Am Sonntag hat an der Energiebörse Epex Spot nach mehr als 15 Jahren die erste Day-ahead-Stromauktion getrennt nach Deutschland(-Luxemburg) und Österreich stattgefunden. Damit ist die einzige Strompreiszone Europas, an der mehrere große Länder beteiligt waren, zu Ende gegangen, auf Geheiß der EU-Energiereguliereragentur ACER, aber faktisch auf Druck Deutschlands. Die deutsch-österreichische Strommarktteilung, das Market Splitting, ist jetzt vollständig, das Engpassmanagement an der Grenze komplett eingeführt.
Die beteiligten Regulierer und die deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) rechtfertigten die Teilung. Demgegenüber äußerten der Verband BDEW und die Österreichische Energieagentur (AEA) Skepsis, ob hier nicht mit Kanonen auf Spatzen oder gar mit Schrot geschossen werde.
Regulierer erwarten Delta von zwei bis drei Euro
Die Day-ahead-Auktion am Sonntag ergab im Mittel – wie erwartet – höhere Großhandelsnotierungen für Österreich als für Deutschland: um 1,94 Euro oder gut drei Prozent über den deutschen Werten. Betrachtet man die einzelnen Lieferstunden, waren die Preise entweder gleich oder unterschieden sich um bis zu 10 Euro pro MWh. Aber dieses Handelsergebnis ist nur eine "tagesaktuelle Momentaufnahme", schrieb die AEA. Es lasse "keine Rückschlüsse auf eine mittel- oder langfristige Entwicklung" zu. Grundlast für Deutschland erlöste am Sonntag ohnehin schon hohe 61,24 Euro pro MWh, Spitzenlast 66,76 Euro.
Der Effekt der Strommarktteilung werde aber derzeit, so die Regulierer Bundesnetzagentur (BNetzA) und E-Control, "überlagert" vom Einfluss der steigenden Preise für Gas, CO2 und Steinkohle. "Auf Jahresbasis scheint ein Unterschied von zwei bis drei Euro derzeit am wahrscheinlichsten. Der Preisunterschied scheint sich erst einpendeln zu müssen."
Rechtfertigung mit einigen Aussparungen
Die beiden Behörden strichen die Vorteile der Strommarktteilung heraus:
- Der grenzüberschreitende Handelstätigkeit sei bis zu 4900 MW abgesichert, je nach Netzlage auch kurzfristig mehr. Die Großhandelspreise sind weiterhin gleich, solange die Grenzkuppelkapazität nicht überschritten wird. Sie seien auch stabil. Dieser Vorteil stehe höheren Stromrechnungen der österreichischen Kunden gegenüber, da sie die langfristige Absicherung der Kapazität durch österreichische Kraftwerke über ihre Netzentgelte bezahlen müssen. Die AEA erwartet "sehr moderate" Erhöhungen der Endpreise in Österreich.
- Der Bedarf an Redispatch, also an teuren kurzfristigen Eingriffen in die Fahrweise deutscher Kraftwerke, wenn über die physische Kapazität hinaus gehandelt wurde, werde sinken. Er kostete 2017 insgesamt, auch aus anderen Gründen, über eine Mrd. Euro.
- Das neue Engpassmanagement entspreche dem EU-Zielmodell der lastflussbasierten Marktkopplung (flow-based market coupling) und wurde Anfang September von den Regulierern der gesamten Marktkopplungszone Mittelwesteuropa (MC CWE) genehmigt. Man kann hinzufügen: erst im September, nach über einjährigen Vorbereitungen und seit Juli laufenden Simulationen. Und, so die Regulierer, man habe ein Verlangen der Reguliereragentur ACER von 2016 ausgeführt. Verschwiegen wird: Die BNetzA forderte die Strommarktteilung bereits 2015.
- Die Strommarktteilung verhindere auch Ringflüsse (Loop flows) von Strom vom erzeugungsstarken Norddeutschland vor allem über Polen und Tschechien nach Süddeutschland, die durch die starke Handelstätigkeit zwischen Deutschland und Österreich induziert wurden. Sie entlaste die Netze dort. Ostmitteleuropäische Übertragungsnetzbetreiber hatten vehement gegen die gemeinsame Preiszone votiert.
- Kein Marktteilnehmer habe an der Umstellung wesentliche Kritik geübt. Da müssen die Regulierer eine Stellungnahme des Händlerverbandes Efet übersehen haben, der die 4900 MW als willkürlich niedrig kritisiert und wenigstens für einen Beginn an einem Jahresanfang plädiert hatte, damit Jahreslieferungen ihren Wert voll erhalten.
- Entspannung sei in Aussicht durch die Kuppelleitung von St. Peter/Hart in Oberösterreich nach Bayern. Der erste Abschnitt soll 2022 fertig sein, der letzte bis 2024. Von einer denkbaren gänzlichen Rückkehr zu einer gemeinsamen Preiszone war nicht die Rede.
"Effekt bleibt abzuwarten"
BDEW-Hauptgeschäftsführer Stefan Kapferer äußerte sich skeptisch: "Es bleibt abzuwarten, ob die Aufsplittung tatsächlich zu der erhofften Entlastung der Stromnetze führt. Dieser Schritt widerspricht dem Streben nach möglichst großen und damit liquiden Strommärkten in Europa." Die Teilung dürfe auch aus dem deutschen Netzausbau den Druck nicht herausnehmen.
Österreichischer Terminhandel ausgetrocknet
Der neue EEX-Terminhandel rein für Österreich – die Wiener Börse Exaa hat nur einen Spothandel – fängt schon mal illiquide an: Es sei "bisher kaum" gehandelt worden, teilte die AEA mit. Die Lieferung fürs dritte Quartal in Österreich jedenfalls war gemäß dem Abrechnungspreis um 3,50 Euro pro MWh teurer als in Deutschland. Trockene Märkte und ein Preisgefälle bieten für Erzeuger beiderseits der Grenze reichlich Arbitragemöglichkeiten.
So funktioniert der Handel über die Grenze nun
Zunächst werden die Kuppelkapazitäten von 4900 MW versteigert. Dies geschah erstmals Anfang September für Oktober. in Richtung Österreich kosteten diese grenzüberschreitende Transportrechte 0,88 Euro pro MWh. Im bisherigen Regime war es den Händlern völlig freigestellt, ob sie eine gekaufte oder verkaufte Strommenge nach Deutschland oder nach Österreich liefern lassen wollten; sie mussten auch keine Transportkapazität buchen.
Der Liquiditätsunterschied zu den regionalen Marktkopplungen war zudem: Es gab nur einen einzigen Markt für eine bestimmte Lieferperiode, egal, ob es nur innerhalb Deutschlands, Österreichs oder grenzüberschreitend geliefert wurde. Jetzt ist er dreigeteilt, und der Terminmarkt war bisher schon teilweise wenig liquide.
Die Energiebörsen Epex Spot und EEX lassen faktisch nur noch länderspezifische Stromkontrakte handeln, vom fortlaufenden Handel von Intraday-Lieferungen über die Day-ahead-Auktion bis zum kontinuierlichen Handel der Jahreslieferungen. Ein Handelsteilnehmer, der grenzüberschreitend beschaffen oder verkaufen will, muss an der separaten Auktionierung der Marktkopplungskapazitäten teilnehmen, wie bei den meisten anderen Ländergrenzen auch. Im Day-ahead-Handel geschieht dies naturgemäß täglich. (geo)
