Stromwirtschaft : Trotz Trennung der Stromzone: Österreich bekommt deutschen Strom billiger
Österreich hat nach der Trennung der gemeinsamen Strompreiszone mit Deutschland per Anfang Oktober Elektrizität aus dem Nachbarland günstiger eingekauft als etwa Belgien und Frankreich. Obwohl diese beiden Länder bereit waren, höhere Preise als Österreich zu zahlen, hat sich unser Land in den ersten acht Wochen laut E-Control weit mehr Strom aus Deutschland gesichert als andere Staaten.
Zu mittleren Day-Ahead-Preisen von 62 Euro pro Megawattstunde (MWh) sicherte sich Österreich im Zeitraum bis 26. November aus Deutschland 3.522 MW, was fast drei Fünftel der gesamten mittleren Exportposition Deutschland (von 6.123 MW) ausmachte, wie der Leiter der Volkswirtschaftlichen Abteilung beim Regulator Energie-Control, Johannes Mayer, sagte.
Belgien dagegen sicherte sich in dem Zeitraum 2.420 MW, obwohl es bereit war, im Mittel 77 Euro/MWh zu bezahlen - im Falle von Frankreich waren es 67 Euro/MWh. Österreich und Belgien hatten freilich auch die höchste Importnotwendigkeit, wie Mayer betonte: Österreich wegen der auch im Oktober und November relativ geringen Wasserführung, Belgien wegen seiner AKW-Probleme.
Untertags gibt es am nun getrennten Strommarkt Österreich laut Beobachtung der E-Control gerade dann höhere Preise, wenn die Erzeugung in Deutschland relativ günstig ist. Das gelte etwa für die Nachmittagsstunden zwischen 13 und 17 Uhr, verwies Mayer bei dem Internetauftritt exemplarisch auf den im Detail analysierten 1. Oktober. Da österreichische Lieferanten untertags üblicherweise nicht unter 70 Euro liefern würden, bedeute das, dass diese Preisdifferenz - wenn der deutsche Preis deutlich darunter sinke - nur teils durch Importe ausgeglichen werden könne, "ansonsten schlagen die heimischen Lieferanten durch".
Seit Anfang Oktober kann Österreich ja nicht mehr direkt von Preisvorteilen aus Deutschland profitieren. Früher hatte jede Windstrom-Erzeugung im Norden und die Photovoltaik in Bayern einen preisdämpfenden Effekt auf Österreich, erinnerte Mayer. Neben den erneuerbaren Energien wirkte sich etwa auch die dort relativ günstige Braunkohleverstromung positiv für Einkäufer aus Österreich aus. Und es habe einen unbeschränkten Handel in den Orderbüchern gegeben, sodass es im Vergleich zu Deutschland keine Preisunterschiede gegeben habe. Nun handle es sich um zwei unterschiedliche Marktgebiete mit nur noch 4,9 Gigawatt (GW) Austauschvolumen, was knapp der Hälfte der österreichischen Spitzenlast von rund 11 GW entspreche.
Für diese 4,9 GW Übertragungskapazität könnten im Vorhinein langfristige Übertragungsrechte gekauft werden, die je nach Nachfrage einen bestimmten Preis haben, der auf die Strom-Einkaufskosten aufzuschlagen ist. Wichtig sei: Dabei handle es sich noch nicht um eine Importmöglichkeit - die werde jeweils zur Monatsmitte für den Folgemonat bzw. jetzt am 5. Dezember für das neue Jahr 2019 verauktioniert -, sondern nur um finanzielle, also keine physischen Produkte. "Das ist eine Art Versicherung gegen Preisschwankungen im Volumen von 4,9 GW", so der Experte der Regulierungsbehörde. Dass der österreichische Markt kleiner und damit auch illiquider sei, führe zu höheren Risikoaufschlägen. Auch würden die Preise hierzulande eher erratisch variieren.
Zunächst war man im EEX-Handel im September für die Zeit nach der Gebotszonentrennung sowohl für Oktober als auch November von einem Spread von jeweils 3,5 Euro/MWh ausgegangen, doch waren die Day-Ahead-Basispreise in Österreich dann im Oktober doch um 8,6 Euro/MWh höher, und im Rumpfmonat November (bis 26.11.) lagen sie um 5,2 Euro/MWh höher als beim Nachbarn. Als dann die Versteigerungen kamen, seien allein für die finanziellen Rechte im Oktober 0,88 Euro/MWh bezahlt worden, für November dann schon 5,75 Euro/MWh, so Mayer. Für November hätten die Händler die Preisunterschiede also dann schon besser vorausgesagt.
Im gesamten betrachteten Zeitraum seien die Preise in Deutschland durchwegs tiefer gewesen, mit Ausnahme von zwei, drei Stunden am 7. und 8. November, einer Sondersituation; da sei die Nachfrage so gestiegen, dass angesichts der neuen Importbeschränkungen die Kraftwerke in Österreich preissetzend gewesen seien. Ende Oktober war die E-Control davon ausgegangen, dass sich die Differenz zwischen Deutschland und Österreich langfristig bei 2,5 bis 6 Euro/MWh einpendeln wird. Mit realistischen Informationen zu Einkäufen und Bieterverhalten, auch für Langfrist-Produkte, werde man wohl erst in 12 Monaten, zur Auktion für 2020, rechnen können, so Mayer.
Mayer erinnerte daran, dass für die Endkunden - Industrie, Haushalte und Gewerbe - Strom seit 2016/17 allein durch die Verteuerung von Kohle und den Anstieg des CO2-Preises deutlich kostspieliger geworden ist. Im Schnitt hätten mit Kohle oder Gas betriebene Kraftwerke das Strom-Großhandelspreisniveau binnen zwei Jahren (von 2017 bis 2019 gerechnet) um 22 bis 23 Euro/MWh erhöht, so der Experte. Der Effekt bei Kohlekraftwerken habe 23 Euro/MWh betragen, davon 11 Euro durch den seit 2017 von 40 auf 80 Dollar je Tonne gestiegenen Kohlepreis und 12 Euro durch den CO2-Preisanstieg von 5 auf 20 Euro/t. Bei Gaskraftwerken wurden es in Summe 22 Euro/MWh mehr, davon 16 Euro durch den von 15 auf 23 Euro/MWh gestiegenen Gaspreis und 6 Euro durch die CO2-Verteuerung. (apa/red)