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Trennung der Strompreiszone – Auswirkungen und Alternativen für Stromkunden

Seit 1. Oktober 2018 wird der Stromhandel zwischen Deutschland und Österreich beschränkt, die vereinbarte Langfristkapazität von 4.900 Megawatt sichert zwar einen umfangreichen Handel, führte aber in den ersten Monaten zu massiven Preissteigerungen, die sich nun leicht entspannen.

Der rasante Ausbau der erneuerbaren Energieträger insbesondere in Deutschland stellt das europäische Übertragungsnetz vor große Herausforderungen. Im November 2016 haben sich daher die europäischen Strom-Regulierungsbehörden mehrheitlich für eine Trennung der deutsch-österreichischen Strompreiszone ausgesprochen und folgten damit einem Vorschlag der europäischen Regulierungsagentur ACER. Ausschlaggebend für die Trennung waren fehlende innerdeutsche Stromleitungen, die dazu geführt haben, dass Strom unkontrolliert über Polen und Tschechien nach Österreich bzw. Süddeutschland geflossen ist. 

Die österreichische Regulierungsbehörde E-Control stimmte gegen die Trennung und hat gemeinsam mit den Netzbetreibern, den Sozialpartnern, Ministerien und Interessenverbänden diese Entscheidung beim ACER Beschwerdeausschuss - leider erfolglos - angefochten.  Auch die Wirtschaftskammer Österreich und die WKO Oberösterreich haben diese Anfechtung unterstützt.

Im Mai 2017 haben sich dann die deutsche Bundesnetzagentur und die österreichische Energie-Control auf einen Kompromiss zur gemeinsamen Strompreiszone geeinigt, der auch von ACER mitgetragen wurde: Die Kapazitätsvergabe wurde nunmehr in die Region Central-West integriert, die neben Deutschland auch die Niederlande, Belgien, Luxemburg und Frankreich umfasst und den liquidesten und fortschrittlichsten Markt in Europa bildet. 

Für die lastflussbasierte Umsetzung des Engpassmanagements an der deutsch-österreichischen Grenze war die Genehmigung durch die zuständigen Regulierungsbehörden der Region Central Western Europe (CWE) Voraussetzung, welche Anfang September 2018 erteilt wurde. 

Details über die neuen Spielregeln der Kapazitätsvergabe und die Preisfindung auf dem Dayahead- bzw. Intraday-Markt sind auf der Homepage der Austrian Power Grid unter FBMC Workshop - Flow Based Market Coupling veröffentlicht.

Strommarktsplitting führte zu massiven Kostensteigerungen insbesondere in der energieintensiven Industrie 
Die bei den Stromhändlern und der energieintensiven Industrie anfallenden Mehrkosten hängen im Wesentlichen vom Anteil der langfristigen Terminkontrakte und dem Anteil der im Dayahead-Markt am Vortag gehandelten Strommengen ab. Welche Auswirkungen die Trennung der Strompreiszone langfristig auf die Endkunden in Industrie, Gewerbe und Haushalten haben wird, wird sich erst in den kommenden Monaten zeigen.

Industrie und Großverbraucher haben die Auswirkungen der Strommarkttrennung schon in den Monats-Abrechnungen im 4. Quartal 2018 zu spüren bekommen. Im Monatsdurchschnitt lagen die Spotmarktpreise für Österreich um rund 6 bis 9 Euro/MWh über den deutschen Preisen, was einer Steigerung um rund 10 bis 15 Prozent entspricht


Die monatlichen Mehrkosten der Dayahead-Auktionen im Detail:

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Besonders Augenscheinlich trat die neue Marktsituation bereits am 3. Oktober 2018 - dem Tag der deutschen Einheit - zutage. Hier wurden in Deutschland wegen hoher Wind- und PV-Einspeisung und fehlender Abnahme wegen des Feiertages kurzfristig sogar negative Strompreise verzeichnet, währen die Dayahead-Notierungen für Österreich auf knapp 76 Euro pro MWh geklettert sind.  Mit einem Spread von durchschnittlich 44 Euro/MWh entstanden allein an diesem Tag in Österreich Mehrkosten von 5,4 Mio. Euro.

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Deutliche Entspannung bei den Dayahead-Auktionen in den letzten Monaten

In den letzten Monaten haben sich die Mehrkosten der Strommarkttrennung deutlich entspannt und sind im Juli 2019 auf 0,48 EUR/MWh gesunken.

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Allein die im Dayahead Markt gehandelten Strommengen haben in Österreich seit 1. Oktober 2018 zu Kostensteigerungen in Höhe von knapp 130 Mio. Euro geführt.

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Hochgerechnet auf ein Jahr dürften die Mehrkosten österreichweit bei rund 135 bis 140 Mio. Euro oder etwa 400.000.- Euro pro Tag zu liegen kommen. Für die oö. Unternehmen werden die jährlichen Mehrkosten auf rund 15 bis 20 Mio. Euro geschätzt.

Die Kostensteigerung der Preiszonentrennung wurde aber auch von den - in den letzten Monaten allgemein gestiegenen Großhandelspreisen für Kohle, Gas und CO2 überlagert. So hat sich etwa der Preis je Tonne CO2 an der EEX seit Anfang 2018 von 8 Euro je Tonne auf aktuell 22 Euro je Tonne fast verdreifacht. 

Einige Stromhändler haben ihren Großkunden daher schon im Februar 2018 eine Terminabsicherung mit österreichischen Futures angeboten. Dies hätte auf Basis der damaligen Börsenpreise zu Mehrkosten von rund 2 - 3 Euro/MWh geführt.  Im Nachhinein betrachtet wäre diese Option zumindest in den ersten Monaten der Strommarkttrennung wesentlich günstiger gewesen als die Beschaffung auf dem Spotmarkt, für die 8 – 10 Euro/MWh verrechnet wurden.

Kostensteigerungen auch bei den Terminkontrakten spürbar

Die Trennung des deutsch/österreichischen Marktgebietes ist auch bei den

Terminkontrakten deutlich ersichtlich. Schon seit Mitte des Vorjahres laufen die Preise für Lieferungen nach Deutschland und Lieferungen nach Österreich an der Leipziger Strombörse EEX auseinander.

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Aktuell liegen die Mehrkosten bei den Terminkontrakten für 2020 rund 3,3 bis 4,2 Euro/MWh höher als in Deutschland. Allerdings wurde für Lieferungen nach Österreich bisher nur einige wenige Megawattstunden gehandelt. 

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WKÖ-Studie zu ersten Erfahrungen mit dem eingeschränkten Stromhandel

Die Abteilung für Umwelt- und Energiepolitik der WKÖ und die Bundessparte Industrie haben das Energieinstitut der Wirtschaft beauftragt, eine Blitzumfrage unter den österreichischen Unternehmen durchzuführen. Ziel dieser Umfrage ist, die ersten Erfahrungen mit dem eingeschränkten Stromhandel und die Auswirkungen auf die österreichische Wirtschaft möglichst umfassend zu erheben.

Als wichtigste Maßnahmen zur Abfederung der Preiserhöhung wurden der kosteneffiziente Ausbau der heimischen Stromerzeugung, ein forcierter Netzausbau in Österreich und Deutschland und die Einbindung der Industrie in die Regelenergiemärkte angeführt. Die Details der Erhebung sind unter veröffentlicht.

Details unter: https://news.wko.at/news/oesterreich/Teurer-Strom-belastet-Wirtschaftsstandort-Oesterreich-PWK.html

Lieferverträge prüfen

Eine kurzfristige Entwarnung für den Strompreis ist nicht absehbar. Eher sind langfristig zusätzliche Preissprünge durch den bevorstehenden Atom- und Kohleausstieg in Deutschland zu erwarten. Ein rasches und entschlossenes Gegensteuern der Politik im neuen Jahr soll die entstehenden negativen Preiseffekte abfedern. Dazu muss jetzt der regulatorische Handlungsspielraum auf Unternehmensebene sowie auf regulatorischer und politischer Ebene genutzt werden um durch entsprechende Entlastungen mit Deutschland gleichzuziehen.

Die WKO rät daher ihren Mitgliedern, ihren Liefervertrag genau zu prüfen und zu klären, ob eine einseitige Kostenüberwälzung rechtlich überhaupt möglich ist. Wenn ja, darf dies nur im tatsächlichen Ausmaß der Mehrkosten geschehen. Dies gilt auch für die Verrechnung von allfälligen „Energieeffizienz-Zuschlägen“, die nach wie vor von einigen Energielieferanten in Rechnung gestellt werden. Es empfiehlt sich daher, bestehende Angebote im Detail zu vergleichen. 

Der neue Gewerbe-Tarifkalkulator der Energie-Control Austria erstellt für Unternehmen mit einem Verbrauch bis 100.000 kWh bei Strom und bis 400.000 kWh bei Gas mit wenigen Klicks den vollständigen Vergleich aller für Sie in Frage kommenden Anbieter. Der KMU Energiepreis-Check ist ein Vergleichs-Tool für kleine und mittlere Unternehmen mit einem Stromverbrauch von mehr als 100.000 kWh bzw. einem Gasverbrauch von mehr als 400.000 kWh pro Jahr. Der Energiepreis-Check vergleicht Ihren aktuellen Energiepreis oder ein neues Angebot mit jenen Energiepreisen, die andere Unternehmen mit ähnlichem Verbrauchsverhalten bezahlen.

Ausblick

Energieexperten machen Einmaleffekte wie die niedrige Wasserkrafterzeugung aufgrund der geringen Wasserführung der heimischen Flüsse im Herbst des Vorjahres für den starken Preisanstieg verantwortlich. Bisher haben sich die Hoffnungen auf entsprechende Preissenkungen im Frühjahr und Sommer 2019 erfüllt. Zusätzlich soll die Umsetzung neuer EU-Regelungen wie etwa zum Strombinnenmarktpaket, der Überarbeitung der Strommarkt-Gebotszonen und der weitere Ökostromausbau zur Entspannung der Situation beitragen.

Netzausbau hat höchste Priorität

Die Einigung der Energieregulatoren sieht vor, dass die Übertragungskapazität für grenzüberschreitende Lieferungen zwischen Deutschland und Österreich in den kommenden Jahren stufenweise wieder auf 6.000 bzw. 7.000 MW angehoben wird. Dies würde dazu führen, dass sich die Preisunterschiede zwischen Österreich und Deutschland wieder verringern.  

Allerdings müssen dazu sowohl die innerdeutschen Transportleitungen vom Norden in den Süden Deutschlands ausgebaut, als auch in Österreich der 380 kV-Ring fertiggestellt werden.