AUF KURS BLEIBEN. WO IMMER SICH MÄRKTE VERÄNDERN - MARKTBERICHT 2015 NATIONALER BERICHT AN DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION - E-Control
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MARKTBERICHT 2015
NATIONALER BERICHT AN DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION
AUF KURS BLEIBEN.
WO IMMER SICH MÄRKTE VERÄNDERN.
PROFITIEREN. WO IMMER SIE ENERGIE BRAUCHEN.INHALT Maßgebliche Entwicklungen 6 > Strom- und Gasmarkt in Kennzahlen 6 > Maßgebliche Marktentwicklungen 8 > Maßgebliche regulatorische Entwicklungen 10 Der Strommarkt 12 > Netzregulierung 12 > Funktionsweise des Marktes 14 > Internationales 22 > Wettbewerb am Großhandelsmarkt 25 > Wettbewerb am Endkundenmarkt 29 Der Gasmarkt 38 > Netzregulierung 38 > Funktionsweise des Marktes 40 > Wettbewerb am Großhandelsmarkt 55 > Wettbewerb am Endkundenmarkt 63 Gemeinsame Strom- und Gasthemen 68 > Endkundenservice 68 > Konsumentenschutz 73 > Internationales 74 > Überwachung des Energiegroßhandels 76
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1: Änderungen der Gasbilanzkomponenten 2014 gegenüber dem Vorjahr in TWh 7
Abbildung 2: Änderungsraten des Verbraucherpreisindexes in Österreich und der Gas- bzw. Stromindizes in % 8
Abbildung 3: Netzentgeltentwicklung – Österreichstruktur 13
Abbildung 4: Entwicklung der Brutto-Investitionen im Stromnetz inkl. Übertragungsnetzbetreiber 18
Abbildung 5: Preise am EXAA Day-ahead-Markt 26
Abbildung 6: EEX Base Terminmarkt 26
Abbildung 7: Jahreskosten Regelreserve 27
Abbildung 8: Einsatz Regelenergie: Mengen und durchschnittliche Abrufpreise 28
Abbildung 9: Entwicklung des Strom-VPI (Index Oktober 2001 = 100) 29
Abbildung 10: Entwicklung – Stromkosteneinsparpotenzial beim Wechsel vom regionalen zum
günstigsten Anbieter, jeweils monatliches Maximum/Minimum österreichweit 30
Abbildung 11: Energiepreise der Endverbraucher vs. EEX Terminmarktpreise Year-ahead 31
Abbildung 12: Haushaltsstrompreis (Energie, Netz, Steuern und Abgaben) im europäischen Vergleich
(2. Halbjahr 2014, Gruppe DC 2.500 kWh – 5.000 kWh/Jahr) 33
Abbildung 13: Näherungswert für die österreichische Stromkennzeichnung 2014 37
Abbildung 14: Entgeltveränderung für Musterkunde auf Ebene 2 38
Abbildung 15: Entgeltveränderung für Musterkunde auf Ebene 3 39
Abbildung 16: Mengen in der Tagesbilanzierung des Marktgebietsmanagers in Kaufrichtung je Bilanzgruppe 40
Abbildung 17: Mengen in der Tagesbilanzierung des Marktgebietsmanagers in Verkaufsrichtung je Bilanzgruppe 41
Abbildung 18: Phys. Ausgleichsenergiemengen MG Ost 42
Abbildung 19: Phys. Ausgleichsenergiemengen MG Tirol und MG Vorarlberg 43
Abbildung 20: Ausgleichsenergiepreise für Tagesbilanzierung im Marktgebiet Ost 44
Abbildung 21: Ausgleichsenergiepreise für Stundenbilanzierung im Marktgebiet Ost 45
Abbildung 22: Jahresverbrauch Mrd. Nm3 50
Abbildung 23: Entwicklung der Brutto-Investitionen – Gas 51
Abbildung 24: Erdgas in Österreich – Bilanz 52
Abbildung 25: Mittlere Tagestemperatur Wien 53
Abbildung 26: CEGHIX Day-ahead-Markt 55
Abbildung 27: Handelsvolumina am CEGH-Hub 56
4Abbildung 28: CEGH OTC gehandelte Volumina 2014 57
Abbildung 29: CEGH Exchange gehandelte Volumina 2014 57
Abbildung 30: CEGH OTC Day-ahead-Bid/Ask-Spread 58
Abbildung 31: Prämie CEGH gegenüber NCG Day-ahead 59
Abbildung 32: Veröffentlichte Speicherentgelte bezogen auf Arbeitsgasvolumen für Standardbündel
in Österreich, 1-Jahresvertrag, in EUR/MWh AGV/a 61
Abbildung 33: Veröffentlichte Speicherentgelte bezogen auf die Entnahmeleistung pro Stunde für
Standardbündel in Österreich, 1-Jahresvertrag, in EUR/MW Entnahmeleistung pro h/a 62
Abbildung 34: Energiepreise der Endverbraucher vs. Großhandelspreise 64
Abbildung 35: Entwicklung – Gaskostensparpotenzial beim Wechsel vom regionalen zum günstigsten
Anbieter, jeweils monatliches Maximum und Minimum im Bundesländervergleich 65
Abbildung 36: Haushaltsgaspreis (Energie, Netz, Steuern und Abgaben) im europäischen Vergleich
(Gruppe D2 5.555 kWh bis 55.555 kWh) 66
Abbildung 37: Anfragegründe Energie-Hotline 70
Tabellenverzeichnis
Tabelle 1: Indikatoren der Stromwirtschaft 6
Tabelle 2: Indikatoren der Gaswirtschaft 6
Tabelle 3: Entwicklung der unterstützten Ökostrommenge 20
Tabelle 4: Entwicklung der Engpassleistung 21
Tabelle 5: Wechselraten und Anzahl der gewechselten Zählpunkte 32
Tabelle 6: Margen ohne „Erzeuger“ 36
Tabelle 7: Speicherunternehmen und Speicherkapazitäten in Österreich, Stand 1.4.2015 60
Tabelle 8: Wechselraten und Anzahl der gewechselten Zählpunkte 66
5// Maßgebliche Entwicklungen // Der Strommarkt // Der Gasmarkt // Gemeinsame Strom- und Gasthemen
MASSGEBLICHE
ENTWICKLUNGEN
Strom- und Gasmarkt in Kennzahlen
INDIKATOREN DER STROMWIRTSCHAFT langjährigen Vergleich etwa der Stromerzeu-
Die Stromerzeugung ist 2014 das zweite Jahr gung der späten 80er-Jahre und liegt knapp
in Folge zurückgegangen und lag mit 65,1 TWh 11,5 TWh unter dem Spitzenwert des Jahres
etwa auf dem Niveau von 2011. Während die 2010. Die Erzeugung aus erneuerbaren Ener-
Wasserkrafterzeugung um lediglich 1 TWh giequellen (Wind, Photovoltaik und Geother-
zurückging, verringerte sich die Wärmekraft- mie) hat im Jahresvergleich um 870 GWh zu-
erzeugung um 2,8 TWh. Diese entspricht im genommen.
INDIKATOREN DER STROMWIRTSCHAFT
GWh (2014) Veränderung zu 2013
Brutto Stromerzeugung 65.111 –4,27 %
Physikalische Importe 26.712 7,02 %
Physikalische Exporte 17.437 –1,42 %
Pumpstromverbrauch 5.466 1,71 %
Tabelle 1 Inlandsstromverbrauch 68.920 –1,42 %
Indikatoren der Strom
Jahresspitze (3. Mittwoche; MW) 10.752 –1,10 %
wirtschaft
Quelle: E-Control
INDIKATOREN DER GASWIRTSCHAFT
GWh (2014) Veränderung zu 2013
Importe 468.087 –9,86 %
Produktion 13.207 –9,07 %
Ausspeicherung (Speicherentnahme) 49.320 –27,70 %
Exporte 385.239 –14,65 %
Einspeicherung 62.889 3,91 %
Eigenverbrauch, Verluste 3.699 14,38 %
Abgabe an Endkunden 78.732 –9,39 %
Max. Tagesverbrauch 427,4 –12,67 %
Tabelle 2
Min. Tagesverbrauch 94,2 17,02 %
Indikatoren der Gaswirtschaft
Quelle: E-Control
6INDIKATOREN DER GASWIRTSCHAFT mischen Endverbraucher von den Lieferein-
Im Jahr 2014 kam es erneut zu einem Rück- schränkungen nicht betroffen waren:
gang des Gasverbrauchs in Österreich. Die > Der milde Winter 2014/2015 und bereits
Abgabe von Erdgas an Endkunden hat mit oben genannte Effekte haben die Abgabe
78,7 TWh ein so niedriges Niveau erreicht, von Erdgas an Endkunden um 9,4% oder
wie es zuletzt im Jahr 1995 (mit 79,6 TWh) 8,2 TWh sinken lassen;
zu beobachten war. Gründe dafür waren der > Erdgasspeicher waren zu Beginn der Win-
milde Winter, greifende Energieeffizienzmaß- terperiode 2014/2015 beinahe zur Gänze
nahmen und nicht zuletzt der verminderte befüllt;
Einsatz von gasbefeuerten Kraftwerken zur > Exporte sind gegenüber dem Vorjahr um
Stromerzeugung. Ab September 2014 kam 66,1 TWh gesunken.
es für mehrere Monate zu nennenswerten
Liefereinschränkungen von russischem Erd- Diese Effekte genügten, um die Liefer-
gas, welche allerdings zu keinem Zeitpunkt einschränkungen und die sinkende hei-
die Versorgung von österreichischen Kunden mische Produktion auszugleichen (siehe
mit Erdgas gefährdet haben. Mehrere Fak- Abbildung 1).
toren haben dazu beigetragen, dass die hei-
ÄNDERUNGEN DER GASBILANZKOMPONENTEN 2014 GEGENÜBER DEM VORJAHR in TWh
Veränderung mit positivem
66.117 8.158 Bilanzeffekt
Veränderung mit negativem
Bilanzeffekt
51.175
18.894
2.368
1.318 465 Abbildung 1
Änderungen der Gasbilanz
Exporte Endverbrauch Importe Ausspeicherung Einspeicherung Produktion Verluste
komponenten 2014 gegen
über dem Vorjahr in TWh
Quelle: E-Control
7// Maßgebliche Entwicklungen // Der Strommarkt // Der Gasmarkt // Gemeinsame Strom- und Gasthemen
PREISENTWICKLUNGEN preisindex zumeist in etwa auf dem Wert des
Sowohl Gas als auch Strom haben im Jahr vorangegangenen Jahres. Erst im Oktober
2014 durch konstante oder sinkende Prei- 2014 änderte sich die Situation; ab diesem
se zur Preisstabilität beigetragen. Während Zeitpunkt lagen die Gaspreise 0,6% über dem
Gas über weite Strecken niedrigere Preisin- Vorjahr und die Strompreise 0,8% unter dem
dizes zeigte als im Vorjahr, blieb der Strom- Vergleichswert des Jahres 2013.
VERÄNDERUNG VPI VS. VPI STROM UND VPI GAS in %
20
Gesamte Inflation
Strompreisinflation 15
Gaspreisinflation
10
5
0
–5
Abbildung 2 –10
Änderungsraten des
–15
Verbraucherpreisindexes
01 / 09
07 / 09
01 / 10
07 / 10
01 / 11
07 / 11
01 / 12
07 / 12
01 / 13
07 / 13
01 / 14
07 / 14
01 / 15
07 / 15
in Österreich und der
Gas- bzw. Stromindizes in %
(Index 2000 = 100)
Quelle: Statistik Austria
Maßgebliche Marktentwicklungen
STROMMARKT sen sind einerseits Importe gestiegen und
Der Stromgroßhandelspreis für den Base- die produzierten Mengen aus thermischer
Day-ahead-Kontrakt ist auch 2014 weiter Erzeugung gesunken, da vor allem auch die
gesunken, und zwar um 12,1 Prozent auf Erzeugung aus Windkraft und Photovoltaik
durchschnittlich 32,9 Euro/MWh. Infolgedes- in Deutschland preisdämpfend wirkte, ande-
8rerseits konnten neue Endkundenlieferanten konnte im Rahmen der Marktuntersuchung
günstige Stromprodukte über kurzfristig getä- nicht geklärt werden.
tigte Einkäufe anbieten.
Die gestiegene Dynamik fällt auch mit dem
Besonders hervorzuheben ist daher auch Markteintritt zahlreicher neuer Anbieter aus
die Entwicklung des Endkundenmarktes dem In- und Ausland zusammen.
2014. Seit dem Jahr 2013 hat sich das Ein-
sparpotenzial für Haushalte bei einem Lie- Auf dem Regelreservemarkt waren markt-
ferantenwechsel österreichweit kontinuier- seitige Kostensteigerungen zu verzeichnen.
lich erhöht. Während zu Beginn des Jahres Obwohl die gesetzten Maßnahmen wie die
2013 noch einige Bundesländer Einspar- Marktintegration, die Informationskampagne
potenziale von weit unter 50 Euro pro Jahr der E-Control zur Gewinnung neuer Marktteil-
aufwiesen, liegt das Minimum jetzt bei etwa nehmer und der Bilanzausgleich mit Nach-
100 Euro, das Maximum sogar bei mehr als barländern erste Erfolge zeigten, stiegen
200 Euro jährlich. Diese Preisentwicklung die Kosten dennoch um 32 Millionen auf
hat auch dazu geführt, dass sich die Wech- 203 Millionen Euro. Hauptverantwortlich für
selzahlen im Jahr 2014 von 1,7% auf 3,7% diese Entwicklung ist die negative Sekundär-
mehr als verdoppelten. Obwohl eine der- regelenergie, das heißt der kurzfristige Abruf
artige Wechselquote möglicherweise auch von Energie aus dem Stromsystem. Die Vor-
Einmaleffekte enthält, zeigte sich erstmals haltung dieses Dienstes (Sekundärregelleis-
eine Reaktion des Marktes. Bisher konnte tung) ist hingegen günstiger geworden. Die
kein statistischer Zusammenhang zwischen E-Control wird auch 2015 in enger Zusam-
Einsparpotenzial und Kundenwechsel fest- menarbeit mit dem Regelzonenführer APG
gestellt werden. alle sinnvollen Maßnahmen zur Reduktion
der Kosten setzen.
Im Rahmen einer Marktuntersuchung konnte
die Vermutung, dass derart hohe Einsparpo- GASMARKT
tenziale auf einem missbräuchlichen Verhal- Auch am Gasmarkt waren die Großhandels-
ten der angestammten Lieferanten gegen- preise gegenüber 2013 um 18,2% niedriger.
über ihren Kunden basieren, nicht bestätigt Trotz der Liefereinschränkungen ab Septem-
werden. Hohen Preisen stehen typischerwei- ber 2014 zeigte sich der Markt entspannt, die
se tatsächlich auch hohe Einstands- oder Ver- Ausspeichermengen konnten sogar reduziert
triebskosten gegenüber. Warum jedoch gera- werden. Demzufolge ist es nicht verwunderlich,
de einige angestammte Lieferanten so hohe dass sich der maximale Monatsdurchschnitts-
Einstands- und Vertriebskosten aufweisen, preis bei ungefähr 24 Euro/MWh einpendelte,
9// Maßgebliche Entwicklungen // Der Strommarkt // Der Gasmarkt // Gemeinsame Strom- und Gasthemen
einem Preis, der sogar 1,9 Euro/MWh unter 2,2 Prozentpunkte auf 4,6%. Die Wettbe-
dem vergleichbaren Vorjahreswert liegt. Hin- werbsintensität lässt sich daher als etwas
zu kommt, dass geringe Ausspeichermengen höher als in der Vergangenheit einschätzen.
und ein milder Winter den Bedarf an saisona- Dieser Umstand beruht auf der Tatsache,
ler Flexibilität gering halten. Die Preise für die dass Haushalte derzeit öfters ihren Lieferan-
Speicherdienstleistung konnten daher nicht ten wechseln als Kleinverbrauchergruppen,
gehalten und mussten an die niedrigeren wie Gewerbeunternehmen. Obgleich das
Winter/Sommer-Spreads angepasst werden. Wechselverhalten typischerweise eigentlich
Die von den Speicherunternehmen veröffent- umgekehrt ist, ist dies auch dadurch zu er-
lichten Preise dürften dabei generell über klären, dass sich ein Durchschnittshaushalt
den entsprechenden Auktionsergebnissen derzeit jährlich maximal 374 Euro und immer-
liegen. hin etwa mindestens 138 Euro durch einen
Wechsel ersparen kann.
Die Wettbewerbseffekte am Gasmarkt sind
zwar ausgeprägter, können aber mit jenen Ausländische Markteinsteiger waren primär
des Strommarktes verglichen werden. Die am Gasendkundenmarkt interessiert.
Wechselquote bei Haushalten stieg um
Maßgebliche regulatorische Entwicklungen
Im Jahr 2014 lag der Schwerpunkt der regu- raum drei Kapitel der sonstigen Marktregeln
latorischen Entwicklungen in einer weiteren adaptiert.
Standardisierung der Datenflüsse zwischen
den Marktteilnehmern einerseits und der Im- Die sonstigen Marktregeln beschreiben die
plementierung eines österreichischen Melde- „Software“ zum Funktionieren eines liberali-
wesens für Informationen über Energiegroß- sierten Strommarktes und definieren Angaben
handelsprodukte andererseits. über Fahrpläne, Lastprofile, Prozessbeschrei-
bungen, Informationsübermittlung und Be-
MARKTREGELN STROM ziehungen zwischen den Marktteilnehmern.
Im Zuge der erwähnten Standardisierung der Die Kapitel 7 „Elektronischer Austausch von
Datenübertragung wurden im Berichtszeit- Netzabrechnungsdaten“ und 11 „Datenfor-
10mat zur Übermittlung von Verbrauchsdaten sem Zeitpunkt sind auch Regelreservekon-
intelligenter Messgeräte vom Netzbetreiber trakte an die Regulierungsbehörde zu über-
an den Lieferanten“ wurden veröffentlicht mitteln.
und verpflichten nun grundsätzlich zur elekt-
ronischen Rechnungslegung. Weiters wurden Nicht-Standardverträge sind von den Markt-
die Übertragungssysteme für den elektroni- teilnehmern oder von beauftragten Dritten ab
schen Datenaustausch näher spezifiziert. Ziel dem 1. Oktober 2015 zu übermitteln.
dieser Maßnahmen war es unter anderem,
der Forderung vieler Marktteilnehmer nach Die Übermittlungsverpflichtungen gelten
standardisierten Unternehmensprozessen grundsätzlich als erfüllt, sobald die Informa-
nachzukommen. Unzureichend standardisier- tionen an ACER übermittelt werden. Die ös-
te bzw. in weiterer Folge automatisierbare terreichische Rechtslage sieht auch über das
Prozesse stellen eine wesentliche Eintritts- EU-Recht hinausgehende Ausnahmen von
barriere für Marktteilnehmer dar. der Meldeverpflichtung vor, die für das heimi-
sche Meldewesen gelten.
REMIT ENERGIEGROSSHANDELS-
DATENVERORDNUNG
Im Laufe des Jahres 2014 wurde die gesetz-
lich vorgeschriebene Datensammlung für die
Überwachung der Energiegroßhandelsmärk-
te in Österreich entwickelt und am 28. Jän-
ner 2015 schlussendlich veröffentlicht. Ziel
der EGHD-VO der E-Control war es, die Über-
wachung möglichst gemäß den EU-weiten
REMIT-Vorgaben zu gestalten.
Obwohl die zu meldenden Inhalte weitgehend
ident sind, gibt es dennoch einige wesentli-
che Abweichungen:
Standardverträge und diesbezügliche Han-
delsaufträge sind seit dem 1. Mai 2015 von
den Handelsplätzen zu übermitteln. Seit die-
11// Maßgebliche Entwicklungen // Der Strommarkt // Der Gasmarkt // Gemeinsame Strom- und Gasthemen
DER STROMMARKT
Netzregulierung
Seit 1. Jänner 2014 läuft die dritte Anreizregu- gerichtshof wurden die Verfahren vor den
lierungsperiode für österreichische Stromver- ordentlichen Gerichten fortgeführt. Gegen-
teilernetzbetreiber. Die Kostenentwicklungen stand dieser Verfahren war die Ermittlung
der Verteilernetzbetreiber werden nunmehr des – nach erfolgter Aufhebung der Verord-
auf Basis eines weiterentwickelten Regulie- nungen – „angemessenen“ Entgelts, das die
rungsmodells reguliert. Die Ausgestaltung der Erzeuger nunmehr anstelle des verordneten
Regulierungssystematik wurde in zwei Papie- Netzentgelts dem jeweiligen Netzbetreiber
ren dargestellt und öffentlich konsultiert. Das zu entrichten haben.
Schlussdokument ist auf der Homepage der
E-Control zu finden. Nicht zuletzt über mehrfache Anregung der
E-Control wurden zwischen Netzbetreibern
Wie auch im Vorjahr wurden im Jahr 2014 Be- und Erzeugern Vergleichsverhandlungen
schwerden gegen einige Kostenbescheide von aufgenommen, die auf eine vorzeitige Be-
Netzbetreibern eingelegt. Die vorgebrachten endigung dieser Gerichtsverfahren abziel-
Beschwerdepunkte entsprechen im Wesent- ten. Da die Kosten der Netzbetreiber gemäß
lichen jenen aus den Bescheidbeschwerden § 48 ElWOG 2010 von der E-Control anzuer-
des Jahres 2013, die noch beim Bundesver- kennen sind, haben die Netzbetreiber eine
waltungsgericht (BVwG) anhängig sind. Einigung mit den Erzeugern davon abhängig
gemacht, dass etwaige Mindererlöse, die
Im Übertragungsnetz wurde die Kostenbasis sich aufgrund eines Vergleichs ergeben, bei
wie gehabt auf Basis einer jährlichen Kos- der Kostenanerkennung durch die E-Control
tenprüfung bestimmt und als Grundlage für Berücksichtigung finden. In zahlreichen Ge-
die Ermittlung der Übertragungsnetzentgelte sprächen konnte letztlich eine sachgerechte
2015 herangezogen. Lösung gefunden werden, die in weiterer Fol-
ge zur vergleichsweisen Beendigung zahlrei-
Von Elektrizitätserzeugern wurden seit dem cher Gerichtsverfahren führte. Erzeugern wur-
Jahr 2009 zahlreiche Gerichtsverfahren an- de dabei ein Teil des strittigen Netzentgelts
hängig gemacht, die im Wesentlichen das vom Netzbetreiber rückerstattet. Seitens der
Netzverlustentgelt für Einspeiser sowie das E-Control werden in weiterer Folge Minderer-
Systemdienstleistungsentgelt zum Gegen- löse, die sich aufgrund eines Vergleiches auf
stand haben. Nach der Aufhebung der Sys- Basis der akkordierten Eckpunkte ergeben,
temnutzungstarife-Verordnungen der Ener- bei der Feststellung der Kostenbasis des
gie-Control Kommission für die Jahre 2009, Netzbetreibers im Wege des Regulierungs-
2010 und 2011 durch den Verfassungs- kontos § 50 ElWOG 2010 (gesetzlich gebote-
12ne Aufrollung von Mindererlösen in der Ver- Regulierungskontos gemäß § 50 ElWOG
gangenheit) Berücksichtigung finden. 2010 führen zwar auch hier meistens zu ei-
ner Kostensteigerung, allerdings wirken die
Damit konnten zahlreiche, jahrelang währen- teils massiven Senkungen der Netzverlust-
de Gerichtsverfahren letztlich doch noch vor- entgelte aufgrund einer abermals starken
zeitig beendet werden. Reduktion des Beschaffungspreises, den
Netzbetreiber für Netzverluste zu bezahlen
Im Rahmen der Systemnutzungsentgelte- haben, an dieser Stelle entgegen. Insgesamt
Verordnung 2012 – Novelle 2015 (SNE-VO betrachtet kommt es daher in den meisten
2012-Novelle 2015) entwickelten sich die Netzbereichen vorrangig zu Entgeltsenkun-
Netznutzungs- und Verlustentgelte im Ös- gen. Mit einer größeren Entgeltsteigerung
terreich-Durchschnitt mit einem leichten stellen Klagenfurt, die Steiermark und Wien
Anstieg von 0,33% relativ stabil. Dabei fal- Ausnahmen dar. In Wien lässt sich diese Er-
len die Entgeltanpassungen je Netzbereich höhung auf eine verstärkte Investitionstätig-
sehr unterschiedlich aus: In Linz, Vorarl- keit zurückführen, im Netzbereich Klagenfurt
berg, Niederösterreich und Oberösterreich auf die Anwendung des Regulierungskontos.
konnten deutliche Senkungen von bis zu In der Steiermark basiert die Entgeltsteige-
7,4% erzielt werden. Die Auswirkungen des rung auf beiden genannten Faktoren. Insge-
NETZENTGELTENTWICKLUNG – ÖSTERREICHSTRUKTUR in Cent/kWh
6
SNE-VO Stand: 01.01.2014
0,27 %
SNE-VO Stand: 01.01.2015
5
–0,33 %
4
1,28 %
3
–1,00 %
4,91 % 4,92 %
0,51 %
2 3,80 % 3,79 %
1,28 % 2,75 % 2,79 %
2,43 % 2,41 %
1 0,56 %
1,77 % 1,78 %
1,07 % 1,09 %
0,66 % 0,66 %
0
Ebene 3 Ebene 4 Ebene 5 Ebene 6 Ebene 7 Ebene 7 Ebene 7 Abbildung 3
gemessen nicht gemessen unterbrechbar
Netzentgeltentwicklung –
Österreichstruktur
Quelle: E-Control
13// Maßgebliche Entwicklungen // Der Strommarkt // Der Gasmarkt // Gemeinsame Strom- und Gasthemen
samt stiegen die Netzkosten im Jahr 2015 in höhung und langfristige Vereinheitlichung des
Österreich um rund 5,3 Millionen Euro (bei Pauschalentgelts in Österreich erforderlich.
einer Gesamtsumme von ca. 1,6 Milliarden Hierbei entstehen keine zusätzlichen Einnah-
Euro) im Vergleich zum Vorjahr. men für Netzbetreiber und es wurde auch dar-
auf geachtet, dass keine signifikante Mehrbe-
Im Bereich der nicht gemessenen Kunden lastung für Kleinkunden entsteht.
kommt es bei allen Netzbetreibern zu einer Er-
höhung des pauschalen Anteils des Netznut- Seit dem Start der Regulierungstätigkeit der
zungsentgeltes. Hierbei wurden Stellungnah- E-Control im Jahr 2001 konnten die Entgelte
men von Netzbetreibern berücksichtigt, die gesenkt werden, sodass für Kunden eine jähr-
eine Anpassung der pauschalen Komponen- liche Ersparnis von knapp 633 Millionen Euro
ten im Sinne der verbesserten Verursachungs- erzielt wird. Im Durchschnitt liegen die Entgel-
gerechtigkeit forderten. Neben der Vorgabe te um mehr als 28% unter den Basiswerten
der Verursachungsgerechtigkeit ist gem. § 51 aus dem Jahr 2001. Ergänzend ist hierbei da-
Abs. 1 ElWOG 2010 auch die Energieeffizienz rauf hinzuweisen, dass diese Senkung auf no-
zu berücksichtigen, die eine Kostentragung minellen Werten beruht – unter Berücksich-
durch verbrauchsabhängige Komponenten tigung der generellen Inflationsentwicklung
vorgibt und somit eine reine Pauschalabgel- liegen die Entgelte um rund 40% unter den
tung der Netznutzung nicht zulässt. Vor die- Basiswerten aus dem Jahr 2001.
sem Hintergrund erscheint allerdings eine Er-
Funktionsweise des Marktes
MARKTREGELN ckelt. Die Allgemeinen Bedingungen sind gem.
Die Marktregeln in ihrer Gesamtheit umfas- § 41 ElWOG 2010, § 39 ÖkostromG 2012
sen technische und organisatorische Regeln sowie § 11 VerrechnungsstellenG 2000 von
(TOR), sonstige Marktregeln und die Allgemei- der E-Control zu genehmigen. Rechtswirksam
nen Bedingungen (AB) für Netzbetreiber, die werden die Marktregeln erst durch die Einbin-
Ökostromabwicklungsstelle (AB-ÖKO) sowie dung in privatrechtliche Verträge zwischen
den Bilanzgruppenkoordinator (AB-BKO). den Marktteilnehmern.
Die sonstigen Marktregeln und die TOR TECHNISCHE UND ORGANISATORISCHE
wurden auf Basis des § 22 Abs. 1 und 2 REGELN (TOR)
E-ControlG 2010 in Zusammenarbeit mit den Die TOR stellen ein mehrteiliges und umfas-
Marktteilnehmern bzw. Netzbetreibern erar- sendes nationales technisches Regelwerk dar
beitet und werden kontinuierlich weiterentwi- und wenden sich gleichermaßen an die Be-
14treiber aller Übertragungs- und Verteilernetze den am 13.5.2015 in den Versionen 2.0 und
sowie an sämtliche Netzbenutzer. Die TOR 1.1 veröffentlicht und verpflichten nun grund-
sind angewandte Betriebs- und Erhaltungsre- sätzlich zur elektronischen Rechnungslegung.
geln für Stromnetze zur Erzielung einer ange- Weiters wurden die Übertragungssysteme für
messenen Versorgungssicherheit und eines den elektronischen Datenaustausch näher
störungsfreien Verbundbetriebes und regeln spezifiziert und das Übertragungsschema
das Zusammenwirken von Erzeugungsanla- und der Produktnummernkatalog geändert.
gen, Übertragungs- und Verteilernetzen sowie
von Anlagen von Netzbenutzern. Eine Änderung des Kapitels 10 „Informations-
übermittlung von Netzbetreibern an andere
Im Berichtszeitraum wurden die TOR Teil E Marktteilnehmer; Grundsätze des 1. und 2.
„Technische Maßnahmen zur Vermeidung Clearings“ trat in der Version 2.3 mit 1.3.2015
von Großstörungen und Begrenzung ihrer in Kraft. Darin wurde der Datenaustausch für
Auswirkungen“ adaptiert. Die Version 2.2 trat die Abrechnung des mit der Novelle 2014 der
am 25.8.2014 in Kraft und enthält Anpassun- SNE-VO eingeführten Netznutzungsentgelts
gen auf Basis des „Operation Handbook“ der für Regelreserve näher geregelt.
ENTSO-E.
REGELRESERVEMARKT
SONSTIGE MARKTREGELN Der Ausgleich von Prognoseabweichungen
Die sonstigen Marktregeln beschreiben die und ungeplanten Ausfällen bei Erzeugung
„Software“ zum Funktionieren eines liberali- und Verbrauch erfolgt durch die Einspeisung
sierten Strommarktes. Sie definieren die Be- oder Entnahme von Regelenergie. Je nach
ziehungen zwischen den Marktteilnehmern, zeitlicher Dauer der Abweichung kommen
Angaben über Fahrpläne, Lastprofile, Pro- unterschiedliche Anlagen und Produkte zum
zessbeschreibungen und Informationsüber- Einsatz:
mittlung. Im Berichtszeitraum wurden die Ka- > Primärregelung: Anlagen der Primärre-
pitel 3, 7 und 10 der sonstigen Marktregeln gelung gleichen automatisch Systemun-
adaptiert. Das Kapitel 3 „Fahrpläne“ trat in gleichgewichte innerhalb der ersten 30 Se-
der Version 5.6 am 1.7.2015 in Kraft und kunden aus und sollen Abweichungen der
beinhaltet Änderungen und Klarstellungen zu Netzfrequenz verhindern.
externen Fahrplänen, Erzeugungsfahrplänen > Sekundärregelung: Anlagen der Sekun-
und Verfügbarkeitsfahrplänen. därregelung kommen zum Einsatz, wenn
Ungleichgewichte länger als 30 Sekunden
Die Kapitel 7 „Elektronischer Austausch von andauern und sollen die Netzfrequenz von
Netzabrechnungsdaten“ und 11 „Datenfor- 50 Hz wiederherstellen.
mat zur Übermittlung von Verbrauchsdaten > Tertiärregelung: Anlagen der Tertiärre-
intelligenter Messgeräte vom Netzbetreiber gelung oder „Minutenreserve“ lösen die
an den Lieferanten gem. §2 DAVID-VO“ wur- Anlagen der Sekundärregelung ab, wenn
15// Maßgebliche Entwicklungen // Der Strommarkt // Der Gasmarkt // Gemeinsame Strom- und Gasthemen
Ungleichgewichte länger als 15 Minuten rungsbehörde, die Geschäftsbedingungen
bestehen. der APCS zu genehmigen.
> Ungewollter Austausch: Ist die Anpassung
innerhalb der Regelzone nicht ausreichend Die Beschaffung der Regelreserveprodukte er-
bzw. nicht möglich, so erfolgt der Ausgleich folgt über wettbewerbliche Ausschreibungen
durch einen ungewollten Austausch mit durch den Regelzonenführer APG. Die teilneh-
den umliegenden Regelzonen im ENTSO-E- menden Anlagen müssen hohe technische
Verbund. Anforderungen erfüllen. Primär- und Tertiär-
regelung werden bereits seit dem Jahr 2010
Die Abweichung vom abgegebenen Fahrplan, (Primärregelung) bzw. 2001 (Tertiärregelung)
zum Beispiel aufgrund von Prognoseabwei- auf diese Weise kontrahiert. Die Sekundärre-
chungen in einer Bilanzgruppe, verursacht gelung wurde bis zum Jahr 2011 durch bilate-
Ausgleichsenergie. Die saldierte Ausgleichs- rale Verträge mit einzelnen Kraftwerksbetrei-
energie über alle Bilanzgruppen einer Regel- bern beschafft. Mit 1. Januar 2012 erfolgte
zone ergibt den Regelenergiebedarf, für des- auch hier die Umstellung auf einen wettbe-
sen Bereitstellung der Regelzonenführer zu werblichen Ausschreibungsmechanismus.
sorgen hat. Der ungewollte Austausch im ENTSO-E-Ver-
bund wird mittels Kompensationsprogramm
Die Bilanzierung der Ausgleichsenergie er- über die Strombörse EXAA ausgeglichen.
folgt in Österreich, im Gegensatz zu den
meisten anderen Mitgliedstaaten, über eine Um den mengen- und preisbedingten Kosten-
unabhängige Verrechnungsstelle, die vom steigerungen bei der Beschaffung der Regel-
Regelzonenführer beauftragt wird. Seit In- reserve entgegenzuwirken, hat die E-Control
krafttreten der Kooperationsvereinbarung eine Informationskampagne für potenzielle
zwischen der APG und der Vorarlberger Über- Marktteilnehmer am österreichischen Re-
tragungsnetz GmbH wird diese Aufgabe für gelreservemarkt gestartet. Diese Kampagne
das gesamte österreichische Netzgebiet von wird von weiteren Maßnahmen begleitet, wie
der Austrian Power Clearing and Settlement der Erhebung und ggf. der Beseitigung mög-
(APCS) ausgeführt. licher Markteintrittsbarrieren, der Förderung
einer verbraucherseitigen Beteiligung am Re-
Die Marktregeln für Ausgleichsenergie sind gelreservemarkt, der Senkung der minimalen
in den „Sonstigen Marktregeln“ bzw. in den Poolgröße, der Abschaffung der minimalen
„Allgemeinen Geschäftsbedingungen“ der Größe pro Anlage, der Anpassung von Markt-
Verrechnungsstelle festgelegt. Während die regeln in Abstimmung mit dem Regelzonen-
Marktregeln von der Regulierungsbehörde in führer sowie der Förderung von Initiativen zu
Zusammenarbeit mit den Marktteilnehmern grenzüberschreitenden Vernetzungen des
erstellt werden, ist es Aufgabe der Regulie- Regelreservemarktes.
16Ein Beispiel hierfür stellt die „Imbalance- damit einhergehende Energiepreisentwick-
Netting-Cooperation“ dar, die seit Mai 2013 lung sowie die reduzierte Stromproduktion
gemeinsam mit dem slowenischen Übertra- aus konventionellen Kraftwerken.
gungsnetzbetreiber ELES durchgeführt wird.
Im Rahmen der Zusammenarbeit werden Während der Übertragungsnetzgesellschaft
Erzeugungsüberschüsse oder -unterdeckun- APG im Winter aufgrund der an das Netz an-
gen in einer Regelzone zum Ausgleich der geschlossenen und in Betrieb befindlichen
jeweils anderen Regelzone verwendet, um Wärmeerzeugung ausreichend thermische
notwendige Sekundärregelenergieabrufe zu Kapazitäten zur Verfügung stehen, müssen
verringern. Diese Maßnahme führte bereits im Sommer zunehmend Kapazitäten expli-
zu Kosteneinsparungen im einstelligen Mil- zit gesichert werden, um den vorhandenen
lionenbereich. Darüber hinaus nimmt Öster- Kraftwerkspark bei der Bewältigung dieser
reich seit April 2014 an der International Grid Herausforderungen zu ergänzen.
Control Cooperation (IGCC) teil, die Regelzo-
nenabweichungen mit neun Übertragungs- Nach einem mit der E-Control abgestimmten
netzbetreibern aus Deutschland, Dänemark, Auswahlprozess sicherte sich die APG auch
den Niederlanden, der Schweiz, Tschechien für diesen Sommer thermische Kraftwerkska-
und Belgien saldiert. Die Einsparungen liegen pazitäten. Zur Stabilisierung des Stromnetzes
inzwischen im zweistelligen Millionenbereich. wurden zwei Kraftwerke mit einer Kapazität
Angesichts dieser positiven Entwicklungen ist von zusammen ca. 800 Megawatt (MW) aus-
eine Ausdehnung der Kooperation auf weite- gewählt. Dies entspricht in etwa der Leistung
re Nachbarländer geplant. von vier großen Donaukraftwerken. Die bei-
den Anlagen mit einer installierten Leistung
Die eingeleiteten nationalen Initiativen zur von jeweils ca. 400 MW stehen damit vom
Belebung des Regelreservemarktes und die 1. Mai bis zum 30. September als sogenann-
internationalen Kooperationen bewirken te Sommerreserve zur Verfügung. Diese Ver-
nachweislich eine Eindämmung der Kosten einbarung wurde für einen Zeitraum von drei
für Regelreserve. Jahren getroffen. Der Auswahlprozess wurde
transparent und nach einem klaren wirtschaft-
VERSORGUNGSSICHERHEIT, lichen und auf die technische Wirksamkeit be-
SOMMERRESERVE zogenen Kriterienkatalog durchgeführt.
Zusätzlich zu den bekannten bestehenden
Nord-Süd-Lastflüssen stellten zunehmend Bereits 2014 sicherte sich die APG erstmals
auch die Ost-West-Lastflüsse die Netze vor über einen Zeitraum von sieben Wochen ther-
neue Herausforderungen. Gründe für die mische Kraftwerke. Die vorrätig gehaltenen
über die Jahre geänderten Lastflüsse sind die Kapazitäten wurden phasenweise auch abge-
Erzeugung aus erneuerbaren Energien, die rufen.
17// Maßgebliche Entwicklungen // Der Strommarkt // Der Gasmarkt // Gemeinsame Strom- und Gasthemen
INVESTITIONEN IN DIE ÖSTERREICHISCHE Größere Investitions- bzw. Erneuerungspro-
STROMNETZINFRASTRUKTUR jekte wurden vor allem bei Verteilernetzbe-
Aufgrund des liberalisierten Strommarktes treibern in Oberösterreich und der Steiermark
und der damit verbundenen dynamischen abgeschlossen. Es wurde überwiegend in Lei-
Veränderungen sind sowohl die Anforde- tungserneuerung sowie Kapazitätserweite-
rungen an die Verteilnetz- als auch jene an rung investiert, um der Versorgungssicherheit
die Übertragungsnetzinfrastruktur stark und dem hohen Anschluss- und Einspeisebe-
gestiegen. Der marktpreisbestimmte Kraft- darf der erneuerbaren Energien (vorrangig
werkseinsatz, steigender Stromverbrauch, Windenergie) gerecht zu werden. Wiederum
neue Kraftwerksprojekte und der enorme gestiegen, aber weiter auf moderatem Ni-
Ausbau erneuerbarer Energieträger führen veau, waren Investitionen in „smarte“ Tech-
zunehmend zu hohen Netzbelastungen und nologien (Smart Meter, Smart Grids).
Engpässen. Zur zukünftigen Gewährleistung
der Versorgungssicherheit sind deshalb Netz- Im Übertragungsnetz werden derzeit vorran-
ausbauten im Übertragungsnetz in Öster- gig Projekte zur Erweiterung und zum Aus-
reich, aber vor allem auch in den Nachbarlän- bau der Umspannwerke durchgeführt. Ein
dern dringend erforderlich. weiterer Schwerpunkt liegt auf den Kapazi-
tätserweiterungen des Leitungsnetzes. Im
ENTWICKLUNG DER BRUTTO-INVESTITIONEN IM STROMNETZ in TEUR
800.000
Übertragungsnetz
Verteilnetz 700.000
600.000
500.000
400.000
300.000
200.000
Abbildung 4 100.000
Entwicklung der Brutto-
0
Investitionen im Stromnetz 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
inkl. Übertragungsnetz
betreiber
Quelle: E-Control – aggregierte Unternehmensdaten Anlageklassen 2014; AHK inkl. BKZ
18Jahr 2015 kann mit einem ähnlich hohen bereits erwähnt, primär Aufrüstungsinvesti-
Niveau der Investitionstätigkeit wie 2014 tionen im Vordergrund. Die vorteilhaften re-
gerechnet werden. Dies ist vor allem auf die gulatorischen Rahmenbedingungen für die
schon erwähnte Umrüstung der Netzinfra- Unternehmen bieten weiterhin nicht nur die
struktur sowie den erhöhten Kapazitäts- und entsprechende Abgeltung in Form kosten-
Netzanschlussbedarf aufgrund erneuerbarer orientierter Netzentgelte, sondern auch die
Energien im Verteilnetzbereich zurückzufüh- nötigen Anreize, notwendige Investitionen
ren. Für den Übertragungsnetzbereich wird zeitgerecht durchzuführen.
die Entscheidung über die Investition für den
„380-kV-Ringschluss“ in Form der Umsetzung NETZENTWICKLUNGSPLAN (NEP)
des 380-kV-Salzburg-II-Leitungsprojektes Gemäß § 39 Abs. 1 ElWOG ist die E-Control
Ende dieses Jahres relevant sein. Eine Rea- mit der Überwachung der Netzentwicklungs-
lisierung dieses Projektes würde in den kom- pläne (NEP) der Übertragungsnetzbetreiber
menden Jahren zu einem markanten Inves- beauftragt. In diesem Zusammenhang wur-
titionsanstieg im Übertragungsnetzbereich den 2014 von den Übertragungsnetzbetrei-
führen und gleichzeitig die Versorgungssi- bern Austrian Power Grid (APG) und Vorarl-
cherheit deutlich verbessern. berger Übertragungsnetz (VÜN) gemäß § 37
ElWOG erneut Netzentwicklungspläne einge-
Abbildung 4 stellt die Entwicklung der Inves- reicht und Ende des Jahres vom Vorstand der
titionen im Stromverteil- und Übertragungs- E-Control per Bescheid genehmigt.
netz der vergangenen elf Jahre dar. Bis zum
Jahr 2013 ist ein kontinuierlicher Anstieg Übertragungsnetzbetreiber sind verpflichtet,
der Investitionstätigkeiten erkennbar. Einer- jährlich Zehnjahresnetzentwicklungspläne zu
seits basiert dies auf neuen Projekten im erstellen. Diese haben Szenarien als Grund-
Übertragungs- und Verteilernetz, anderer- lage für Projekte von nationalem und interna-
seits haben auch vermehrte Erneuerungs- tionalem Interesse, Kostenabschätzungen,
investitionen in das Bestandsnetz zu dieser Risikoanalysen sowie die einzelnen Projekte
Entwicklung beigetragen. Für die kommen- mit detaillierter Beschreibung zu beinhalten.
den Jahre wird ein leichtes Abflachen des In- Die Netzentwicklungspläne sind sowohl von
vestitionsniveaus erwartet, da der Großteil den Übertragungsnetzbetreibern selbst als
der Erweiterungs- sowie Erneuerungsprojek- auch von der E-Control zu konsultieren. An-
te abgeschlossen sein wird. Der zukünftige schließend erfolgt eine Prüfung auf techni-
Fokus im Verteilnetz wird vor allem auf der sche und wirtschaftliche Sinnhaftigkeit der
Integration erneuerbarer Energien (Wind & Projekte durch die E-Control, die in einem wei-
Solar) sowie dem Roll-out der Smart Meter teren Schritt positiv bewertete Projekte per
liegen. Im Übertragungsnetz stehen, wie Bescheid genehmigt. Netzentwicklungspläne
19// Maßgebliche Entwicklungen // Der Strommarkt // Der Gasmarkt // Gemeinsame Strom- und Gasthemen
beinhalten Projekte in nationalem bzw. euro- von „Projects of Common Interest (PCI)“ auf
päischem Interesse, Netzverbund- und Netz- europäischer Ebene, basierend auf dem Ener-
anschlussprojekte sowie seit 2012 auch Pro- gieinfrastrukturpaket der EU, ist eine fundier-
jekte, die keinen vollständigen Neubau von te Analyse der österreichischen Netzausbau-
Leitungen erfordern, sondern die Adaption projekte wichtig und eine intensive und gute
des bestehenden Netzes zur Leistungsstei- Zusammenarbeit der unterschiedlichen Be-
gerung und zu einem optimierten Betrieb be- teiligten ausschlaggebend für eine optimale
inhalten. Dieses Vorgehen nach dem „NOVA Förderung der österreichischen Interessen.
Prinzip“ (Netzoptimierung vor -verstärkung
und -ausbau) wurde seitens der E-Control po- ÖKOSTROM
sitiv bewertet. Bei den unterstützten Ökostrommengen
konnte im Jahr 2014, verglichen mit dem
Im heurigen Jahr wurde der Prozess der NEP- Jahr 2013, eine Steigerung um 15% erzielt
Genehmigung in mehreren Punkten weiter werden. Der größte mengenmäßige Zuwachs
entwickelt. Die Abfrage erfolgt nun nach einem wurde mit 670 GWh, wie in den Jahren zuvor,
standardisierten Schema. Dies ermöglicht eine im Bereich der Windkraft verzeichnet. Den
strukturiertere und detailliertere Prüfung der größten prozentuellen Zuwachs innerhalb
Daten und bietet künftig einen leichteren Da- einer Kategorie gab es bei der Photovoltaik
tenvergleich aufeinanderfolgender Jahre. mit einer Steigerung um 63 Prozent. Im Be-
Vor allem in Zusammenhang mit der Auswahl reich fester Biomasse und Biogas kam es bei
UNTERSTÜTZTE ÖKOSTROMMENGEN in GWh
Energieträger 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Windkraft 366 924 1.328 1.738 2.019 1.988 1.915 2.019 1.883 2.386 2.970 3.640
Biomasse fest 99 313 553 1.086 1.631 1.900 1.958 1.987 1.969 1.983 2.013 1.941
Biogas 42 102 220 358 440 503 525 539 520 554 544 543
Biomasse flüssig 2 18 33 54 71 36 39 30 12 0 0 0
Photovoltaik 11 12 13 13 15 17 21 26 39 101 215 351
Anderer unterstützter 78 76 65 55 54 52 46 45 41 32 26 21
Ökostrom
Summe „Sonstiger“ 598 1.445 2.212 3.304 4.230 4.496 4.503 4.647 4.464 5.057 5.769 6.496
Ökostrom
Kleinwasserkraft 3.386 3.995 3.561 1.806 1.527 945 644 1.258 988 1.095 1.371 1.703
Summe unterstützter 3.984 5.440 5.773 5.110 5.757 5.441 5.147 5.905 5.452 6.152 7.140 8.199
Ökostrom
Tabelle 3
Entwicklung der unterstützten Ökostrommenge
Quelle: OeMAG
20den eingespeisten Mengen zu einem leichten überwiegend zu leichten Rückgängen. Eine
Rückgang. In Tabelle 3 wird die Entwicklung Ausnahme stellt die flüssige Biomasse dar,
der unterstützten Ökostrommengen darge- deren Leistung sich um 44% verringerte.
stellt.
Diese Entwicklung spiegelt sich auch in der
Die Entwicklung der Engpassleistung jener Anzahl der Anlagen wider, am deutlichsten im
Anlagen, die in einem Vertragsverhältnis mit Bereich Photovoltaik und Windkraft. In diesen
der OeMAG stehen, wird in Tabelle 4 dar- Bereichen wurden 1.711 neue Photovoltaik-
gestellt. Parallel zur Entwicklung der einge- und 80 neue Windkraftanlangen registriert.
speisten Menge wurde auch hier der größte Die Anzahl der Anlagen im Bereich der flüs-
Zuwachs im Bereich der Windkraft realisiert. sigen Biomasse ging von 32 auf 27 zurück.
Die installierte Leistung bei der Photovoltaik Insgesamt standen 2014 um 1.840 Anlagen
konnte um 25% gesteigert werden, wobei die mehr unter Vertrag bei der OeMAG als 2013.
Photovoltaik hinter der Windkraft rangierte, Mit 1.711 Anlagen stellten Photovoltaikanla-
die eine Steigerung von 27% verzeichnen gen wie auch in den vergangenen Jahren die
konnte. Bei den übrigen Technologien kam es überwiegende Mehrheit der Neuanlagen dar.
ENTWICKLUNG DER ENGPASSLEISTUNG JENER ÖKOSTROMANLAGEN IM VERTRAGSVERHÄLTNIS
MIT ÖKO-BGV (bzw. OeMAG) ZUM ANGEGEBENEN STICHTAG in MW
Vertragsverhältnis mit Öko-BGVs Vertragsverhältnis mit OeMAG 1)
zum Jahresende (Stand 31.12.) zum Jahresende (Stand 31.12.)
Energieträger 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Biogas 15,0 28,4 50,7 62,5 74,9 76,2 77,0 79,2 79,8 81,2 82,5 80,5
Biomasse fest 41,1 87,5 125,9 257,9 309,1 311,7 313,4 324,9 325,4 319,8 321,5 318,6
Biomasse flüssig 2,0 6,8 12,4 14,7 16,5 14,5 9,6 9,4 9,4 8,7 5,0 2,8
Deponie- und Klärgas 22,7 20,3 21,2 13,7 21,4 21,2 21,1 21,2 16,0 16,6 15,8 14,3
Geothermie 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
Photovoltaik 14,2 15,1 15,4 15,3 18,8 21,7 26,8 35,0 54,7 172,1 323,9 404,4
Windkraft 395,6 594,6 816,9 953,5 972,0 960,9 984,1 988,2 1.055,8 1.306,8 1.555,4 1.980,6
Summe „Sonstiger“ 491,4 753,6 1.043,4 1.318,5 1.413,6 1.407,1 1.432,9 1.458,7 1.542,1 1.906,2 2.305,0 2.802,1
Ökostrom
Kleinwasserkraft bis 858,1 851,5 709,7 320,9 380,2 124,7 200,9 303,8 242,2 276,0 342,3 390,9
10 MW (unterstützt) 2)
Summe„Sonstiger“ 1.349,5 1.605,1 1.753,1 1.639,3 1.793,8 1.531,8 1.633,8 1.762,5 1.784,3 2.182,2 2.647,3 3.193,0
Ökostrom und
Kleinwasserkraft
1) Ökostromanlagen mit Vertragsverhältnis mit OeMAG, die bereits in Betrieb sind
2) Diejenigen Kleinwasserkraftanlagen, die in keinem Vertragsverhältnis mit den Öko-BGVs bzw. mit der OeMAG stehen und anstelle der verordneten Einspeisetarife Marktpreise in freier Vereinbarung
mit Stromlieferanten beziehen, sind in diesen Werten nicht enthalten.
Tabelle 4
Entwicklung der Engpassleistung
Quelle: E-Control, Öko-BGV, OeMAG – vorläufige Werte, Stand April 2015
21// Maßgebliche Entwicklungen // Der Strommarkt // Der Gasmarkt // Gemeinsame Strom- und Gasthemen
ENERGIELENKUNG Die in diesen Übungen gemachten Erfahrun-
Gemäß Energielenkungsgesetz 2012 (EnLG gen bilden eine Ausgangsbasis für weiter-
2012) idF des BGBl. I Nr. 41/2013 obliegen gehende Aktivitäten.
der E-Control die Vorbereitung und Koordinie-
rung der wesentlichen im Rahmen der Ener- IKT UND CYBER-SICHERHEIT
gielenkung notwendigen Aktivitäten sowohl Eine funktionierende und rund um die Uhr
im Elektrizitäts- als auch im Erdgasbereich. verfügbare Energieversorgung ist zunehmend
Die dafür erforderlichen Daten werden auf von intakten Informations- und Kommunikati-
Basis der Energielenkungsdaten-Verordnung onstechnologien (IKT) abhängig. Dies gilt im
erhoben, die im Jahr 2014 angepasst wur- Besonderen für einen sicheren Netzbetrieb.
de, um mehr Informationen über vorhandene Zum Schutz gegen potenzielle Bedrohungen
Flexibilitäten bzw. Randbedingungen im Fern- für diese IKT-Systeme wurden die gemeinsam
wärme-Bereich zu bekommen. mit der heimischen Elektrizitäts- und Erd-
gaswirtschaft etablierten Initiativen zur Ver-
Weiters werden regelmäßig Übungen zur Da- besserung des Schutzniveaus weitergeführt
tenübermittlung im Engpassfall in Koopera- und Maßnahmen zur Risikoidentifikation, -be-
tion mit den Marktteilnehmern und den Be- wertung und -minderung umgesetzt. Mit der
hörden durchgeführt. Dabei werden Abläufe Teilnahme der E-Control an der bisher größ-
zwischen den bundesweiten, regionalen und ten europäischen Cyber-Sicherheitsübung
lokalen Organisationen insbesondere im „Cyber Europe 2014“, bei der mehr als 600
Zusammenhang mit generellen Einschrän- Sicherheitsakteure aus ganz Europa mitwirk-
kungen im Rahmen des Landesverbrauchs ten, wurden technische und organisatorische
sowie im Falle konkreter Kontingentierungs- Maßnahmen für den Krisenfall in einem si-
maßnahmen für einzelne Industriestandorte cheren Umfeld getestet und so das Schutzni-
getestet. veau verbessert.
Internationales
REGIONAL INITIATIVES – von den Projektpartnern eine Projektstruktur
ENGPASSMANAGEMENT und ein Projektmanagement errichtet werden,
In der Region CEE wurden die Projektarbeiten zusätzlich wird am konkreten Projektplan und
der TSOs und Börsen zur Vorbereitung eines -budget gearbeitet. Besonderes Augenmerk
lastflussbasierten Market-Couplings fortge- richtet sich auch auf die Frage, wie angrenzen-
setzt. Die Fortschritte dazu gestalten sich je- de Nachbarländer, zum Beispiel Rumänien
doch noch nicht wie erhofft. Bislang konnte oder Kroatien, involviert werden können. Die-
22se Strukturfragen führen jedoch gleichzeitig auch diese Grenzen kurzfristig in das europä-
zu Verzögerungen, sodass zumindest bis zum ische Market-Coupling-System eingebunden
Jahr 2016 keine Umsetzung zu erwarten ist. werden.
Eine wesentliche Aufgabe besteht in weiterer
Folge darin, einen Zeitplan inklusive Testpha- Lastflussbasierte Kapazitätsberechnungen
sen zu spezifizieren, der durch eine möglichst waren, obwohl als europäisches Zielmodell
enge Koordination mit benachbarten Regio- definiert, praktisch nicht umgesetzt worden.
nen gekennzeichnet ist. Nach längerfristiger Vorarbeit konnten die
TSOs der Region Central-West Ende des Jah-
Wesentliche Fortschritte konnten in der Re- res 2014 ein System vorstellen und mit Mai
gion Central-South erzielt werden. Im Jahr 2015 erfolgreich implementieren. Durch un-
2014 wurde von TSOs und Börsen ein Mar- geplante Ausfälle von relevanten Kraftwer-
ket-Coupling vorbereitet, das nach einer po- ken in Belgien musste die Einführung im Jahr
sitiv verlaufenen Testphase im Februar 2015 2014 noch verschoben werden. Durch zu-
erstmals direkt an einer österreichischen sätzliche Überprüfungen und Verbesserungs-
Grenze (zu Italien) in Betrieb genommen wer- maßnahmen konnte aber Anfang des Jahres
den konnte. Die bisherigen Ergebnisse sind 2015 der Start von den Regulierungsbehör-
zufriedenstellend und zeigen eine effizien- den genehmigt werden. Die Teilnahme der
tere Vergabe der täglichen grenzüberschrei- APG hat sich insofern verstärkt, als seit Ende
tenden Kapazitäten. Nachdem lediglich die des Jahres 2014 auch die Daten über die ös-
Grenze zwischen Italien und Österreich von terreichische Netzsituation direkt eingeliefert
dieser Entwicklung betroffen ist, wird als und berücksichtigt werden.
nächster Schritt eine Ausweitung auf die
Grenze zwischen Slowenien und Österreich Österreich ist auch für Intraday-Vergaben
geprüft bzw. vorbereitet. an der Entwicklung der zukünftigen euro-
päischen Handelsplattform beteiligt. Durch
Parallel wurde von den TSOs und Börsen die große Anzahl der involvierten Börsen
aus Frankreich, Deutschland, der Schweiz und TSOs sowie die komplexen Prozesse zur
und Österreich die Anbindung der Schweizer Beschaffung der erforderlichen IT-Lösung
Nordgrenzen über implizite Auktionen an das kommt es jedoch immer wieder zu Verzö-
bestehende europäische System vorbereitet. gerungen. Mehrere geplante Projektmeilen-
Wegen politisch nicht geklärter Fragen zur steine konnten im Jahr 2014 nicht eingehal-
Einbindung der Schweiz in den rechtlichen ten werden. Durch die enge Einbindung der
Rahmen der Europäischen Union konnte je- Europäischen Kommission und ACER soll
doch bisher keine praktische Anwendung an ein rascherer Projektfortgang ermöglicht
diesen Grenzen erfolgen. Sobald die politi- werden.
schen Diskussionen beendet sind, können
23// Maßgebliche Entwicklungen // Der Strommarkt // Der Gasmarkt // Gemeinsame Strom- und Gasthemen
In Bezug auf die Marktintegration im Groß- nahmen in kritischen Netzsituationen beglei-
handelsbereich sind in den vergangenen tet. Neben der kurzfristigeren Abstimmung
Monaten verstärkt Diskussionen über die wird nunmehr auch die Kostentragung auf
gemeinsame deutsch-österreichische Preis- eine verursachungsgerechtere Basis gestellt.
zone entstanden. In diesem Zusammenhang Im Zuge des von den TSOs Ende des Jahres
forderte ACER ENTSO-E auf, eine Evaluie- 2014 entwickelten Verfahrens erteilten die
rung der Gebotszonen in Europa durchzu- Regulierungsbehörden die Zustimmung, die
führen. Der Prozess hierfür wird noch bis in Berechnungsmethode in eine Testphase
das Jahr 2016 reichen. Darüber hinaus hat überzuführen. Diese beginnt voraussichtlich
die Bundesnetzagentur im Rahmen der Er- Mitte 2015.
mittlung des Reservebedarfs für Redispatch
nach der Reserve-Kraftwerksverordnung für NETWORK CODES
den Winter 2019/20 ein Szenario mit einer Die Network Codes sind ein Kernstück des
Kapazitätsvergabe an der deutsch-österrei- dritten Binnenmarktpaketes und sollen die
chischen Grenze ermittelt. Für eine allfällige technische Zusammenarbeit und die Marktin-
Entscheidung über eine Kapazitätsvergabe tegration in Europa verbessern. Im Jahr 2014
sind jedenfalls die Vor- und Nachteile der wurde erstmals ein Network Code (Guideline)
unterschiedlichen Varianten vollständig ab- für den Elektrizitätsbereich im sogenannten
zuwägen. Grundsätzlich entsprechen grenz- „Cross-Border Committee“ der Mitgliedstaa-
überschreitende Marktgebiete dem Ziel des ten beschlossen. Die Guideline zu Kapazitäts-
europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes vergabe und Engpassmanagement wird etwa
und den Zielen der Energie-Union-Initiative Mitte 2015 in Kraft treten und die Engpass-
der Europäischen Kommission. managementverfahren weiter harmonisieren
bzw. effizienter gestalten.
REDISPATCH – TSO SECURITY
COOPERATION (TSC) Da der Prozess zur Vorbereitung der Codes,
Die Kooperation der APG in der TSC-Initiati- zur Beschlussfassung und zum Inkrafttreten
ve, an der sich auch eine große Anzahl von eine umfassende und detaillierte Zusammen-
Übertragungsnetzbetreibern (aus Dänemark, arbeit zwischen Europäischer Kommission,
den Niederlanden, Deutschland, der Schweiz, Übertragungsnetzbetreibern und Regulato-
Kroatien, Slowenien, Ungarn, Tschechien ren erfordert, ist es in den vorangegangenen
und Polen) beteiligen, wurde weiter verfolgt Jahren zu Verzögerungen gekommen. Mittler-
und intensiviert. Maßgeblich hierfür war die weile existiert aber eine Reihe von Dokumen-
Gründung eines im gemeinsamen Eigentum ten, deren Beschlussfassung für die kom-
der TSOs stehenden Unternehmens. Diese menden Monate vorgesehen ist. Einerseits
positive Entwicklung wurde von einer verbes- handelt es sich hierbei um Network Codes
serten Abstimmung von multilateralen Maß- zu Netzanschlüssen von Erzeugungsanlagen,
24Verbrauchern und Hochspannungs-Gleich- Kapazitätsvergabe. Damit ergibt sich für die
strom-Kabelverbindungen, andererseits um Marktgestaltung in Österreich mittelfristig ein
Network Codes zu Übertragungsnetzbetrieb entsprechender Umsetzungsbedarf.
und Betriebsplanung und zu langfristiger
Wettbewerb am Großhandelsmarkt
Am Day-ahead-Markt für die Lieferzone 32,76 Euro/MWh an der EPEX kaum einen
Deutschland/Österreich findet der börsliche merklichen Unterschied aus. Dies war in beiden
Handel sowohl an der EXAA als auch an der Fällen ein Rückgang von rund 5 Euro/MWh
europäischen Strombörse EPEX Spot statt. gegenüber dem Vorjahr. Die Peakstunden
Im Jahr 2014 wurden an der österreichischen bewegten sich 2014 im Mittel um rund
EXAA 7,83 TWh Strom gehandelt, an der EPEX 38 Euro/MWh. Im Vergleich zu den benach-
262,9 TWh für die Handelszone DE-AT bei barten Marktgebieten war dies etwas günsti-
einem Gesamt-Day-ahead-Handelsvolumen ger, die Vergleichswerte für Grundlast lagen
von 382 TWh. Während das Handelsvolumen in Frankreich bei 34,63 Euro/MWh und in der
für die EXAA gleich blieb, konnte die EPEX ihre Schweiz bei 36,79 Euro/MWh. Abbildung 5
Volumina weiter steigern. An der EXAA wurde zeigt dabei die Preisentwicklung im Zeitab-
im Jahr 2014 in kleinerem Umfang ebenfalls lauf, wobei vor allem in den Sommermonaten
ein Grünstrom-Produkt gehandelt, wobei hier, ein deutlicher Preisrückgang zu beobachten
wie zu erwarten, Aufschläge gegenüber dem ist. Hauptgründe für die entspannte preisli-
Standardprodukt zu beobachten waren. Im che Situation waren die Rekord-Einspeisung
September 2014 startete die EXAA zudem der günstigen Braunkohle und der Erneuerba-
mit dem Viertelstundenhandel, wobei das ren. Auch die Preise für Emissionszertifikate
Prinzip der Arbitrage-Freiheit gilt, so dass der lagen im Jahr 2014 durchwegs auf äußerst
Preis für die Stunde immer dem Mittelwert niedrigem Niveau.
aus den Viertelstunden entspricht. Auch die
EPEX startete im deutschen Intraday-Markt Deutlich geringer fiel das Volumen am Intra-
einen Viertelstundenhandel. day-Markt aus, hier belief sich der Fließhan-
del für die Lieferzonen AT/DE auf 26,4 TWh,
Da die Preisunterschiede an der EXAA und allerdings war der Zuwachs gegenüber dem
der EPEX lediglich durch unterschiedliche Vorjahr mit über 33% beträchtlich. Die Ur-
Preislimits und Auktionszeiten bedingt sind, sache dafür lag in einer weiteren Zunahme
wiesen die Durchschnittswerte für „Base“ der Einspeisung von fluktuierenden Erneu-
mit 32,90 Euro/MWh an der EXAA und erbaren und der Notwendigkeit des kurzfris-
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