablen aufzuzeigen.

Methodik und feste Annahmen

Die Analyse wurde mit einem eigens entwickelten Szenario-basierten techno-ökonomischen Stromsystemmodell durchgeführt, das den Stromeinsatz optimiert und die Kosten für jede Stunde zwischen November 2022 und April 2023 ableitet.

Die stündliche Nachfrage wurde aus dem entsprechenden Zeitraum des Vorjahres übernommen und um 16% verringert, um die bereits in den Privathaushalten, im öffentlichen Sektor und in der Industrie durchgeführten Stromsparmaßnahmen zu berücksichtigen. Bei der Analyse wurde davon ausgegangen, dass die Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK-Anlagen) in ähnlichem Maße wie im letzten Jahr betrieben werden, da derzeitige logistische Engpässe und Unsicherheiten bei der Heizölversorgung eine Erhöhung der Leistung behindern könnten. Schließlich wird in allen Szenarien angenommen, dass MGRES weiter die Nachfrage im linksufrigen Teil Moldaus decken kann, da eine vollständige Abschaltung katastrophale Folgen hätte, die in dieser Analyse nicht angemessen berücksichtigt werden können.

Analysevariablen und Szenarien

Bei der Analyse wurden mehrere Variablen ermittelt, die sich erheblich auf das gesamte Stromsystem und die damit verbundenen Kosten auswirken und die daher bei der Modellierungsanalyse verwendet wurden:

  • Deal mit MGRES: Da ein Deal zwischen dem rechtsufrigen Teil Moldaus und MGRES im Prinzip möglich scheint, gehen einige Szenarien von einer Wiederaufnahme der Stromflüsse aus, wenn auch auf reduziertem Niveau (32% der Nachfrage, ähnlich wie Mitte Oktober)
  • Sicherung zusätzlicher günstiger rumänischer Importe: 85 MW wurden bereits zu Vorzugspreisen gesichert; es könnten bis zu 180 MW werden
  • Verringerung des Verbrauchs im linksufrigen Landesteil und Lastenteilung: Es wird angenommen, dass auch der linksufrige Landesteil den Verbrauch verringert, so dass der Überschuss an den rechtsufrigen Landesteil fließen könnte

Diese Variablen wurden in vier Modellszenarien verwendet, die vom schlechtesten bis zum besten Fall geordnet sind. Das Worst-Case-Szenario geht davon aus, dass keine der drei Variablen umgesetzt wird, was den derzeitigen Status quo und die kostspieligste Option darstellt. Nach und nach werden Verbesserungen bei den Variablen hinzugefügt, bis zum Best-Case-Szenario, bei dem alle drei Variablen vorhanden sind und sich positiv auf die Stromkosten auswirken. Die Szenarien werden im Folgenden näher erläutert:

  • S1 – Kein MGRES-Deal, keine zusätzlichen subventionierten rumänischen Importe, keine Verringerung der Nachfrage im linksufrigen Teil
  • S2 – MGRES schickt etwas Stroms an das rechte Ufer, keine zusätzlichen subventionierten rumänischen Importe, keine Verringerung der Nachfrage im linksufrigen Teil
  • S3 – MGRES schickt etwas Strom ans rechte Ufer, 180 MW subventionierte rumänische Importe, keine Reduzierung der Nachfrage am linken Ufer
  • S4 – MGRES schickt etwas Strom ans rechte Ufer, 180 MW subventionierte rumänische Importe, erhebliche Verringerung der Nachfrage im linksufrigen Teil
Ergebnisse und erwartete Kosten

Beim Worst-Case-Szenario (S1) belaufen sich die Gesamtkosten für den Zeitraum von November 2022 bis April 2023 auf zusätzliche 349 Mio. EUR im Vergleich zum Vorjahreszeitraum, was 3,0% des BIP entspricht.

Eine Einigung mit MGRES (S2), wenn auch mit geringeren Kapazitäten als in den Vorjahren und höheren Preisen, senkt die zusätzlichen Kosten drastisch auf
186 Mio. EUR, was einer Kostensenkung von 47% gegenüber dem Worst-Case-Szenario entspricht.

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Wird ein Deal mit MGRES erreicht und die subventio-nierten rumänischen Importe auf 180 MW erhöht (S3), sinken die zusätzlichen Kosten auf 114 Mio. EUR oder 1,0% des BIP, was auf eine geringere Abhängigkeit von teuren Importen zu Marktpreisen zurückzuführen ist.
Wenn schließlich ein MGRES-Deal zustande kommt, zusätzliche subventionierte Importe aus Rumänien ver-fügbar sind und der linksufrige Landesteil seinen Ver-brauch senkt und den eingesparten Strom an den rechtsufrigen Landesteil weiterleitet (S4), sinken die zusätzlichen Kosten auf „nur“ 68 Mio. EUR.

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Schlussfolgerungen und Handlungsempfehlungen

Die durchgeführte Analyse zeigt die beträchtlichen Unterschiede bei den möglichen Kosten, die in den untersuchten Szenarien anfallen, woraus sich einige politische Prioritäten ergeben. Erstens muss die Republik Moldau versuchen, ihren Stromverbrauch zu senken, und Anreize sowohl für private Verbraucher als auch für die Industrie schaffen, in diesem Winter so viel wie möglich zu sparen. Zweitens sind das MGRES-Kraftwerk und die Wiederaufnahme der Stromlieferungen an den rechtsufrigen Landesteil von zentraler Bedeutung, da eine Einigung (wenn auch auf einem niedrigeren Kapazitätsniveau als in der Vergangenheit) die zusätzlichen Kosten gegenüber dem Vorjahr um 47% senken kann. Dies kann auch die Lieferung von Gas oder Kohle an MGRES beinhalten, um den Betrieb zu gewährleisten. Drittens kann die Sicherung zusätzlicher Lieferungen zu Vorzugspreisen aus Rumänien die Kosten ebenfalls erheblich senken, da dadurch die Notwendigkeit verringert wird, teuren Strom auf dem Day-Ahead-Markt einzukaufen. Und schließlich kann im günstigsten Fall die Zusammenarbeit mit Vertretern des linksufrigen Landesteils und die Schaffung von Anreizen zur Senkung des dortigen Strom- und Gasverbrauchs dazu beitragen, die Kosten noch weiter zu senken.

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Dieser Newsletter basiert auf dem Policy Paper: Forecasting Moldova’s electricity costs between November 2022 and April 2023: A scenario analysis.