Experte: Austro-Strompreisaufschlag nach Zonentrennung länger möglich

Wien (APA) - Die Schätzungen für das Ausmaß eines in Österreich höheren Strom-Großhandelspreisniveaus nach dem Aus für die früher gemeinsame...

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Wien (APA) - Die Schätzungen für das Ausmaß eines in Österreich höheren Strom-Großhandelspreisniveaus nach dem Aus für die früher gemeinsame Handelszone mit Deutschland könnten realistisch sein, doch sollte man nach den ersten Wochen nicht zu weitgehende Schlüsse ziehen. In dieser Zeit habe es nämlich auch Sondereffekte gegeben, sagt der Marketdesign-Experte Christoph Maurer vom Beratungsunternehmen Consentec.

Die Preise seien in Österreich nun etwas höher, das müsse in dem Umfang aber nicht so bleiben, meinte Maurer am Dienstag in Wien. Die Differenz zum deutschen Preisniveau könnte in Österreich aber doch auch auf lange Sicht bei 2 bis 6 Euro pro Megawattstunde (MWh) liegen, wie verschiedentlich geschätzt wurde, auch durch den heimischen Regulator E-Control. Andererseits habe es zuletzt Sonderfaktoren gegeben: So sei etwa in Österreich die Wasserkraftproduktion wegen der langen Trockenheit auch zu Herbstbeginn niedrig gewesen - da seien dann Gaskraftwerke angesprungen, die zu höheren Kosten Strom produzieren. Andererseits habe Belgien wegen seiner AKW-Probleme einen hohen Stromimportbedarf und sei bereit, deutschen Strom auch zu hohen Preisen zu beziehen. Früher habe Belgien vielleicht nur die Reste bekommen, da Österreich und Deutschland unbegrenzt Strom handeln konnten. Nun müsse sich Österreich auch gegen andere Bieter durchsetzen. Zudem würden technische Limits und physikalische Stromflüsse hineinspielen.

Wirklich aussagekräftig in dem hochkomplexen Stromhandelssystem werde wahrscheinlich erst die nächste langfristige Auktion Anfang Dezember 2019 für 2020 sein, vermutet Maurer. Am Mittwoch (5.12.) wird es die Premiere einer Auktion langfristiger Kontrakte geben, die zumindest eine Preisorientierung bieten werde. Denn da würden erstmals transparent die am Markt bestehenden Erwartungen zu den langfristigen Preiseffekten zusammengeführt. Durchgeführt wird die Versteigerung von einer Auktions-Einrichtung von Übertragungsnetzbetreibern. Dabei geben Stromhändler Angebote ab und matchen sich um die Vergabe finanzieller Übertragungsrechte, also Absicherungen. Dabei gehe es darum, die vermutliche künftige Preisdifferenz zwischen Österreich und Deutschland möglichst gut abzuschätzen, denn die bekomme man dann praktisch zu jeder Stunde ausgezahlt. Natürlich würden sich die Preisdifferenzen an den Werten des Strom-Terminmarkts orientieren, „denn sonst gäbe es Arbitrage-Möglichkeiten, die rasch abgeschöpft würden“. Am späteren Vormittag sollten die Auktions-Resultate vorliegen.

Laut E-Control ist man nach der Trennung der Stromhandelszone im EEX-Handel zunächst im September sowohl für Oktober als auch November von einem Spread von je 3,5 Euro/MWh ausgegangen, doch waren die Day-Ahead-Basispreise in Österreich dann im Oktober doch 8,6 Euro/MWh höher als beim Nachbarn und dann bis 26.11. um 5,2 Euro/MWh höher. Als dann die Versteigerungen kamen, wurde für die finanziellen Übertragungsrechte im Oktober 0,88 Euro/MWh bezahlt, für November 5,75 Euro/MWh. Für November hätten die Händler die Preisunterschiede also schon besser vorausgesagt, hatte E-Control-Experte Johannes Mayer am Montag erklärt.

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Im Großhandel seien die Preisdifferenzen anfangs sogar noch höher gewesen, so Maurer - einmal bei 5 Euro, einmal bei 10 Euro je MWh, „eher Richtung 10 Euro“. Das liege also „signifikant über den Schätzungen“. Anfang November sei die Differenz gesunken, dann aber wieder gestiegen. Allerdings würden diese an Strombörsen gebildeten Stundenpreise - 24 pro Tag, 168 pro Woche - nur einen kleinen Teil der Haushaltskunden-Preise ausmachen. Consentec selbst habe die Preisdifferenz einmal auf 3 bis 4 Euro/MWh geschätzt.

Für Österreich war die seit Anfang Oktober geltende neue Mindestimportkapazität von 4.900 Megawatt (4,9 GW) in den letzten Wochen laut Maurer nicht ökonomisch voll nutzbar. Tatsächlich seien die Importe Österreichs nun überwiegend kleiner als 4.900 MW gewesen - trotz zum Teil erheblicher Preisdifferenzen. Die Wochendurchschnittswerte (arithmetisches Mittel) hätten sich in einem 5-Wochen-Zeitraum zwischen 1 und 4 GW bewegt, die minimalen Stundenwerte hätten aber nur einige 100 oder gut 1.000 MW ausgemacht, sagte der Consentec-Experte. Früher hätten Stromexporte aus Deutschland auch dann nach Österreich fließen können, wenn es beispielsweise ökonomisch sinnvoller gewesen wäre, dass sie Richtung Belgien gehen - das sei nun anders. Denn die Kapazität von 4.900 MW stehe nicht nur Österreich zur Verfügung, sondern für alle, Österreich stehe also in Konkurrenz zu anderen.

Österreichs E-Wirtschaft will, dass „mindestens 4.900 Megawatt Stromaustausch abgesichert durch Langfristkapazitäten“ gewährleistet sind, denn schließlich zahle Österreich für diese 4,9 GW, indem Leistung von 1,0/1,5 GW auf österreichische Kosten für Deutschland vorgehalten werde. Es müsse also die mit der deutschen Bundesnetzagentur vereinbarte Erhöhung der gesicherten Austauschkapazität tatsächlich verfolgt werden. Eine Maximierung der Importe aus Deutschland nach Belgien zulasten von nutzbaren Übertragungskapazitäten an der Grenze Österreich-Deutschland lehnt der Interessensverband Oesterreichs Energie ab.


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