Auswirkungen zur Trennung der Strompreiszone

Seit 1. Oktober 2018 ist sie in Kraft – die Trennung der gemeinsamen Preiszone zwischen Österreich und Deutschland-Luxemburg. Viel ist darüber diskutiert worden. Fakt ist, das Marktumfeld für Vertrieb und Handel hat sich seitdem wesentlich geändert.

Dr. Paul Kaluza am Rand der E-Control Fachtagung am 7.10.2019 im Interview:

Was war der Hauptgrund zur Trennung der gemeinsamen Strompreiszone mit Deutschland?
Der wesentliche Grund war die kosteneffizientere Aufrechterhaltung der Netzstabilität in Deutschland. Das Hauptziel der Bundesnetzagentur war die Senkung der Kosten für das Engpassmanagement in Deutschland.

Wie haben sich diese Kosten Ihrer Einschätzung nach entwickelt?
Trotz der Zonentrennung zwischen Deutschland und Österreich sind die Engpassmanagement-Kosten gestiegen. In Deutschland ist das vor allem im Winter der Fall, in Österreich im Sommer. Umgelegt auf den Verbrauch können Kosten für das Engpassmanagement in etwa mit 2 bis 2,5 Euro/MWh angesetzt werden. Dass - anders als Windenergie - Solarenergie keinen Einfluss auf die Preisdifferenz der beiden Länder hat, hat uns überrascht.

Wie beurteilen Sie die Folgen der Trennung der gemeinsamen Strompreiszone mit Deutschland?
Wie ich bereits in der Vergangenheit öfter betont habe, war die Teilung der Strompreiszone mit Deutschland aus unserer Sicht kontraproduktiv und ein Rückschritt für die marktwirtschaftliche Entwicklung eines gesamteuropäischen und im speziellen des österreichischen Strommarktes.  Stromhändler aus Österreich können nicht mehr unbegrenzt auf dem deutschen Strommarkt einkaufen. Der österreichische Strom-Handelsmarkt ist generell klein. Dementsprechend mangelt es an ausreichend Marktliquidität.

Was meinen Sie mit Liquidität?
Als Faustregel gilt – große Märkte ziehen Liquidität an, während kleine Märkte mit geringer Liquidität sich kaum weiterentwickeln. Der große deutsche Markt ist ungleich liquider als der viel kleinere österreichische. In Deutschland wird jede Kilowattstunde Strom im Schnitt 4,6 mal gehandelt (EEX-Futures/OTC-Clearing), ehe sie verbraucht wird, in Österreich nur 0,3 mal.

Was bedeutet das konkret?
Der deutsche Markt ist 15 mal liquider als der österreichische. Am Futures-Markt ist das besonders eklatant. Da werden in Deutschland im Monatsschnitt 200 bis 250 Terawattstunden (TWh) Strom gehandelt, in Österreich maximal ein TWh beziehungsweise im Maximum letzten Dezember knapp sechs TWh.

Welche Folgen hat das für Österreich?
Das hat zur Folge, dass der österreichische Strom-Handelsmarkt mit niedrigerer Liquidität zu höheren Beschaffungsrisiken für österreichische Marktteilnehmer – wie der EAA - geführt hat. Preise können nur mehr unter höheren Risiken abgesichert werden.

Welche Lösung würden vorschlagen?
Letztlich hilft hier nur der Netzausbau. Das Marktdesign kann gar nicht so gut sein, dass das reicht. In einem ersten Schritt wäre es wichtig für den österreichischen Markt einen „Marketmaker" zu etablieren. Dazu hat es ja bereits Ansätze gegeben, die aber bis dato alle gescheitert sind.