Eine mögliche Aufspaltung der deutsch-österreichischen Preiszone könnte unabsehbare Risiken für den Strommarkt bergen, warnt der Börsenrat der European Energy Exchange. Zu den Regulierungsbehörden, die derzeit einen solchen Schritt erwägen, gehört die Bundesnetzagentur.


Im Leipziger City-Hochhaus ermittelt die Energiebörse EEX einheitliche Strompreise für Deutschland und Österreich. Foto: Stefan Schroeter


Der Börsenrat der Leipziger Energiebörse EEX European Energy Exchange hat sich besorgt über die momentane Diskussion zum Stromleitungs-Ausbau in Deutschland geäußert. Der Bau neuer Höchstspannungs-Leitungen sei nicht nur notwendig, um Erneuerbare Energien aus den Erzeugungsregionen im Norden in die Verbrauchszentren im Süden zu transportieren, heißt es in einer Mitteilung vom Mittwoch. Er sei auch unabdingbare Voraussetzung und Grundlage des „bewährten deutsch-österreichischen Marktgebiets“.

In der Mitteilung bekräftigt der Börsenrats-Vorsitzende Peter Heydecker: „Große grenzüberschreitende Marktgebiete sind die Grundlage für einen effizienten Strom-Großhandel. Sie schaffen die notwendige Liquidität für einen weiträumigen Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage und leisten so einen wesentlichen Beitrag für die Integration der Erneuerbaren Energien im europäischen Binnenmarkt. Eine Aufspaltung der deutsch-österreichischen Preiszone birgt unabsehbare Risiken für den Strommarkt.“

Börsengeschäftsführer Peter Reitz vertritt die Ansicht, dass der Energiehandel und speziell der Terminmarkt durch solch einen schwerwiegenden Markteingriff dauerhaft beschädigt werden könnten. „Das würde Marktteilnehmer mit offenen Terminmarktpositionen einem Risiko aussetzen, das weder kalkulierbar noch absicherbar ist“, so Reitz. „Die Folge wäre ein enormer Vertrauensverlust der Marktteilnehmer in die Verlässlichkeit von Rahmenbedingungen und letztlich der Funktionsweise liberalisierter Energiemärkte.“

Wie EEX auf Anfrage mitteilte, wird die Debatte um die Aufspaltung der Preiszonen sowohl auf europäischer als auch zunehmend auf nationaler Ebene bereits seit etwa zwei Jahren geführt. Es gebe zahlreiche Vorschläge von einigen Regulierungsbehörden und teilweise auch der Europäischen Kommission, die einen derartigen Schritt vorsehen.


Mehr Reservekraftwerke

Eine dieser Regulierungsbehörden ist die BNA Bundesnetzagentur. Im Mai veröffentlichte sie ihre Feststellung dazu, wieviel Reserve-Kraftwerksleistung in den nächsten Wintern voraussichtlich notwendig sein wird, um einen stabilen Netzbetrieb zu gewährleisten. Diese notwendige Reserve-Kraftwerksleistung liegt BNA zufolge im kommenden Winter 2014/2015 bei 3.091 Megawatt, steigt im Winter 2015/2016 auf 6.000 MW und erreicht schließlich im Winter 2017/2018 einen Wert von 7.000 MW. Als Grund für diesen Anstieg nennt BNA ein wachsendes Nord-Süd-Gefälle beim Stromtransport im Höchstspannungsnetz. Dieses Gefälle erklärt sie mit der zunehmenden Einspeisung von Ökostrom im Norden Deutschlands, der Abschaltung von Kernkraftwerken im verbrauchsintensiven Süden und hohen Exporten in südliche Nachbarländer.

Die Reservekraftwerke werden für den sogenannten Redispatch eingesetzt, mit dem die Betreiber der Höchstspannungsnetze die bestehenden Engpässe beim Stromtransport ausgleichen. Das ist notwendig, weil zwar in Deutschland und Österreich ein einheitlicher Börsenpreis für Strom ermittelt wird, dieser Strom aber wegen fehlender Leitungen nicht immer direkt vom Kraftwerk zum Kunden geliefert werden kann. Daher müssen besonders im Winter die preisgünstigen Kraftwerke auf einer Seite des Engpasses, die ihren Strom über die Börse verkauft haben, per Redispatch heruntergefahren werden. Auf der anderen Seite des Engpasses werden gleichzeitig die Reservekraftwerke per Redispatch hochgefahren, um den bestellten Strom an die Kunden auszuliefern. Die Kosten für dieses Verfahren tragen die Netzbetreiber, die sie wiederum den Stromkunden über die Netzentgelte in Rechnung stellen.


Leitungsengpässe bewirtschaften

Als eine Möglichkeit, die notwendige Leistung der Reservekraftwerke zu senken, nennt BNA die Absenkung des Stromexports ins südliche europäische Ausland. Das könnte dadurch erreicht werden, dass eine Engpassbewirtschaftung an der deutsch-österreichischen Grenze eingeführt wird. Dabei würden Stromlieferanten ein zusätzliches Entgelt dafür bezahlen, dass ihre Strommengen auch noch bei Leitungsengpässen transportiert werden. Damit sänke der wirtschaftliche Anreiz, auch noch in kritischen Lastfluss-Situationen große Strommengen von Deutschland nach Österreich zu exportieren. Eine solche Exportreduktion in wenigen Stunden könnte BNA zufolge zu einer Entlastung der kritischen Lastfluss-Situationen beitragen und damit den Reservebedarf spürbar reduzieren.

Sollte es zu einer solchen Engpass-Bewirtschaftung kommen, müsste der Strombörsen-Handel der EEX in den Stunden einer starken Leitungsbelastung unterschiedliche Strompreise für den deutschen und für den österreichischen Markt ermitteln. Außerdem wäre es notwendig, Preise für die Stromtransporte über die Engpassleitungen zwischen beiden Ländern zu bilden. Beide Verfahren wendet die Energiebörse bereits im Handel mit anderen europäischen Marktgebieten an.

In Skandinavien sind unterschiedliche Preiszonen und Engpassbewirtschaftung selbst für nationale Strommärkte eine gängige Praxis. Die Strombörse Nord Pool Spot ermittelt einheitliche Preise nur für solche Marktgebiete, in denen keine Engpässe beim Stromtransport bestehen. Das führt dazu, dass es derzeit allein in Norwegen fünf und in Schweden vier verschiedene Preiszonen gibt.

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