Strompreiszonentrennung Deutschland/Österreich

Definition

Die Strompreiszonentrennung zwischen Deutschland und Österreich wird zum 1. Oktober 2018 Realität: Die gemeinsame Preiszone zwischen den beiden Ländern löst sich dann, gemeinsam mit dem länderübergreifenden Index Phelix DE/AT, ersatzlos auf. Grund ist die Einführung der Engpassbewirtschaftung der Grenzkuppelstellen zwischen Deutschland und Österreich, die der benötigten Stromleistung nicht gewachsen sind. Die Entscheidung, die vorrangig durch die Maßnahmen und Ankündigungen der deutschen Bundesnetzagentur (BNetzA) und Terminmarktbörse EEX beeinflusst wurde, ist in beiden beteiligten Ländern umstritten.

Ausgangssituation: Probleme durch die gemeinsame Preiszone

Die seit 2002 zwischen Deutschland und Österreich bestehende, gemeinsame Strompreiszone steht seit geraumer Zeit in der Kritik: Überschüssiger, günstiger Strom aus Wind und Sonne sorgt aufgrund des schleppenden Netzausbaus im Bereich der Grenzkuppelstellen und im schlecht ausgebauten Stromnetz zwischen Nord und Süd für Überlastungen und Probleme. Folglich müssen die deutschen und österreichischen Übertragungsnetzbetreiber die überlasteten Netze immer wieder aus der Netzreserve, mit Regelenergie und Re-Dispatch stabilisieren – zu hohen Kosten.

Ein zweites und für die europäische Strommarktbehörde ACER im Vordergrund stehendes Problem sind die sogenannten Loop-Flows in osteuropäischen Ländern, die durch schwache Netzinfrastruktur im deutsch-österreichischen Grenzgebiet zustande kommen. Der Strom, der nicht über die Netzkuppelstellen fließen kann, weicht in Form von Ringschlüssen nach Polen und Tschechien aus und belastet dort die Netze ohne irgendeinen Handelsnutzen zu bringen. Folglich machen sich insbesondere die osteuropäischen Länder für eine Aufhebung der Strompreiszone stark, da auch sie die überlasteten Netze durch teure Systemdienstleistungen stabil halten müssen.

Chronologie der Strompreiszonentrennung

Am 28. Oktober 2016 forderte die BNetzA die Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland und Österreich auf, ein Konzept für die Engpassbewirtschaftung der deutsch-österreichischen Netzkuppelstellen vorzulegen. Dies kam einer de-facto-Aufhebung der deutsch-österreichischen Strompreiszone und einer Entkoppelung des Phelix DE/AT gleich, da über eine dauerhafte Engpassbewirtschaftung kein ungehinderter Austausch und Handel mehr möglich wäre.

In Österreich erhob sich gegen die Pläne scharfer Protest: Strompreiserhöhungen von bis zu zehn Prozent im Jahresmittel wurden befürchtet, falls der günstige deutsche Überschuss-Wind- und Sonnenstrom aus der Kalkulation fiele. Im April sorgte dann die kolportierte Zahl von 2.500 MW an Maximalleistung für die Grenzkuppelstellen zwischen Österreich und Deutschland für Unruhe.

Zeitgleich reagierte die Terminmarktbörse EEX vorauseilend auf die möglicherweise anstehende Trennung, denn viele Marktakteure besichern ihre Handelsinteressen teilweise Jahre im Voraus mit sogenannten Terminmarktgeschäften: Produzenten wie Erzeuger handeln mit diesen Futures Preise für künftige Stromlieferungen aus und sichern sich damit gegen kommende Preisrisiken ab. Vertragliche Grundlage dieser auch Hedging genannten Methode ist allerdings die gemeinsame deutsch-österreichische Preiszone: Existiert diese nicht mehr, fehlt den eigentlich als Absicherung gedachten Geschäften die physikalische Grundlage.

Zur Risikominimierung gab die europäische Strombörse EEX daher im April bekannt, neben den bestehenden Phelix DE/AT Kontrakten für die deutsch-österreichische Preiszone neue, ausschließlich für Deutschland geltenden Phelix DE Futures anzubieten. Stromhändler können damit Terminmarktgeschäfte in einen ausschließlich deutschen Markt ausüben. Zeitgleich sicherte die EEX zu, die bisherigen DE/AT-Futures und andere Produkte weiterhin beizubehalten, auch seien Produkte für die ausschließlich österreichische Preiszone geplant. Mehr noch: Käme es doch nicht zum Preiszonensplit, würden die just eingeführten Produkte wieder aus dem Handel genommen.

Am 5. Mai veröffentliche die EEX ein Papier, das einerseits konkreter auf die Folgen und Maßnahmen angesichts der erwarteten Preiszonentrennung einging, andererseits aber Besorgnis ausdrückte. Denn mit der Trennung sinkt automatisch die Effizienz des Marktes, da sich die Liquidität nun auf drei Produkte aufteilen muss statt sich auf ein Produkt zu konzentrieren. Auch seien Preisfindung, Abrechnung und viele andere Modalitäten noch unklar, so die EEX. Trotz der klaren Distanzierung von den Trennungsabsichten und der verhaltenen Reaktion des Marktes auf die neuen Produkte schuf die Mitteilung der Strombörse, möglicherweise ungewollt, Fakten, die eine Trennung begünstigen würden.

Der 15. Mai 2017 markierte schließlich nur wenig später die endgültige Entscheidung für die Trennung der Strompreiszone Deutschland/Österreich. In einer Pressemitteilung der BNetzA führte Agenturchef Jochen Homann aus, dass man einen guten Kompromiss beim Engpassmanagement mit den österreichischen Partnern von E-Control erreicht habe. Statt den zuvor kolportierten 2.500 MW sei nun ein Austausch von 4.900 MW über die Grenzkuppelstellen möglich, als Einführungsdatum und de-facto-Ende der gemeinsamen Strompreiszone wurde der 1. Oktober 2018 festgelegt – ungeachtet der bestehenden Stromhandelsverträge.

Die Folgen der Strompreiszonentrennung

Wie die EEX in einer Kundeninformation vom 18. Mai 2017 erklärte, kann sie spätestens mit der endgültigen Trennung am 1. Oktober 2018 keine Day-Ahead-Auktion mehr für das gemeinsame Marktgebiet durchführen. Die Ergebnisse dieser Auktionen stellen jedoch die Grundlage sowohl für den Phelix-DE/AT-Index sowie der Schlussabrechnungspreise der Phelix-DE/AT-Futures dar. Die logische Folge mit der Schaffung von zwei Indizes sieht das derzeitige Regelwerk der EEX noch nicht vor, entsprechende Regelungen müssten erst erarbeitet werden. Das gilt umso mehr für eine Berechnungsformel für die Abrechnungspreise der dann noch laufenden DE/AT-Kontrakte. Sowohl für die Kontraktspezifikationen der Länderindizes als auch für die Gewichtung zwischen Deutschland und Österreich im angestrebten Verhältnis 9 zu 1 wurden anschließend Vorschläge unterbreitet und mittlerweile auch abgesegnet: Die reinen DE/AT-Kontrakte rechnen künftig gegen die jeweiligen Day-Ahead Auktionen beider Länder, während die existierenden DE/AT Kontrakte einen virtuellen Indexpreis gemäß obiger Formel bekommen würden.

Zumindest für die Terminmarktbörse gibt es damit bis auf weiteres drei Kontraktschienen:Phelix DE, Phelix AT und Phelix DE/AT. Schon die Ähnlichkeit der Benennung illustriert die Schwierigkeiten, die der Preiszonensplit mit sich bringt. Nach wie vor können beispielsweise ganze Jahreslieferungen für DE/AT-Strom im Jahr 2023 gehandelt werden. Die Abrechnung dieses Kontrakts erfolgt dann gegen einen virtuellen Preis einer Preiszone, die zu diesem Zeitpunkt schon fünf Jahre lang nicht mehr existiert – zugegebenermaßen ein eher theoretisches Problem. Ganz praktisch muss jedoch im Risikomanagement gewürdigt werden, dass der gleiche Kontrakt für das Jahr 2018 mit dem Monatswechsel September/Oktober 2018 eine völlig neue Berechnungsgrundlage mit dem rein-deutschen bzw. rein-österreichischen Strompreis erhält.

Konkret auf den Strompreis in den beiden Ländern bezogen rechnen Experten eher mit einem minimalen Effekt: In Deutschland werde der Preis einer Analyse von Aurora Energy Research zufolge um rund 10 Cent pro MWh sinken, in Österreich im Gegenzug um 35 Cent pro MWh steigen. Die Volatilität der Preise steige in Deutschland um rund 2 Prozent, in Österreich würde sie jedoch zeitgleich um 8 Prozent sinken. Die Schwäche des Effekts erklären die Experten mit der Tatsache, dass das Engpassmanagement ohnehin nur an 10 bis 15 Prozent der Jahresstunden greife, zudem sei der österreichische Strommarkt für einen starken Effekt auf die deutschen Strompreise einfach zu klein.

Grundübel schleppender Netzausbau

Hanns Koenig von Aurora Research stellt klar: „Die Entscheidung der Bundesnetzagentur ist auch vor dem Hintergrund des schleppenden Netzausbaus in Deutschland zu sehen". Phänomene wie Engpässe, überlastete Netzkuppelstellen und Loop-Flows kommen vor allem zustande, weil das deutsche Stromnetz insbesondere im Austausch zwischen dem wind- und stromreichen Norden und dem stromärmeren Süden nicht funktioniert. Das eigentliche Problem liege daher nicht zwischen Bayern und Österreich, sondern mitten in Deutschland entlang der Mainlinie.

Werde der Netzausbau weiter verschleppt, sei, so Koenig, auch eine Aufspaltung des deutschen Strommarktes in eine Nord- und Südzone denkbar, da die Differenz zwischen den physikalischen Lieferfähigkeiten und dem gehandelten Strom schon jetzt zu groß sei: „Eine solche innerdeutsche Teilung hätte einen weitaus größeren Effekt auf den deutschen Strommarkt“ – dagegen seien die Folgen der Strompreiszonentrennung zwischen Deutschland und Österreich vernachlässigbar.