Die Einflussfaktoren auf den Preis im Stromgroßhandel
Ein Update einer Analyse im Auftrag von Oesterreichs Energie geht der Preisentwicklung auf den Strommärkten auf den Grund und gibt einen Einblick in die Mechanismen der Preisbildung.
Stromgroßhandel: Preisentwicklung und wesentliche Einflussfaktoren“ lautet der Titel einer aktualisierten Analyse, die die Österreichische Energieagentur (AEA) kürzlich im Auftrag von Oesterreichs Energie verfasste. Sie beschreibt darin die zurzeit gültigen Mechanismen der Preisbildung auf den (europäischen) Großhandelsmärkten für elektrische Energie sowie deren Auswirkungen auf die Stromkosten der Endkunden. Kurz umrissen werden ferner mögliche Alternativen zur derzeitigen Preisbildung sowie Perspektiven für die weitere Entwicklung.
Eingangs stellt die AEA fest, dass der Strommarkt in der Europäischen Union von „Liberalisierung und Integration geprägt“ ist, was bereits Ende 1996 begonnen hat. Ein prägendes Merkmal des Marktmodells ist das Unbundling, also die Trennung zwischen den wettbewerbsbasierten Bereichen Erzeugung, Handel und Vertrieb einerseits sowie dem regulierten Netzbereich andererseits.
„Zu größeren Preisabweichungen kommt es immer dann und dort, wo die für den Handel verfügbaren Übertragungskapazitäten gering sind.“
Von der Struktur des Großhandels ist zu unterscheiden zwischen bilateralen Geschäften zwischen Käufern und Verkäufern, also „Over the Counter“-Transaktionen (OTC) und dem börsenbasierten Trading, wie es etwa an der EPEX Spot SE, der Leipziger EEX, der österreichischen EXAA sowie der skandinavischen Nordpool Spot SE erfolgt. Die Börsenpreise stellen auch einen Referenzwert für die OTC-Preise dar. Was den Börsenhandel betrifft, verweist die AEA auf die Unterscheidung zwischen den (untertägigen) Intraday-Geschäften, Vereinbarungen über Stromlieferungen am jeweiligen Folgetag (Day-ahead) sowie längerfristig ausgelegten Termingeschäften. Ferner ist zu unterscheiden zwischen Baseload-Produkten, die Stromlieferungen über sämtliche 24 Stunden des Tages betreffen, und Peakload-Produkten, die die Zeit zwischen 8 Uhr und 20 Uhr umfassen. „Der Day-Ahead-Markt nimmt im Stromhandel eine zentrale Rolle ein, da die dort resultierenden Preise als Referenz für die Absicherungsgeschäfte am Terminmarkt dienen. Auch für die Optimierung an den kurzfristigeren Intraday-Märkten gilt der Day-Ahead-Markt als wichtiger Anhaltspunkt“, hält die AEA fest.
Zunehmend an Bedeutung gewonnen hat in den vergangenen Jahren die „Marktkopplung“, grob gesprochen die Verbindung des Handels auf den Strommärkten der EU-Mitgliedsländer. Seit Juni 2021 sind die meisten europäischen Staaten in die Single-Day-Ahead-Marktkopplung (SDAC) einbezogen. Sie erfolgt über den Algorithmus EUPHEMIA. Dieser optimiert auf der Grundlage von Daten über die geplanten Geschäfte sowie die verfügbaren Leitungskapazitäten die Abwicklung der Transaktionen für den jeweiligen Folgetag. Durch diesen gemeinsamen Mechanismus ist die Preiskorrelation über viele Stunden und Gebotszonen hinweg hoch. Zu größeren Preisabweichungen kommt es immer dann (bzw. dort), wenn (bzw. wo) die für den Handel verfügbaren Übertragungskapazitäten gering sind.
In Abhängigkeit der Großhandelspreise gestalten sich natürlich jene Preise, zu welchen Energieversorgern ihren Kunden Strom zur Verfügung stellen können. Doch wie erfolgt die Preisbildung im Stromgroßhandel?
„Merit-Order“ preisbestimmend
Maßgeblich für die Preisbildung im Stromgroßhandel insgesamt ist das „Merit-Order“-Prinzip, das im Wesentlichen besagt: Der Marktpreis wird durch die Erzeugungskosten der teuersten zur Deckung des Strombedarfs noch notwendigen Kilowattstunde bestimmt. Dies wird als „Pay-as-cleared“-Konzept bezeichnet bzw. spricht man auch von einer in Commodity-Märkten üblichen „Einheitspreis-Auktion („Uniform Pricing“), wonach alle Kraftwerke denselben Preis für ihre Einspeisung bekommen, auch wenn unterschiedliche Preise geboten wurden.
„Wesentlich für die Preise, die die Energieversorger ihren Kunden verrechnen, sind die Preise im Stromgroßhandel. Sie machen aktuell rund 50 Prozent des Gesamtpreises einer Kilowattstunde aus.“
In letzter Zeit wurde dieses Modell hinterfragt und andere Modelle wurden ausgelotet. Unter anderem hat die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) mögliche Alternativen zum „Pay-as-cleared“-Konzept analysiert. Eine davon ist das „Gebotspreismodell“, auch bekannt als „Pay-as-bid“-Modell: Dabei bekommen die bezuschlagten Kraftwerksanbieter jene Preise vergütet, die sie auch tatsächlich geboten haben. Der Marktpreis ergibt sich durch die Mittelung aller bezuschlagten Gebote. Ob sich dadurch etwas ändern würde, ist indessen umstritten, hält die AEA in ihrer Analyse fest, verweist jedoch auf die Ergebnisse der Analysen von ACER. Demnach würde eine Umstellung auf das „Pay-as-bid“-Modell zu einer unmittelbaren Änderung des Bieterverhaltens führen. Die Folge wären laut ACER größere Marktunsicherheiten sowie kurz- als auch mittelfristig höhere Endkundenpreise. Zudem stellt ACER fest, dass das aktuelle Einheitspreismodell auch wesentlich attraktivere Anreize für Investitionen in Technologien mit niedrigen Grenzkosten bietet.
Ergänzend stellt die AEA klar: Die Stromversorger sind bestrebt, sich gegen Preisrisiken so weit wie möglich abzusichern. Dieses erfolgt über das „Hedging“, von dem im Wesentlichen zwei Varianten existieren. Die erste besteht darin, nur einen Teil des erwarteten Bedarfs im Voraus zu decken und die verbleibenden Mengen kurzfristig zu beschaffen. Bei der zweiten Variante wird mehr Strom vorab gekauft, als jemand voraussichtlich benötigt. Die überschüssigen Mengen werden kurzfristig (Day-ahead oder intraday) verkauft. „In der Praxis gibt es unzählige Verfahren und Strategien, um Preis und Mengenrisiken zu minimieren. Letztendlich stellt dies die grundlegende Geschäftstätigkeit aller Energieversorgungsunternehmen dar. Da die Lieferanten Terminmarktprodukte zur mittel- bzw. langfristigen preislichen Absicherung verwenden, haben diese auch eine hohe Relevanz für den Endkundenmarkt. Vor allem haben die jeweils aktuellen Preise der Terminprodukte einen Einfluss auf die zukünftigen Endkundenpreise“, konstatiert die AEA.
Gas und Kohle
Wie die Analyse der AEA veranschaulicht, sind die Großhandelspreise für Strom „seit Beginn des 3. Quartals 2021 stark gestiegen. Mit September 2021 hat eine sehr dynamische und volatile Entwicklung eingesetzt, die sich seit dem Beginn des russischen Angriffskriegs gegen die Ukraine weiter verstärkt hat.“
Im Day-ahead-Handel stellten sich Preise um etwa 180 Euro pro Megawattstunde (MWh) ein. Im Terminhandel wurden Preisspitzen bis zu 500 Euro/MWh verzeichnet. Die Gründe für diese Entwicklung fasst die AEA wie folgt zusammen: „Seit Anfang September 2021 ist ein starker Anstieg aller Energiepreise und generell vieler Commodities zu beobachten. Die rasche Erholung der Weltwirtschaft nach dem Pandemiejahr 2020 hat die Nachfrage nach Rohstoffen und Energie, insbesondere in Asien, stark steigen lassen. Dies führte zu einem sehr starken Anstieg der Preise über alle Energieträger hinweg, vor allem aber Erdgas und Kohle.“
Da ein bedeutender Teil der Stromerzeugung in Europa auf Kohle- und Gaskraftwerke entfällt, sind diese für die Preisbildung besonders wichtig. Das aber heißt: „Die starken Preissteigerungen bei Erdgas und Kohle wirken sich damit direkt auf den Strompreis aus.“ Wesentlich weniger Bedeutung haben dagegen die Kosten für die CO2-Zertifikate, die die Energieunternehmen erwerben müssen: „Der CO2-Preis im europäischen Emissionshandel ist um 20 Prozent gesunken, der Gaspreis extrem gestiegen.“
Entlastung für die Kunden
Die Strompreise für die Haushalte waren in den vergangenen Jahren weitgehend stabil. Dies zeigt die Analyse der AEA deutlich. Und um die Auswirkungen der Preissteigerung abzufedern, hat die Politik mit Unterstützung der Energieunternehmen eine Reihe von Maßnahmen gesetzt. Insgesamt wurden Entlastungsmaßnahmen in Höhe von 4 Mrd. Euro beschlossen.
Eine spürbare Entlastung für Haushalte und Unternehmen stellt beispielsweise der Entfall der Erneuerbaren-Förderkosten (Förderbeitrag und -pauschale) für das heurige Jahr dar, wovon ein Haushalt ca. mit 110 Euro profitiert.
Weitere Maßnahmen zur Abfederung sind der Energiekostenausgleich in Höhe von 150 Euro pro Haushalt, der Teuerungsausgleich von 300 Euro für einkommensschwache Haushalte und Personen, die bestimmte Sozialleistungen beziehen. Ein Ende März von der Bundesregierung präsentiertes Paket umfasst zudem die bis 30. Juni 2023 befristete Reduktion der Erdgas- und Elektrizitätsabgabe auf das EU-rechtlich zulässige Minimum, Investitionsoffensiven für erneuerbare Energie (250 Mio. Euro) und klimafreundliche Fahrzeuge (120 Mio. Euro), Preissenkungen bei regionalen Klimatickets, die Anhebung der Pendlerpauschale um 50 Prozent, die Vervierfachung des Pendlereuros (beides befristet bis Ende Juni 2023) und Entlastungsmaßnahmen für Landwirte.
Zudem wurde auch ein Zusatzbudget für Energieberatungen und für Förderungen für den Weißwarentausch beschlossen.
Wie aber geht es mit den Großhandelspreisen weiter? Der AEA zufolge erwartet die Marktteilnehmer leichte preisliche Entspannung im Jahr 2023, aber keine Rückkehr zu Niedrigpreisen.