Atemlose Strompreis-Rallye

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Seit Monaten sitzen Stromverbraucher:innen auf Nadeln und beobachten ohnmächtig, wie die Preise und damit ihre Energiekosten in die Höhe schießen
Seit Monaten sitzen Stromverbraucher:innen auf Nadeln und beobachten ohnmächtig, wie die Preise und damit ihre Energiekosten in die Höhe schießen
Seit Monaten sitzen Stromverbraucher:innen auf Nadeln und beobachten ohnmächtig, wie die Preise und damit ihre Energiekosten in die Höhe schießen
© Marcus Hofmann - stock.adobe.com

Im Rahmen der Online-Veranstaltung #zammredn der WK Tirol lieferte Johannes Mayer (E-Control) nicht nur offene Antworten, sondern auch wenig beruhigende Ausblicke.

Seit Monaten sitzen Stromverbraucher:innen auf Nadeln und beobachten ohnmächtig, wie die Preise und damit ihre Energiekosten in die Höhe schießen. Diese Rallye ist beispiellos und Anfang September 2022 erst musste WK-Präsident Christoph Walser feststellen, dass sie vor allem jene klein- und mittelständischen Betriebe, die über 100.000 Kilowattstunden verbrauchen, in ihrer Existenz gefährdet. Bäckereien zählen beispielsweise dazu, Metzgereien oder Kfz-Werkstätten. Müssen statt 30.000 Euro pro Jahr plötzlich 300.000 Euro pro Jahr für Strom bezahlt werden, ist relativ leicht nachvollziehbar, dass dies weder zu stemmen noch betriebswirtschaftlich darzustellen ist.

„Das kann man nicht einfach so laufen lassen, ansonsten wird es zu einer ganzen Welle an Insolvenzen in den Unternehmen kommen“, so Präsident Walser. Vor diesem Hintergrund fordert er, den Gaspreis zu deckeln, um die Kosten für die Stromproduktion und damit auch den Strom selbst zu drücken. Seine Forderung richtet sich selbstverständlich nach Brüssel, ist Tirol doch Teil des europäischen Strommarktes. Dessen Funktionsprinzipien haben in den vergangenen Monaten enorm viele Fragen aufgeworfen. Wie konnte es dazu kommen, dass die Strompreise sich vervielfachten? Warum bestimmt das knapper und teurer gewordene Erdgas aus Russland den Preis für Strom? Wie soll das weitergehen? Wann wird das enden?

Angebot und Nachfrage am Strommarkt

Die Preisbildung am Strommarkt wird wie in jedem Markt von Angebot und Nachfrage beeinflusst. Eine Besonderheit des Strommarkts: Die Merit-Order-Kurve bestimmt gemäß dem Prinzip „pay-as-cleared“ den Preis. Sie bildet die Einsatzreihenfolge der stromproduzierenden Einheiten zur Deckung des Strombedarfs ab, um eine volkswirtschaftlich optimale Versorgung zu gewährleisten. Die Merit-Order orientiert sich an den niedrigsten Grenzkosten, das sind Kosten, die für eine zusätzlich produzierte Einheit elektrischer Energie anfallen. Kraftwerke, die Strom mit günstigen Grenzkosten produzieren, werden gemäß Merit-Order als erstes zur Bedienung der Nachfrage herangezogen (etwa Wind, PV, Wasserkraft).

Danach werden so lange Kraftwerke mit höheren Grenzkosten hinzugenommen, bis der prognostizierte Bedarf gedeckt ist.
Photovoltaik- und Windkraftwerke mit Grenzkosten nahe Null verdrängen Kraftwerke mit höheren Grenzkosten (hier: Kohle, Erdgas, Öl) in der Merit-Order weiter nach hinten und sorgen so für niedrigere Preise. Dieser Preisbildungsmechanismus wird als Einheitspreis-Auktion („Uniform Pricing“) bezeichnet, da alle Kraftwerke denselben Preis für ihre Einspeisung bekommen, auch wenn sie unterschiedliche Preise geboten haben.

Erste Warnsignale

Um all diesen Fragen auf den Grund zu gehen und die Hintergründe der europäischen Atemlosigkeit zu beleuchten, hat die WK Tirol ihre Mitglieder kürzlich zur #zsammreden-Veranstaltung mit dem Thema „Wie die Gaspreise die Strompreise bestimmen“ geladen, in dessen Rahmen Johannes Mayer, Chef der volkswirtschaftlichen Abteilung der E-Control, Einblicke, Ausblicke und vor allem Antworten lieferte. Spannend war gleich zu Beginn der Blick knapp ein Jahr zurück, zum Start der Gaspreis-Rallye. „Interessanterweise war es so, dass wir im April, Mai, Juni 2021 ziemlich niedrige Preise hatten. Die Vorhersagen für die Winter 21/22 und 22/23 waren so, dass man eher von einer Überversorgung im Gasbereich ausgegangen ist. Während des Jahres hat sich herausgestellt, es bleibt doch nicht so“, so Mayer.

Bereits 2021 sind die Gaslieferungen aus Russland zurückgegangen und es verwunderte die Marktbeobachter, dass Russland die eigenen Gasspeicher in Europa – anders als sonst – wenig bis gar nicht füllte. Diese ersten Warnsignale wurden im Herbst 2021 nicht als solche wahrgenommen. Mayer: „Ich selber bin damals auch davon ausgegangen, dass Russland, weil Nordstream II online gehen wird, leere Speicher braucht, um über- flüssiges Gas einspeichern zu können. Seit Februar 2022 wissen wir, dass das nicht der Grund, sondern ein Mittel war, um Europa im Gasbereich erpressbarer zu machen.“

Johannes Mayer, E-Control
Johannes Mayer

Erste Preissteigerungen wurden zu Weihnachten 2021 registriert. Es folgte ein Auf und Ab der Preise und ein Informations-Verwirrspiel von Seiten Russ-lands, bis klar wurde, dass die Lieferungen, auf die sich Europa bisher verlassen hatte, doch nicht kommen würden. „Ein Teil der Preissteigerung ist auch dadurch hervorgerufen worden, dass die europäischen Länder ihre Speicher sehr schnell und mit wenig Blick auf die Kosten begonnen haben, zu füllen“, so Mayer. Diese preissteigernde Gemengenlage führte Ende August, Anfang September 2022 zu jenen exorbitanten Gaspreisen von über 300 Euro pro Megawattstunde und Strompreisen in Höhe von über 1.000 Euro pro Megawattstunde. Der relativ leichte Umrechnungsmodus von Gas- zu Strompreisen – 1:2, also Gaspreis mal zwei ergibt bei einem effizienten Gaskraftwerk den Strompreis – wurde durch weitere Parameter durcheinander gewirbelt, sodass das Verhältnis sich in Richtung 1:3 bewegte.

Der Krisentreiber Erdgas

Schon im 3. Jahrhundert vor Christus soll Erdgas genutzt worden sein. Ganz genau weiß es keiner, doch könnten die Chinesen die brennenden Eigenschaften des Gases damals schon beim Befeuern der Salzsiedepfannen verwendet haben. Das Bedürfnis nach Salz ist nicht unerheblich an der Entdeckung von Erdgas beteiligt, waren die Gasfunde doch ein Nebeneffekt auf der Suche nach Sole, für die ebenfalls ziemlich tief in die Erde gebohrt werden musste. Fix ist, dass die industrielle Nutzung von Erdgas in der ersten Hälfte des 19. Jahrhunderts in den USA begann, wo William. H. Hart das Gas erstmals nutzte, um erst eine Mühle, dann ein Wohnhaus und bald einen Leuchtturm zu beleuchten.

Dann ging es Schlag auf Schlag und der Nutzung von Erdgas in der Glas- und Stahlindustrie in Pittsburgh folgten rasch weitere Branchen. Ursprünglich bei der Gewinnung von Erdöl abgefackelt, wurde Erdgas bald eingefangen, in Pipelines zu den Standorten gebracht, wo es die Industrien befeuerte. Ein fossiler Brennstoff ist Erdgas – wie auch Erdöl – weil es mit viel Druck und hohen Temperaturen aus vor Jahrmillionen abgestorbenen und in die Erdkruste versenkten Kleinstlebewesen entsteht. Methan ist Hauptbestandteil von Erdgas und es gilt als „Klimakiller“, ist es doch rund 25 Mal schädlicher als CO2.

In Österreich nahm die breite Nutzung von Erdgas in den 1970er-Jahren richtig Fahrt auf. 1968 hatte Österreich als erstes Land einen Gas-Liefervertrag mit der damaligen Sowjetunion unterzeichnet und zwischen 1970 und 2019 hat sich der Gasbedarf beziehungsweise -verbrauch hierzulande fast verdreifacht. 2021 lag der Verbrauch bei rund 8,5 Milliarden Kubikmeter. Davon werden rund 31 % für die Herstellung elektrischer Energie und Fernwärme und rund 62 % von den Endkunden (57 % fließen in Industrie, 30 % in Haushalte) verbraucht. Dass der Verbrauch – die Industrie ausgenommen – übers Jahr variiert, liegt an den Jahreszeiten beziehungsweise daran, dass Haushalte und Gaskraftwerke in den kalten Jahreszeiten mehr Bedarf haben.

Atomkraft-Unsicherheiten

Ein weiterer Preistreiber kam aus Frankreich. Die französischen Atomkraftwerke haben im Sommer 2022 17 % weniger Strom produziert, als in normalen Sommern. Dieser Rückgang wird mit Problemen im Bereich der Kraftwerkssicherheit aber auch mit der Wasserknappheit begründet, ist Wasser doch für die Kühlung notwendig. Die Wasserknappheit führte auch in Österreich dazu, dass die Leistungen der Laufkraftwerke massiv zurückgegangen sind. Mayer: „Die Leistung lag rund 22 % unter dem normalen Sommerproduktionsausmaß, sodass Österreich immer wieder Gaskraftwerke anwerfen und einiges mehr an Strom importieren musste.“ Österreich ist Teil des europäischen Strommarktes und grundsätzlich produziert jedes Kraftwerk für diesen Markt, weswegen es keine Inseln gibt und alle Marktteilnehmer ähnlich betroffen sind, wenn sich die Preisspirale nach oben dreht. Obwohl Österreich national und jahresbilanziell betrachtet einen hohen Anteil seines Stroms aus erneuerbaren, vergleichsweise kostengünstigen Energiequellen produziert, schlagen die steigenden Brennstoffpreise direkt auf die Strompreise des Großhandels durch.

Intensiv wurde im Zusammenhang mit dem komplexen Marktgefüge über das Merit-Order-Prinzip beziehungsweise die Entkoppelung der Brennstoffpreise vom Strompreis diskutiert (siehe Kasten Merit-Order-Prinzip Seite 28). Während der langfristige Fließhandel ein Terminmarktsystem ist, auf dem Erwartungen eine wichtige Preisbildungsrolle spielen, orientiert sich der Preis an der Strombörse am teuersten Kraftwerk. Warum? „Weil auf diesem Markt entscheidend ist, welche Kraftwerke wirklich zu einer konkreten Stunde laufen und man hier versucht, nur jene Kraftwerke laufen zu lassen, die der europäischen Volkswirtschaft die geringsten Kosten verursachen. Dazu braucht man eine transparente Preisbildung“, erklärte Mayer, der zudem festhielt: „Es ist relativ egal, ob ich dieses Prinzip per Regel einführe oder im Markt sowieso habe. Der Preis wird im Endeffekt von der teuersten Technologie bestimmt werden.“

Preisspirale stoppen

Dass die EU-Kommission versucht, die Preisspirale zu stoppen beziehungsweise sie in den Griff zu bekommen, ist bekannt. Mehrere Varianten werden teils nur theoretisch, teils praktisch diskutiert (siehe Kasten Handlungsoptionen). WK-Präsident Walser plädiert in dem Zusammenhang, wie berichtet, für eine Deckelung des Gaspreises und dafür, dass die außergewöhnlichen Gewinne (Übergewinne) der Energieversorger mit einer Investitionsverpflichtung für den Ausbau erneuerbarer Energien gekoppelt werden. Mit ähnlichem Tenor hält auch die Österreichische Energieagentur in einer jüngst veröffentlichten Studie zum Thema fest: „Das europäische Marktdesign muss angesichts der beschleunigten Umstellung auf erneuerbare Energien und der notwendigen Flexibilisierung des Stromsystems ohnehin weiterentwickelt werden. Das aktuelle politische Momentum birgt große Chancen, diese Veränderungen anzustoßen – diesen zukünftigen Notwendigkeiten sollte dabei jedenfalls auch Beachtung geschenkt werden.“

Die derzeitige Ausgangslage beziehungsweise die Marktanalysen lassen wenig Hoffnung auf sinkende Preise aufkeimen. Vieles hängt im kommenden Jahr davon ab, wie trocken der nahende Winter wird und beim Blick in die Prognosen für die Folgejahre stellt Johannes Mayer fest: „Die Strompreise werden auch bis Ende 2025 für die meisten Industriekunden bei weitem nicht dort sein, wie sie vor eineinhalb Jahren waren, sondern bei einer Verdreifachung des alten Niveaus. Außer der Konflikt mit Russland nimmt eine Wende und es gibt zusätzliche Gasmengen.“ Positiv auf den europäischen Gaspreis könnte sich auch ein Einbruch der Konjunktur im asiatischen Raum auswirken. Benötigen Länder wie China, Japan oder Korea weniger Energie, würde LNG-Gas billiger werden. Es bleibt komplex. Bis mittel- oder langfristige Maßnahmen greifen, müssen die Stromverbraucher:innen weiter auf Nadeln sitzen und auf die Wirkung kurzfristiger Maßnahmen hoffen.

#zammreden zum Nachschauen unter: www.wko.at

Handlungsoptionen

In den letzten Wochen sind unzählige Vorschläge zum Umgang mit der Preiskrise im EU-Großhandel mit Strom vorgebracht worden. Neben anderen werden folgende Handlungsoptionen diskutiert:

  1. Ausweitung des iberischen Modells auf Europa. Das sogenannte „iberische Modell“ wird in Spanien und Portugal seit dem 15. Juni 2022 angewendet. Vorgabe eines adaptiven Preisabschlags für fossile Kraftwerke und eine Subventionierung dieser per Umlagesystem, das die Subventionen auf die gesamte Nachfrage umlegt. Zudem wird eine Gebotspreissenkung ähnlich zum iberischen Modell, aber mit fixem vorgegebenen Abschlag diskutiert.
  2. Einführung des Prinzips „Pay-as-Bid“ im Stromgroßhandel: Anstatt das teuerste Kraftwerk den Grenzpreis für alle Kraftwerke setzen zu lassen („Pay-as-cleared“), erhält jedes bezuschlagte Kraftwerk genau jenen Preis, den es geboten hat. Ein mengengewichteter Durchschnitt der bezuschlagten Gebote ergibt den Strompreis.
  3. „Abschottung der Grenzkapazität“ durch Senkung der handelbaren Übertragungsnetzkapazitäten im Algorithmus EUPHEMIA auf einen Wert von (nahe) null. Länder mit niedrigen Erzeugungs-kosten und ausreichender Produktionskapazität können hiermit temporäre Preisreduktionen auf Kosten ihrer Nachbarländer erzielen. Diese Option stellt keine Marktreform dar, sondern lediglich eine EU-rechtswidrige protektionistische Vorgabe eines Parameters im bisherigen Marktsystem.
  4. „Neues Griechisches Modell“: Teilung des Großhandelsmarkts in „günstiges“ (Erneuerbare und zugehörige Speicher, Kernenergie) und „teures“ Segment (fossile Kraftwerke, Speicherkraftwerke, Demand Response) und Deckelung der Zahlungen für günstige Technologien auf Basis derer Vollkosten, falls teures Segment einen teureren Preis setzt.
  5. Ausschreibung von Verbrauchsreduktionen, bei denen Verbraucher ihre Bereitschaft zur Reduktion ihres Verbrauchs (Demand Response) z.B. in Auktionen anbieten können. Die reduzierten Mengen verringern den Bedarf auf der Nachfrageseite des Marktes und somit auch den Bedarf nach teuren Spitzenlastkraftwerken. Die Marktregeln des Strommarktes blieben unverändert, jedoch würde ein neuer paralleler Markt geschaffen.
  6. Ex-Post Preisdeckel für den Großhandel: Analog zu momentan in manchen Ländern implementierten preissenkenden Maßnahmen im Endkundenmarkt wird eine Preisobergrenze für die Nachfrageseite des Großhandels eingeführt und die Differenz durch den Staat bezuschusst.

Quelle: Österreichische Energieagentur

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