ORIENTIEREN. WO IMMER RAHMENBEDINGUNGEN WICHTIG SIND - MARKTBERICHT 2017 NATIONALER BERICHT AN DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION - E-Control
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MARKTBERICHT 2017
NATIONALER BERICHT AN DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION
ORIENTIEREN.
WO IMMER RAHMENBEDINGUNGEN WICHTIG SIND.
PROFITIEREN. WO IMMER SIE ENERGIE BRAUCHEN.INHALT Maßgebliche Entwicklungen 6 > Gemeinsame deutsch-österreichische Strompreiszone 6 > Strom- und Gasmarkt in Kennzahlen 7 > Maßgebliche regulatorische Entwicklungen 13 > Sicherheit der Strom- und Gasversorgung 14 Strommarkt 21 > Regulierung der Netze: Kostenermittlung und Tarifierung Strom im Jahr 2016 21 > Investitionen in die österreichische Stromnetzinfrastruktur 23 > Wettbewerb am Strommarkt 24 Gasmarkt 40 > Regulierung der Netze: Kostenermittlung und Tarifierung Gas im Jahr 2016 40 > Investitionen in die österreichische Gasnetzinfrastruktur 44 > Wettbewerb am Gasmarkt 48 Services für Endkunden 60 > Tarifkalkulator für Haushalte 60 > Tarifkalkulator für Gewerbebetriebe 60 > KMU Energiepreis-Check 60 > Onlineaktivitäten 61 > Endkundenberatung 62 > Die Schlichtungsstelle der E-Control 63 > Leistbarkeit und Energiearmut 66 > Wirksamkeit der Maßnahmen zum Schutz der Kunden 67 Abkürzungsverzeichnis 70
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1: Von der OeMAG (ÖKO-BGVs) abgenommene Ökostrommengen
in den Jahren 2003 bis 2016 8
Abbildung 2: Jännervergleich der tatsächlichen Nettoeinspeisung (nach Technologien) 14
Abbildung 3: Jännervergleich der tatsächlichen energetischen Bedarfsdeckung nach Technologien 15
Abbildung 4: Natürliche und potenzielle Bedarfsdeckung (öffentliches Netz) 16
Abbildung 5: Energetische Prognose für das Jahr 2030 (nach Technologien und Szenarien) 17
Abbildung 6: Versorgungssicherheit Gas 19
Abbildung 7: Absatzszenarien Gas 20
Abbildung 8: Netzentgeltentwicklung Österreichstruktur 22
Abbildung 9: Terminmarkt Entwicklung 25
Abbildung 10: Spotmarkt Entwicklung 25
Abbildung 11: Entwicklung Regelreservekosten 27
Abbildung 12: Entwicklung des Strompreises (Komponenten nominal, Gesamtpreis real Jahr 2000 = 100) 31
Abbildung 13: Energiepreise Strom für Haushaltskunden im jeweiligen Netzgebiet
(exkl. Energie, Netz, Steuern und Abgaben) ohne Rabatte, Standardprodukt
des lokalen Lieferanten, 3.500 kWh/Jahr 32
Abbildung 14: Entwicklung Einsparpotenzial (Energiekosten inkl. Umsatzsteuer)
eines Musterhaushaltes (3.500 kWh/Jahr) durch den Wechsel vom angestammten
zum günstigsten Stromlieferanten 34
Abbildung 15: Strompreis eines Gewerbebetriebes nach Bundesländern (November 2016) 35
Abbildung 16: Entwicklung Industriestrompreise 35
Abbildung 17: Quartalsweise Entwicklung von Wechselraten und Anzahl der gewechselten Zählpunkte 37
Abbildung 18: Haushaltsstrompreise (Energie, Netz, Steuern und Abgaben) im europäischen Vergleich
(1. Halbjahr 2016, Gruppe DC 2.500 kWh – 5.000 kWh/Jahr) 39
Abbildung 19: Entwicklung der Gas-Tarifierungsmenge 41
Abbildung 20: Entgeltentwicklung Gas-Netznutzungsentgelt Ebene-3-Musterkunde 42
Abbildung 21: Entgeltentwicklung Gas-Netznutzungsentgelt Ebene-2-Musterkunde 43
Abbildung 22: Preisentwicklung Day-ahead 48
Abbildung 23: Entwicklung CEGH 49
Abbildung 24: Entwicklungen Gas- und Ölpreise 50
Abbildung 25: Buchung und Nutzung des Speichervolumens der österreichischen Gasspeicher 52
4Abbildung 26: Speicherstände 53
Abbildung 27: Gaspreisentwicklung Haushalte gewichtet in Cent/kWh
(Komponenten nominal, Gesamtpreis real Jahr 2000 = 100) 54
Abbildung 28: Entwicklung der Gaspreise für Haushaltskunden im jeweiligen Netzgebiet
(Energie inkl. unbedingter Rabatte, ohne Netz, Steuern und Abgaben)
Standardprodukt des lokalen Lieferanten, 15.000 kWh/Jahr 54
Abbildung 29: Entwicklung Einsparpotenzial (Energiekosten inkl. Umsatzsteuer) eines
Musterhaushaltes (15.000 kWh/Jahr) durch den Wechsel vom angestammten
zum günstigsten Gaslieferanten 55
Abbildung 30: Gaspreis eines Gewerbebetriebes nach Bundesländern (November 2016) 56
Abbildung 31: Entwicklung Industriegaspreise 56
Abbildung 32: Quartalsweise Entwicklung von Wechselraten und Anzahl der gewechselten Zählpunkte 58
Abbildung 33: Haushaltsgaspreise (Energie, Netz, Steuern und Abgaben) im europäischen Vergleich
(1. Halbjahr 2016, Gruppe D2 20 GJ bis 200 GJ/Jahr) 59
Abbildung 34: Beschwerdegründe 2015–2016 64
Tabellenverzeichnis
Tabelle 1: Indikatoren der Stromwirtschaft 7
Tabelle 2: Indikatoren der Gaswirtschaft 9
Tabelle 3: Analyse des Infrastrukturstandards 18
Tabelle 4: Wechselraten und Anzahl der gewechselten Zählpunkte 36
Tabelle 5: Projekte der FNB aus KNEP 2016 45
Tabelle 6: Projekte aus der langfristigen Planung 2016, LFP 2016, Anhang 1,
www.aggm.at/netzinformation/netzentwicklungspläne 47
Tabelle 7: Speicherunternehmen und Speicherkapazitäten in Österreich, Stand September 2016 51
Tabelle 8: Wechselraten und Anzahl der gewechselten Zählpunkte 57
Tabelle 9: Monitoring-Ergebnisse zu Maßnahmen zum Schutz der Kunden – 2016 68
5// Maßgebliche Entwicklungen // Strommarkt // Gasmarkt // Services für Endkunden // Abkürzungsverzeichnis
MASSGEBLICHE
ENTWICKLUNGEN
Gemeinsame deutsch-österreichische Strompreiszone
Der bis jetzt unbegrenzte Handel am Um die Übertragungskapazität im Netz
deutsch-österreichischen Strommarkt wird zusätzlich abzusichern, werden die Über-
mit 1. Oktober 2018 beschränkt. Die Spit- tragungsnetzbetreiber Deutschlands und
zen im Stromaustausch werden künftig ge- Österreichs ihre schon bestehende enge
kappt, der Stromhandel zwischen den tradi- Zusammenarbeit weiterführen. Österreichi-
tionell gut integrierten Märkten Deutschland sche Kraftwerke stehen im Rahmen dieser
und Österreich wird jedoch auch zukünftig Kooperation den deutschen und österreichi-
in großem Umfang möglich sein. Es können schen Übertragungsnetzbetreibern weiter-
4.900 Megawatt (4,9 Gigawatt) Strom durch hin für allenfalls erforderliches Redispatch
Langfristkapazitäten vergeben werden. Das zur Verfügung.
entspricht in etwa der Hälfte des österrei-
chischen Verbrauchs zu Spitzenzeiten. Das Ohne die jetzt erzielte Einigung hätte
sind die Eckpunkte einer Einigung, die im Deutschland die Vorbereitungsarbeiten
Mai 2017 zwischen den deutschen und und die Einführung eines Engpasses ein-
österreichischen Energieregulatoren Bun- seitig fortgesetzt, was für die österreichi-
desnetzagentur und E-Control erzielt wurde. schen Stromkunden und den Markt deutlich
Damit haben die jahrelangen Diskussionen schlechtere Bedingungen gebracht hätte.
zwischen der Bundesnetzagentur und der Durch die Einigung und die als nächsten
E-Control vorerst ein Ende erreicht. Durch das Schritt folgende weitere detaillierte Ausge-
Ergebnis bleibt der Stromhandel zwischen staltung wurde für alle Marktteilnehmer die
Deutschland und Österreich somit weitge- erforderliche sichere Planungsbasis zur wei-
hend im vom Markt benötigten Ausmaß offen. teren Vorgangsweise geschaffen.
Im täglichen Handel soll die Kapazitätsver- GEMEINSAMER STROMMARKT
gabe in die Region Central-West, die die SEIT RUND 15 JAHREN
Länder Frankreich, Belgien, Niederlande, Der gemeinsame Strommarkt zwischen
Luxemburg und Deutschland umfasst, inte- Deutschland und Österreich besteht seit der
griert werden. Dadurch kann sich die verein- Liberalisierung der Energiemärkte vor mehr
barte Kapazität von 4,9 Gigawatt um kurz- als 15 Jahren. Seither bilden Deutschland
fristige Handelskapazitäten erhöhen. und Österreich eine gemeinsame Preiszone,
in beiden Ländern gibt es also denselben
Zudem sollen zukünftig Stromhandelskapa- Großhandelspreis für Strom. Ausgangs-
zitäten mit einem weiteren Übertragungs- punkt für die Diskussion zur Trennung der
netzausbau etappenweise weiter erhöht wer- gemeinsamen Preiszone war die Stellung-
den, zum Beispiel durch den Bau der Leitung nahme der Agentur für die Zusammenarbeit
St. Peter – Isar. der Energieregulierungsbehörden (ACER)
6vom September 2015. Darin wurde gefor- und Österreich eine Kapazitätsvergabe ein-
dert, an der Grenze zwischen Deutschland zurichten.
Strom- und Gasmarkt in Kennzahlen
INDIKATOREN DER STROMWIRTSCHAFT wurden. Da die physikalischen Stromimpor-
In Österreich wurden im Berichtsjahr 2016 te einen vergleichsweise hohen Rückgang
mit insgesamt 70,3 TWh um 1% bzw. 0,7 TWh von 10,3% bzw. 3,0 TWh verzeichneten und
mehr elektrische Energie im Inland ver- die Exporte gleichzeitig um 0,6% zurückgin-
braucht als im Vorjahr. gen, reduzierten sich die Netto-Importe von
10,1 TWh auf nunmehr 7,2 TWh.
Nach einer vergleichsweise sehr niedrigen
Stromerzeugung der Wasserkraftwerke im Bezogen auf die einzelnen Technologien er-
Vorjahr von 40,5 TWh wurden 2016 mit gibt sich ein ähnliches Bild wie auch in den
42,8 TWh wieder um 2,3 TWh bzw. 5,7% mehr vergangenen Jahren. Den größten Erzeu-
erzeugt, wobei anzumerken ist, dass die Er- gungszuwachs gab es im Bereich der Wind-
zeugung der Speicherkraftwerke um 1,6% zu- kraft mit zusätzlichen 395 GWh. Bei der
rückging und die Erzeugung der Laufkraftwer- Biomasse wurden um 221 GWh mehr Strom
ke mit einem Erzeugungskoeffizienten von 1,0 erzeugt und bei der Photovoltaik waren es
im langjährigen Mittel lag. Die Erzeugung der 82 GWh.
Wärmekraftwerke stieg um 1,1% und erreich-
te 19,0 TWh. Hier ging die Erzeugung der koh- Prozentual bedeutet das für die einzelnen
lebefeuerten Kraftwerke um knapp ein Drittel Technologien eine Steigerung der unter-
zurück, während alle anderen Primärenergie- stützten Ökostrommengen von 2015 auf
träger stärker zur Stromerzeugung eingesetzt 2016 um:
INDIKATOREN DER STROMWIRTSCHAFT
GWh (2016) Veränderung zu 2015
Brutto Stromerzeugung 67.628 4,68%
Physikalische Importe 26.343 –10,30%
Physikalische Exporte 19.188 –0,63%
Pumpstromverbrauch 4.486 –11,20%
Inlandsstromverbrauch 70.297 0,99% Tabelle 1
Indikatoren der Strom
Jahresspitze (3. Mittwoche; MW) 11.197 2,77%
wirtschaft
Quelle: E-Control
7// Maßgebliche Entwicklungen // Strommarkt // Gasmarkt // Services für Endkunden // Abkürzungsverzeichnis
> Windkraft +7% Photovoltaik waren es 14,6%. Im Bereich von
> Photovoltaik +15% Biogas (+1%) konnte nach einem Rückgang
> Biomasse +3% von 2013 auf 2014 nach 2015 erneut eine
> Kleinwasserkraft +17% Steigerung erzielt werden. Im Bereich der
Kleinwasserkraft kam es nach einem Rück-
Obwohl die Wasserkraftwerke kleiner 10 MW gang im Jahr 2015 zu einer Steigerung auf
Erzeugung im Berichtsjahr 2016 mit 1.772 GWh für 2016.
6,0 TWh um 0,7 TWh oder 12,7% mehr Strom
erzeugten als im Vorjahr, kam es im Bereich INDIKATOREN DER GASWIRTSCHAFT
der Kleinwasserkraft trotz gestiegener kon- Nicht zuletzt bedingt durch den stärkeren
trahierter Leistung 2016 zu einem Rückgang Einsatz der gasbefeuerten Kraftwerke stieg
auf 1.519 GWh (1.703 GWh im Jahr 2015). die Gasabgabe an Endkunden im Berichts-
jahr 2016 um 4,1% oder 3,5 TWh bzw.
Wie seit 2011 basiert der Anstieg des An- 0,3 Mrd Nm3 gegenüber dem Vorjahr und er-
teils der abgenommenen Ökostrommengen reichte 87,9 TWh oder 7,8 Mrd Nm3. Damit
vorrangig auf einem Zuwachs im Bereich wurde knapp an das Verbrauchsniveau von
der Windkraft (siehe Abbildung 1). In diesem 2012/13 (94,9 TWh 2012 bzw. 91,0 TWh
Bereich stieg die erzeugte Strommenge von 2013) aufgeschlossen. Dennoch ist die wirt-
2015 auf 2016 um 7,4%. Im Bereich der schaftliche Situation für Gaskraftwerke insbe-
VON DER OEMAG ABGENOMMENE ÖKOSTROMMENGEN 2003 BIS 2016 in GWh
3.984 5.440 5.773 5.110 5.757 5.441 5.147 5.905 5.452 6.152 7.140 8.199 9.168 9.770
Kleinwasserkraft (OeMAG) 10.000
Anderer unterstützter Ökostrom 9.000
Photovoltaik 8.000
Biomasse flüssig
7.000
Biogas
6.000
Biomasse fest
5.000
Windkraft
4.000
3.000
2.000
Abbildung 1 1.000
Von der OeMAG (ÖKO-BGVs) 0
abgenommene Ökostrom 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
mengen in den Jahren 2003
bis 2016
Quelle: OeMAG, E-Control
8INDIKATOREN DER GASWIRTSCHAFT
GWh (2016) Veränderung zu 2015
Importe 497.365 5,66%
Produktion 12.594 –6,06%
Ausspeicherung 61.681 –5,20%
Exporte 416.996 2,55%
Einspeicherung 61.953 14,67%
Eigenverbrauch, Verluste 4.926 10,11%
Abgabe an Endkunden 87.880 4,13%
Max. Tagesverbrauch 24.591 18,89%
Tabelle 2
Min. Tagesverbrauch 3.559 7,52%
Indikatoren der Gaswirtschaft
Quelle: E-Control
sondere aufgrund des niedrigen Strom- und rätig gehalten wurden, womit der bisher
Kohlepreisniveaus weiterhin angespannt. Die- zweithöchste Speicherstand zu diesem Stich-
se sind daher nicht mehr im gleichen Ausmaß tag gegeben war. Auch der Füllungsgrad von
wie in den vergangenen Jahren im Einsatz. 65,6% – der um rd. 10 Prozentpunkte über
der inländischen Abgabemenge der letzten
Die Erdgasbilanz war 2016 durch eine deut- zwölf Monate liegt – wurde bisher nur selten
lich stärkere Befüllung der inländischen Erd- erreicht, wobei im dritten Quartal auch eine
gasspeicher als im Vorjahr gekennzeichnet Erhöhung des gesamten Speichervolumens
– netto wurden um 11,3 TWh bzw. 1,0 Mrd. um knapp 1 TWh gegeben war.
Nm3 mehr in die Speicher eingepresst –,
was eine starke Erhöhung der Netto-Importe MASSGEBLICHE MARKTENTWICKLUNGEN
zur Folge hatte. Dabei stand einer Erhöhung Strommarkt
der Exporte um 10,4 TWh bzw. 0,9 Mrd Nm3 Die Netzkodizes im Strombereich sind we-
eine gleichzeitige Erhöhung der Importe um sentlicher Bestandteil des 2009 in Kraft ge-
26,6 TWh bzw. 2,4 Mrd Nm3 gegenüber, so- tretenen dritten Energiebinnenmarktpakets
dass bilanziell der Verbrauchszuwachs aus der EU. Das dritte Paket schuf etwa den Ver-
den Importen gedeckt wurde. Insgesamt war band für die Stromübertragungsnetzbetreiber
damit eine deutliche Steigerung bei der Befül- (ENTSO-E), definierte Entflechtungserforder-
lung der österreichischen Erdgasspeicher zu nisse, stärkte die Konsumentenrechte und
verzeichnen, in denen per Jahresende 2016 legte Maßnahmen für die Versorgungssicher-
insgesamt 60,8 TWh bzw. 5,4 Mrd. Nm3 vor- heit fest. Die Netzkodizes und Leitlinien sind
9// Maßgebliche Entwicklungen // Strommarkt // Gasmarkt // Services für Endkunden // Abkürzungsverzeichnis
EU-Verordnungen und daher unmittelbar gül- Netzkodizes gefördert werden. Netzkodizes
tig. Zum Teil erfordern sie aber weitere Um- ermöglichen zudem die bessere Einbindung
setzungsschritte, wie etwa die Entwicklung von Ökostrom und bereiten damit den Weg
bestimmter Berechnungsmethoden oder die für Strom aus Wind und Photovoltaik.
Genehmigung von allgemeinen Bedingungen.
Bestehende Regelungen auf nationaler Ebe- Voraussichtlich bis etwa 2022 werden alle
ne sind zum Teil anzupassen. Netzkodizes im Strombereich vollständig um-
gesetzt sein.
Im Strombereich wurden acht Kodizes bzw.
Leitlinien entwickelt, fünf davon sind bereits Endkundenmarkt Strom
in Kraft. Die Kodizes haben einen gesamt- Insgesamt sind 152 Stromlieferanten am
europäischen Ansatz, sie vervollständigen Strommarkt zu finden, die 4,3 Millionen
bestehende nationale Regelungen im Ener- Haushalte und 1,4 Millionen Gewerbebe-
giebereich, um relevante grenzüberschrei- triebe und sonstige Kleinkunden beliefern.
tende Themen in einer systematischen und Davon sind 118 regionale Anbieter, die den
koordinierten Weise zu bearbeiten. Netzko- Großteil der Kunden in ihrem Liefergebiet
dizes stehen für eine tiefere, engere euro- haben. Je nach Region stehen in der Regel
päische Zusammenarbeit im Energiebereich einem angestammten Lieferanten 27 alter-
und regeln nicht nur technik-, sondern auch native Lieferanten, gegebenenfalls eine oder
marktrelevante Themen. Sie definieren und zwei Tochtergesellschaften der regionalen
harmonisieren zahlreiche Regelungen für den Anbieter und bis zu 15 regionale Lieferan-
Stromhandel und das Stromnetz, unter ande- ten, die auch österreichweit anbieten, ge-
rem in den Bereichen Kapazitätsvergabe und genüber. In Wien kann ein Haushaltskunde
Engpassmanagement, Netzbetrieb, Netzan- zwischen 95 Angeboten von mehr als 40 An-
schluss oder Regelenergie. bietern wählen, in Vorarlberg und Tirol ist das
Angebot im Vergleich zu Wien nur geringfügig
Die Kodizes haben bereits spürbare Auswir- eingeschränkt.
kungen auf die heimischen Netzbetreiber,
Erzeuger, Händler und Verbraucher. Durch In den letzten fünf Jahren stieg die Anzahl der
die Netzkodizes sollen die österreichischen Stromlieferanten für Kleinkunden, die ihre
Stromkunden letztlich von einer höheren Produkte österreichweit anbieten, von zwölf
Versorgungssicherheit und einem wettbe- auf 45. Nachdem im Jahr 2015 sechs neue
werbsfähigeren Markt profitieren. Auch soll Stromlieferanten auf den Markt eingetreten
der grenzüberschreitende Handel durch die sind, setzte sich dieser Trend fort. Im Jahr
102016 sind noch neun neue Lieferanten dazu- Liberalisierung (2001) die meisten Wech-
gekommen. sel im Strombereich verzeichnet (bisheriger
Höchstwert 2014 mit 206.600 gewechsel-
Die Intensivierung des Wettbewerbs der letz- ten Zählpunkten bzw. einer Wechselrate von
ten Jahre am österreichischen Markt hat sich 3,4%). 2016 wurden 174.139 Zählpunkte
weiter fortgesetzt. Zu beobachten sind gestie- im Haushaltsbereich von neuen Versorgern
gene Wechselzahlen, ein deutlich höheres beliefert, was einer Wechselrate von 3,5%
Einsparpotenzial beim Lieferantenwechsel entspricht. Bei den Nichthaushalten, die nun-
durch Einmalrabatte, neue Marktteilnehmer mehr auch die früheren Gewerbekunden so-
und ein bedeutender Anstieg der Produktviel- wie die Landwirtschaft umfassen, wechselten
falt. Dem stehen steigende Probleme mit Ein- 44.100 oder 3,9% der Zählpunkte. Die höchs-
malrabatten gegenüber, z.B. wurde bei der te Wechselbereitschaft war bei den sonsti-
letzten VKI-Aktion der Preis schon nach dem gen Kleinabnehmern (das sind Nichthaus-
ersten Jahr deutlich angehoben, so dass die halte mit einem Jahresbezug von maximal
Wechsler nun deutliche Verschlechterungen 4,0 GWh) mit 4,0%, gefolgt von den Haushalten
in Kauf nehmen mussten. mit 3,5% und der mittleren Industrie mit 3,4%
(Jahresstrombezug zwischen 4,0 GWh und
Das Thema Digitalisierung ist eines der 20,0 GWh) zu verzeichnen. Demgegenüber
Hauptthemen der Branche geworden. Liefe- wechselten nur 0,9% der Zählpunkte der
ranten diversifizieren ihre Kommunikation zur Großindustrie ihren Versorger.
Kundenbindung und nutzen vermehrt digitale
Vertriebskanäle, wie mobile Webseiten, Apps, Gasmarkt
Online-Kundenservices, Online-Möglichkeiten Im Gasbereich ist im September 2016 der Ta-
zum Vertragsabschluss und zum Kauf von rif-Netzkodex zur Festlegung eines Netzkodex
Produkten auf der eigenen Webseite oder über harmonisierte Fernleitungsentgeltstruk-
über Partner, Kundenservices per Chat und turen im zuständigen Komitologieausschuss
Social-Media-Aktivitäten. Parallel dazu ist verabschiedet worden, im Oktober 2016 die
auch die Intensivierung des Direktvertriebs Ergänzung des Capacity Allocation Mecha-
zu beobachten gewesen. nisms (CAM-)Netzkodex bezüglich zusätzli-
cher und neuer Kapazität.
Im Kalenderjahr 2016 haben insgesamt
218.300 Zählpunkte ihren Stromversorger Nach der dreimonatigen Einspruchsfrist von
gewechselt, was einer Wechselrate von 3,6% Rat und Europäischem Parlament sollen so-
entspricht. Damit wurden seit Beginn der wohl der Netzkodex über harmonisierte Fern-
11// Maßgebliche Entwicklungen // Strommarkt // Gasmarkt // Services für Endkunden // Abkürzungsverzeichnis
leitungsentgeltstrukturen als auch die Ergän- Das Gasangebot in Tirol und Vorarlberg hat
zung des CAM-Netzkodex mit 1. April 2017 in sich seit der Einführung des neuen Markt-
Kraft treten. modells und der Öffnung des Retailmarktes
im Oktober 2013 kontinuierlich erweitert.
Der Netzkodex zur Interoperabilität und Da- Während es noch im Jahr 2012 mit goldgas
tenaustausch wurde 2015 im EU-Amtsblatt nur einen alternativen Anbieter gab, bekom-
veröffentlicht und ist seit 1. Mai 2016 an- men Kleinkunden in Tirol inzwischen bis zu
wendbar. 47 Angebote (im Vorjahr 24) von 19 unter-
schiedlichen Anbietern. Im Marktgebiet Ost
Die Netzkodizes zur Kapazitätsallokation, haben Haushalte ein etwas breiteres Ange-
zur Bilanzierung sowie die Leitlinien zur bot mit über 61 Angeboten (im Vorjahr 40)
Transparenz und zum Engpassmanagement von 25 und mehr Anbietern.
sind bereits seit Längerem anwendbar. Da-
mit ist die Erarbeitung von Netzkodizes im 68.250 Zählpunkte bezogen 2016 Erdgas
Gasbereich vorübergehend abgeschlossen. von einem neuen Versorger. Dies entspricht
Die österreichischen Marktregeln wurden einer Wechselrate von 5,1%. Damit haben
entsprechend der europäischen Rechtsakte auch im Erdgasbereich mehr Zählpunkte ih-
angepasst. ren Versorger gewechselt als jemals zuvor
(bisher war 2014 mit 56.800 Wechslern
Voraussichtlich bis etwa 2019 werden alle bzw. einer Wechselrate von 4,2% Spitzenrei-
Netzkodizes im Gasbereich vollständig um- ter). Bei den Haushalten wechselten 62.850
gesetzt sein. Zählpunkte, bei den Nichthaushalten 5.400,
was Wechselraten von 5,0% bzw. 7,0% ent-
Endkundenmarkt Gas spricht. Im Unterschied zum Strombereich
Auch im Gasmarkt hat sich die Anzahl der ist im Erdgasbereich die Wechselbereit-
Gaslieferanten erhöht: McGas und Sturm schaft in den großen Endkundenkategorien
Energie, neu gegründete österreichische Un- höher als in den kleinen: 16,6% der Zähl-
ternehmen, EnergieDirect – der alt ansässige punkte der Großindustrie (mit einem Jahres-
Heizöl-, Schmier- und Treibstoffhändler, der bezug von mehr als 28,0 GWh) wechselten
nur für Gewerbebetriebe anbietet, und die 2016 ihren Versorger. 10,4% der mittleren
Firma Maingau aus Deutschland, die neben Industrie und 7,0% der sonstigen Kleinab-
Strom auch Gas für Haushalts- und Gewerbe- nehmer (mit einem Jahresgasbezug von bis
kunden anbietet. Insgesamt 40 Gaslieferan- zu 2,8 GWh).
ten, fast die Hälfte davon sind alternative An-
bieter, beliefern 1,3 Millionen Haushalts- und
Kleinkunden in Österreich.
12Maßgebliche regulatorische Entwicklungen
STATISTIK-VERORDNUNGEN alleine bei der E-Control, sodass alle drei Da-
STROM UND GAS tenverordnungen – Statistik, Energielenkung
Im Rahmen des europäischen statistischen und Monitoring – gleichzeitig geändert werden
Systems wurden die Verbrauchergruppen konnten. Im Strombereich sind die Kompeten-
zum Teil neu definiert, sodass – vereinfacht zen unterschiedlich: Für die Statistik liegt sie
formuliert – die Zuordnung nicht mehr eher beim zuständigen Minister, für die Energielen-
auf Basis der tariflichen Einstufung, sondern kung bei der E-Control und für das Monitoring
nunmehr rein funktional erfolgt. Darüber hin- bei den jeweiligen Landesregierungen.
aus wurden die europäischen Preisstatistiken
für Erdgas und Strom überarbeitet und neue GASMARKTMODELL-VERORDNUNG
Preiskomponenten definiert. Im Jahr 2016 gab es zwei Novellen der Gas-
Marktmodell-Verordnung 2012 (GMMO-VO
ENERGIELENKUNGSDATEN- 2012). In der ersten Novelle (BGBl. II Nr.
VERORDNUNGEN STROM UND GAS 238/2016) wurden Bestimmungen ergänzt,
Die bereits angesprochene Änderung der die zur operativen und bilanziellen Abwick-
Verbraucherkategorien im Bereich der euro- lung der Grenzkopplungspunkte im Marktge-
päischen Preisstatistiken sowie, daran an- biet Vorarlberg notwendig waren, mit 1. Ok-
knüpfend, im Bereich der österreichischen tober 2016 relevant wurden und somit auch
Elektrizitätsstatistik hat es sinnvoll gemacht, per 1. Oktober 2016 in Kraft traten.
diese in allen anderen Bereichen der Daten-
erfassung anzupassen. So kann den Daten- Mit der zweiten Novelle (BGBl. II Nr. 401/2016)
meldern unnötiger Aufwand bei den Meldun- wurden Bestimmungen geändert, welche die
gen erspart werden. Preisregelungen für die Ausgleichsenergie-
mengen von stundenbilanzierenden Bilanz-
MONITORING-VERORDNUNG GAS gruppen gemäß § 18 Abs. 6 GMMO-VO 2012
UND MONITORING STROM betreffen und auf einer Analyse der Markt-
Die Änderungen im Bereich der Verbraucher- und Ausgleichsenergiedaten seit Einführung
struktur und im Rahmen der Preisstatistiken des neuen Gasmarktmodells basieren. Zur
haben auch direkte Auswirkungen auf die Anwendung kommen nun auch für stündliche
Erhebungen für Zwecke des Monitorings der Ausgleichsenergiemengen richtungsabhängi-
beiden leitungsgebundenen Märkte. Die Um- ge Ausgleichsenergiepreise, welche auf dem
setzung ist aufgrund der unterschiedlichen Börsereferenzpreis basieren, sofern keine Ab-
Zuständigkeiten jeweils anders: Für den Erd- rufe vom Verteilergebietsmanager vorgenom-
gasbereich liegt die Verordnungskompetenz men wurden.
13// Maßgebliche Entwicklungen // Strommarkt // Gasmarkt // Services für Endkunden // Abkürzungsverzeichnis
Sicherheit der Strom- und Gasversorgung
STROM ge Temperaturen und geringe Wasserführung
Aufgrund des §28 Abs. 3 E-ControlG ist ein taten ein Übriges, um die Situation im Jänner
Bericht über die Monitoringergebnisse zur 2017 zu verschärfen. Gleichzeitig war aus
Versorgungssicherheit vorzulegen, der nach mehreren Gründen ein relativ hohes Eigenver-
Fertigstellung auf der Homepage der E-Control sorgungsniveau zu gewährleisten. In Summe
abrufbar sein wird. führte dies zu sehr intensiver, kurzfristiger
Speicherbewirtschaftung und hohem Einsatz
Winter 2016/2017 kalorischer Kraftwerke (siehe Abbildung 2).
Der Bericht des Jahres 2016 war von den Er- Als Konsequenz berief der Regelzo-nenführer
eignissen im Winter 2016/2017 geprägt. Die APG das interne Krisenteam ein und setzte
langanhaltende, immer wieder durch neue die Warnstufe auf das zweithöchste Niveau.
Informationen getriebene Diskussion zu der
Verfügbarkeit französischer Atomkraftwerke Besonders hervorzuheben ist die Tatsache,
führte zu höheren Strompreisen während des dass trotz Einsatzes aller Technologien, die
Winters. Als Konsequenz wurden österreichi- einen Beitrag zur Deckung des Energiebe-
sche Speicherkraftwerke frühzeitig eingesetzt, darfs leisten konnten, dennoch ein erheb-
sodass im Jänner 2017 unüblich niedrige licher Importbedarf von etwa 300 GWh pro
Speicherstände zu verzeichnen waren. Niedri- Woche gegeben war (siehe Abbildung 3).
LEISTUNGSBETRACHTUNG JÄNNER (stündl. Leistungsmittelwerte in Österreich) in GW
12
Lauf
Speicher 10
Wärme
Wind 8
Sonstige
6
Netzverbrauch (inkl. PSP)
4
2
Abbildung 2 0
Jännervergleich der tatsäch Jänner 2016 Jänner 2017
lichen Nettoeinspeisung
(nach Technologien)
Quelle: E-Control
14ENERGETISCHE BEDARFSDECKUNG JÄNNER (Wochensummen in Österreich) in GWh
1.600
Lauf
1.400
Speicher
1.200 Wärme
Wind
1.000
Sonstige
800
Netzverbrauch (inkl. PSP)
600
400
200
Abbildung 3
0
KW1 KW2 KW3 KW4 KW5 KW6 KW1 KW2 KW3 KW4 KW5 KW6 KW1 KW2 KW3 KW4 KW5 KW6 Jännervergleich der tatsäch
2015 2016 2017 lichen energetischen Bedarfs
deckung nach Technologien
Quelle: E-Control
Diese Ereignisse sowie die Diskussionen um aus Wärmekraft ist in Abbildung 4 zu sehen.
die Trennung der Preiszone DE/AT haben dazu Tatsächlich zeigt sich hier, dass im Winter 2017
geführt, dass der Monitoringbericht zur Versor- der energetische Bedarf in Österreich aus heimi-
gungssicherheit grundlegend überarbeitet wur- schen Quellen inklusive aller kalorischen Wär-
de. Neben der rein leistungsmäßigen Voraus- mekraftwerke nicht längere Zeit (weitere zwei
schau der Vergangenheit wurde nun auch eine Wochen ohne Importe) zu decken war.
energetische Deckungsrechnung vorgelegt. Wei-
ters wurden die Regelzone APG und das Bun- Vorausschau
desgebiet Österreich separat untersucht, da in Der Monitoringbericht enthält Szenarien über
einem getrennten Preisgebiet DE/AT zumindest die Bedarfsdeckung Österreichs sowie in der
nicht ohne weiteres und unter allen Umständen Regelzone APG alleine für das Jahr 2030. Da-
davon ausgegangen werden kann, dass jegli- für wurden unterschiedliche Bestandsszena-
che Produktion in Österreich für die Regelzone rien hinsichtlich der kalorischen Kraftwerke
APG zur Verfügung steht. Darüber hinaus wur- definiert. Ausgangspunkt sind Meldungen der
de auch erstmals der energetische Beitrag der Kraftwerksbetreiber zu den geplanten Schlie-
Speicherkraftwerke durch natürlichen Zufluss ßungen und Neuerrichtungen ihrer Kraftwer-
modelliert. Das Ergebnis aus natürlichem Ener- ke. Die Erfahrung der Vergangenheit hat aller-
gieaufkommen und potenziellem Aufkommen dings gezeigt, dass eine Schließungsmeldung
15// Maßgebliche Entwicklungen // Strommarkt // Gasmarkt // Services für Endkunden // Abkürzungsverzeichnis
NATÜRL. & POTENZIELLE BEDARFSDECKUNG (Wochensummen in Österreich) in GWh
1.600
Lauf
1.400
natürlicher Speicherzufluss
Wind 1.200
Sonstige
1.000
Speicherpotenzial
800
Wärmepotenzial
Netzverbrauch (exkl. PSP) 600
400
200
Abbildung 4
0
Natürliche und potenzielle 2015 2016 2017
Bedarfsdeckung (öffentliches
Netz)
Quelle: E-Control
hier sehr spät und nur dann erfolgt, wenn alle In der energetischen Vorschau wurden die
alternativen Betriebsverlängerungsmöglich- als vorhanden gemeldeten Kraftwerkskapa-
keiten definitiv ausgeschlossen sind. Sollten zitäten konservativ mit den realen Einsatz-
sich die Clean Spark Spreads für die Gaskraft- mengen der letzten 5 Jahre bewertet. Bereits
werke nicht nachhaltig verbessern, ist wohl hier ergibt sich ein Importbedarf von bis zu
langfristig nicht mit einem Weiterbestehen 900 GWh pro Monat.
der öffentlichen Gaskraftwerke zu rechnen.
In einem Szenario wurde der Effekt der
Als Worst-Case-Szenario wurde daher in der Schließung aller öffentlichen Kraftwerke
Leistungsvorschau ein Szenario ohne ther- älter als 40 Jahre analysiert. Selbst wenn
mische, öffentliche Kraftwerke beschrieben. Spark-Spreads kurzfristig positiv werden
Ergebnis des stochastisch simulierten Sze- sollten, wie dies derzeit der Fall ist, so ist
narios eines hundertjährigen Ereignisses dennoch eine wesentliche Verlängerung der
ist in diesem Fall eine potenzielle Unterde- Lebenszeit dieser Kraftwerke von Erneu-
ckung der Lastspitze von 11,5 GW um etwa erungsinvestitionen abhängig, die höhere
850 MW gegen Ende des Betrachtungszeit- Deckungsbeiträge erforderlich machen. In
raums 2030. In einer reinen Regelzonenbe- der konservativen Szenariobetrachtung, in
trachtung der APG beträgt die Unterdeckung der sich ausschließlich bereits in Bau be-
sogar 2500 MW. findliche Kraftwerke wiederfinden, würden
16ENERGETISCHE ERZEUGUNGSPROGNOSE 2030, Szenario 1 (Monatswerte) in GWh
7.000 Laufkraftwerke
6.000 Speicherkraftwerke
Erneuerbare
5.000
Wärme-Eigenerzeuger
4.000
Wärme-Öffentliche
3.000 Importbedarf
2.000
1.000
0
–1.000
–2.000
Abbildung 5
Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Energetische Prognose
für das Jahr 2030 (nach
Technologien und Szenarien)
Quelle: E-Control
Stilllegungen die zu erwartende Aufbringung GAS
um etwa 280 GWh pro Wintermonat redu- Infrastrukturstandard
zieren und damit den Importbedarf auf fast Der Infrastrukturstandard gem. Art 6 der
1200 GWh in einem solchen Monat steigern. Verordnung (EU) Nr. 994/2010 ist auf der
Das in der Leistungsvorschau unterstellte regionalen Ebene der Marktgebiete anzu-
Szenario ohne öffentliche Wärmekraftwerke wenden und sagt aus, ob ein Mitgliedstaat
entspricht in der obigen Abbildung 5 einem beim Ausfall der größten Infrastruktur eine
Importbedarf in der Größenordnung der Sum- ausreichende Transport- und Speicherka-
me aus „Importbedarf“ und „Wärme-Öffent- pazität hat, um die Versorgung aufrecht-
liche“, bis zu 2,5 TWh pro Monat oder über zuhalten.
einem Drittel der geschätzten Nachfrage. Zur
Deckung einer derartigen Aufbringungslücke Für das Marktgebiet Ost ist das Ergebnis der
wären etwa 3,5 GW an thermischer Leistung (N-1) Formel 233%. Dieses Ergebnis belegt,
notwendig. dass die Erdgasversorgung im Marktgebiet
Ost der Anforderung laut Verordnung (EU) Nr.
Vor allem in der energetischen Betrachtung 994/2010 von > 100% gerecht wird. Im Jahr
zeigt sich also die herausragende Bedeutung 2013 lag das Ergebnis der N-1-Formel bei
der heimischen Wärmekraftwerke für die De- 233%, im Jahr 2014 bei 235%, im Jahr 2015
ckung der Stromnachfrage im Winter. bei 237%. Die marginale Verringerung ist auf
17// Maßgebliche Entwicklungen // Strommarkt // Gasmarkt // Services für Endkunden // Abkürzungsverzeichnis
ANALYSE DES INFRASTRUKTURSTANDARDS
Anlagenbezeichnung Technische Kapazität Definition, Erläuterungen, Quellenangaben
(Mio. Nm3/d)
Epm 273,67 technische Kapazität von Einspeisepunkten
Baumgarten 203,88 ∑ Entry Baumgarten (GCA, BOG, TAG; www.gasconnect.at)
Oberkappel 21,96 (www.gasconnect.at)
Überackern 10,08 www.gasconnect.at, Entry-Wert für Sudal
Arnoldstein 36,88 (www.gasconnect.at)
Freilassing & 0,87 techn. verfügbare Kapazität, derzeit nicht gebucht
Laa/Thaya (Quelle: AGGM, 07.04.2016)
Pm 3,32 max. technische Produktionskapazität
Produktion OMV 2,72 gebuchte Standardkapazität (Quelle: AGGM, 07.04.2016)
Produktion RAG 0,60 gebuchte Standardkapazität (Quelle: AGGM, 07.04.2016)
Sm 47,60 maximale technische Ausspeisekapazität
Speicher OMV 29,61 gebuchte Standardkapazität (Quelle: AGGM, 07.04.2016)
Speicher RAG ES 13,31 gebuchte Standardkapazität (Quelle: AGGM, 07.04.2016)
7Fields FL * GCA
7Fields VL 4,68 gebuchte Standardkapazität (Quelle: AGGM, 07.04.2016)
Haidach VL 0 derzeit keine Verbindung
LNGm 0 Liquified Natural Gas, für Österreich relevant
Im 203,88 Technische Kapazität der größten einzelnen Gasinfrastruktur;
im Falle Österreichs: Baumgarten
Dmax 51,90 Gesamte tägliche Gasnachfrage im analysierten Gebiet
während eines Tages bei hoher Nachfrage, mit statistischer
Wahrscheinlichkeit alle 20 Jahre, Februar 2012
Tabelle 3 (Quelle: AGGM)
Analyse des Infrastruktur N – 1 [%] 233%
standards
* Einspeisekapazität ist bereits am Punkt Überackern inkludiert
Quelle: bmwfw (Erhebung im Rahmen der Risikobewertung), MGM, AGGM
eine geringfügige Reduktion der Einspeise- chende Infrastruktur zur Sicherung der Ver-
kapazität in Baumgarten, in Arnoldstein und sorgung ist somit vorhanden.
der Inlandsproduktion zurückzuführen. In
den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg gibt Entwicklung des Verbrauchs in Österreich
es keine Fernleitungen und daher ist diese Der Gasverbrauch hat seit 2010 abgenom-
Bestimmung nicht anwendbar. Eine ausrei- men, das Speichervolumen dagegen hat
18ENTWICKLUNG DES MAXIMALEN SPEICHERVOLUMENS, INLANDSGASVERBRAUCHS
UND DER PRODUKTION IN ÖSTERREICH 2003 BIS 2016 in GWh
120.000 Speichervolumen
Produktion
100.000
Inlandsgasverbrauch
80.000
60.000
40.000
20.000
0
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Abbildung 6
Versorgungssicherheit Gas
Quelle: E-Control
durch den Ausbau der Speicherkapazitäten Im Baseline-Szenario, das von einer Stagnati-
deutlich zugenommen. Auch dies hat die Ver- on des Kraftwerksverbrauchs ausgeht, bleibt
sorgungssicherheit erhöht. der Gasverbrauch auf einem gleichbleiben-
den Niveau (Abbildung 7).
Prognose des Erdgasverbrauchs
AGGM hat in der LFP 2016 drei Absatzszena- Ausfall- und Störungsdaten
rien entwickelt: Zusätzlich erhebt die E-Control jährlich Kenn-
zahlen hinsichtlich der Qualität der Netz-
> Baseline-Szenario, dienstleistung. Zu diesem Zwecke haben
> Maximal-Szenario, Netzbetreiber unter anderem auch definierte
> Minimal-Szenario, Daten zu Störfällen und Versorgungsunter-
brechungen zu melden.
wobei zwei unterschiedliche Entwicklungs-
möglichkeiten der Gaskraftwerksleistung Die Auswertung aggregierter Daten für das
und zwei unterschiedliche Entwicklungen der Jahr 2016 ergab, dass die kundengewichte-
sonstigen Endkunden miteinander kombi- te Nichtverfügbarkeit (SAIDI) für Österreich
niert wurden. einen Wert von 37,91 Minuten (exkl. regi-
onal außergewöhnlicher Ereignisse) ergibt.
19// Maßgebliche Entwicklungen // Strommarkt // Gasmarkt // Services für Endkunden // Abkürzungsverzeichnis
ABSATZSZENARIEN GAS, Jahresverbrauch in Mrd. Nm3
LPZ größer 50 MW 9
LPZ zw. 10 und 50 MW 8
LPZ bis 10 MW 7
SLP Kunden 6
IST Arbeit Gesamt 5
Max. Szenario 4
Baseline Szenario 3
2
Min. Szenario
1
0
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Max. SZ
Baseline SZ
Min. SZ
Max. SZ
Baseline SZ
Min. SZ
Max. SZ
Baseline SZ
Min. SZ
Max. SZ
Baseline SZ
Min. SZ
Max. SZ
Baseline SZ
Min. SZ
Max. SZ
Baseline SZ
Min. SZ
Max. SZ
Baseline SZ
Min. SZ
Max. SZ
Baseline SZ
Min. SZ
Max. SZ
Baseline SZ
Min. SZ
Max. SZ
Baseline SZ
Min. SZ
Max. SZ
Baseline SZ
Min. SZ
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Abbildung 7
Absatzszenarien Gas
Quelle: AGGM/NK, 2016
Die Bezugsgröße für diese Berechnung ist Versorgungsunterbrechungen errechnen
die Gesamtzahl der Netzbenutzer. Unter- sich hier Werte von 13,69 Minuten und
schieden nach geplanten und ungeplanten 24,22 Minuten.
20STROMMARKT
Regulierung der Netze:
Kostenermittlung und Tarifierung Strom im Jahr 2016
Während Österreichs zwei Stromübertra- terer Folge mit Beginn des darauffolgenden
gungsnetzbetreiber nach wie vor im Rah- Jahres in der Systemnutzungsentgeltever-
men einer Kosten-Plus-Regulierung auf ordnung (SNE-VO) bzw. deren Novelle ver-
Basis jährlicher Kostenprüfung reguliert lautbart wird (Systemnutzungsentgelte-Ver-
werden, unterliegt ein Teil der österrei- ordnung 2012 – Novelle 2017 per 1. Jänner
chischen Stromverteilernetzbetreiber seit 2017).
1. Jänner 2006 einer Anreizregulierung,
die sich bislang über zwei Regulierungspe- Da für jeden Netzbereich einheitliche
rioden zu je vier Jahren erstreckte. In der Entgelte ermittelt werden, sorgt ein Aus-
mit 1. Jänner 2014 begonnenen 3. Anreiz- gleichszahlungsmechanismus dafür, dass
regulierungsperiode waren anfangs 38 Unterschiede in der Erlösstruktur zwischen
Stromverteilernetzbetreiber von der Anreiz- den Netzbetreibern (Über- bzw. Unterde-
regulierung umfasst, da alle Stromverteiler- ckungen) bereinigt werden. Für die Entgelte
netzbetreiber mit einer Abgabemenge von 2017 kommt es trotz der generellen kosten-
über 50 GWh im Kalenderjahr 2008 in die- seitigen Zielvorgaben zu unterschiedlichen
se Systematik einzubeziehen waren. Mittler- Entwicklungen in den Netzbereichen. Eine
weile wurden in einigen Netzbereichen von deutliche Erhöhung der Netzentgelte gibt es
nicht prüfungspflichtigen Netzbetreibern nur im Netzbereich Niederösterreich, die vor
Anträge auf Kostenfeststellungen gemäß allem auf eine erhöhte Investitionstätigkeit
§ 50 Abs. 6 Elektrizitätswirtschafts- und für den Netzausbau, eine niedrigere Abga-
-organisationsgesetz 2010 (ElWOG 2010) bemengenbasis sowie den Wegfall kosten-
eingebracht, weshalb sich die Anzahl der in- mindernder Effekte aus Baukostenzuschüs-
nerhalb der Anreizregulierung befindlichen sen der Vergangenheit zurückzuführen ist.
Netzbetreiber mittlerweile auf 60 erhöht
hat. Innerhalb der Anreizregulierung unter- Starke Reduktionen der Netzentgelte erge-
liegen die Netzbetreiber kostenseitig einem ben sich für die Netzbereiche Wien und Vor-
Anreizregulierungspfad. Die Netzbetreiber arlberg in Zusammenhang mit Mengenent-
haben nach dem gültigen Regulierungsre- wicklungen bzw. Kosten des vorgelagerten
gime bis 2019 entsprechende Kostenvorga- Übertragungsnetzes. In den verbleibenden
ben zu erzielen. Netzgebieten kommt es zu geringfügigen
Erhöhungen oder Reduktionen, die grund-
Das im Jahr 2016 per Bescheid festgestell- sätzlich auf Mengenentwicklungen und ge-
te Kosten- und Mengengerüst der einzelnen änderte Investitionstätigkeit der einzelnen
Netzbetreiber bildete die Basis für die Er- Netzbetreiber zurückgeführt werden kön-
mittlung der Entgelte 2017, welche in wei- nen.
21// Maßgebliche Entwicklungen // Strommarkt // Gasmarkt // Services für Endkunden // Abkürzungsverzeichnis
Im Bereich der Netzverlustentgelte gibt es zuweisen, dass diese Senkung auf nominel-
deutliche Reduktionen, die im Wesentlichen len Werten beruht – unter Berücksichtigung
auf dem Wegfall der Effekte aus der Be- der generellen Inflationsentwicklung liegen
rücksichtigung von höchstgerichtlichen Ent- die Entgelte um rund 40% unter den Basis-
scheidungen (vgl. VfSlg. 19.511/2011 u.a.) werten aus dem Jahr 2001.
aus dem Vorjahr beruhen. Gleichzeitig haben
sich die Kosten für die Netzverlustbeschaf- Aufgrund des anhaltenden Investitionsbe-
fung aufgrund der Marktpreisentwicklung für darfs der Stromnetze und der Preissteigerun-
Strom deutlich reduziert. gen für Netzbetreiber sind Entgeltsenkungen
in den nächsten Jahren nur mehr schwer re-
In Summe ergibt sich im Jahr 2017 gegen- alisierbar. Eine in den letzten Jahren stabile
über dem Vorjahr eine stabile Kostenbelas- Entwicklung der Abgabemengen führt hierbei
tung durch Netzentgelte bei gleichem Ver- ebenfalls nicht zu einer Entlastung der ver-
brauchsverhalten der Kunden. Die Entgelte brauchsabhängigen Entgelte.
des Jahres 2017 liegen daher immer noch
um durchschnittlich rund 24% unter jenen
aus 2001. Ergänzend ist hierbei darauf hin-
NETZENTGELT – ÖSTERREICHSTRUKTUR in Cent/kWh
SNE-VO Stand: 01.01.2016 6
SNE-VO Stand: 01.01.2017 0,36%
5
–1,03%
4
0,19%
3 1,01%
–1,08%
2
–0,73%
1 1,03%
0
Abbildung 8 Ebene 3 Ebene 4 Ebene 5 Ebene 6 Ebene 7 Ebene 7 Ebene 7
gemessen nicht gemessen unterbrechbar
Netzentgeltentwicklung
Österreichstruktur
Quelle: E-Control
22Investitionen in die österreichische Stromnetzinfrastruktur
Die E-Control ist mit der Überwachung der Netzen zur Leistungssteigerung und einem
Netzentwicklungspläne (NEP) der Übertra- optimierten Betrieb des gesamten Übertra-
gungsnetzbetreiber beauftragt. In diesem gungsnetzes beinhalten. Dieses Vorgehen
Zusammenhang wurden von den Übertra- nach dem „NOVA-Prinzip“ (Netzoptimierung
gungsnetzbetreibern Austrian Power Grid vor -verstärkung und -ausbau) wurde seitens
(APG) und Vorarlberger Übertragungsnetz der E-Control positiv bewertet. Im heurigen
(VÜN) heuer erneut die Netzentwicklungs- Jahr wurden vier neue Projekte im Netzent-
pläne, die sämtliche Investitionen in die wicklungsplan der APG genehmigt.
Übertragungsnetze enthalten, eingereicht
und am 23. November 2016 vom Vorstand Bereits in den vergangenen Jahren wurden
der E-Control per Bescheid genehmigt. neben den allgemein (in den Konsultations-
versionen) zugänglichen Informationen wei-
Übertragungsnetzbetreiber sind verpflichtet, tere, vertrauliche Informationen vor allem
jährlich Zehnjahresnetzentwicklungspläne zu technischen Projektdetails und Kosten
zu erstellen. Diese haben Szenarien als abgefragt. Diese Abfrage erfolgt seit dem
Grundlage für Projekte von nationalem und Jahr 2014 nach einem standardisierten
internationalem Interesse, Kostenabschät- Schema. Dies ermöglicht eine strukturierte-
zungen, Risikoanalysen sowie die einzel- re und detailliertere Prüfung der Daten und
nen Projekte mit detaillierter Beschreibung bietet eine leichtere Vergleichbarkeit auf-
zu beinhalten. Die Netzentwicklungspläne einanderfolgender Jahre. Auch das Monito-
sind sowohl von den Übertragungsnetzbe- ring bereits genehmigter Projekte aus dem
treibern selbst als auch von der E-Control NEP wird dadurch erleichtert.
zu konsultieren. Anschließend erfolgt eine
Prüfung auf technische und wirtschaftli- Vor allem in Zusammenhang mit der Aus-
che Sinnhaftigkeit der Projekte durch die wahl von Projects of Common Interest (PCI),
E-Control. Per Bescheid werden die positiv auf europäischer Ebene basierend auf dem
bewerteten Projekte genehmigt. Die Netz- Energieinfrastrukturpaket der EU, ist eine
entwicklungspläne beinhalten Projekte in fundierte Analyse der österreichischen Netz-
nationalem/europäischem Interesse, Netz- ausbauprojekte wichtig und eine intensive
verbund- und Netzanschlussprojekte sowie und gute Zusammenarbeit der unterschied-
seit 2012 auch Projekte, die keinen voll- lichen Beteiligten ausschlaggebend für eine
ständigen Neubau von Leitungen erfordern, optimale Förderung der österreichischen
sondern die Adaption von bestehenden und regionalen Interessen.
23// Maßgebliche Entwicklungen // Strommarkt // Gasmarkt // Services für Endkunden // Abkürzungsverzeichnis
NETZENTGELTSTRUKTUR 2.0 Anfang 2019 soll das neue Stromnetzent-
Neue Herausforderungen durch ein sich geltsystem in Kraft sein, Vorbereitungsar-
änderndes Stromsystem, eine stärkere beiten für die Änderungen laufen bereits.
Dezentralisierung in der Erzeugung sowie
die zunehmende Digitalisierung macht Die derzeitige Stromnetzentgeltstruktur be-
eine Modernisierung und Neustrukturie- steht seit knapp 20 Jahren und muss daher
rung der Stromnetzentgelte notwendig. weiterentwicklt werden, nicht zuletzt, um in
Die E-Control hat deshalb im Jahr 2016 der veränderten Stromlandschaft die Netz-
damit begonnen, einen Vorschlag für das kosten gerechter zu verteilen.
neue System mit Netzbetreibern, Stromer-
zeugern und Sozialpartnern zu diskutieren Netzkunden, die künftig aktiv zur Stabilität
und im April 2017 ein entsprechendes des Stromnetzes beitragen möchten, sollen
Positionspapier vorgelegt. Bei der Erarbei- – so wie es für die Industrie und große End-
tung der Position zur neuen Stromnetzent- kunden bereits jetzt üblich ist – an den neuen
geltstruktur wurde von der E-Control so- Möglichkeiten der Digitalisierung teilnehmen
wohl auf die Bedürfnisse der Verbraucher können. Kunden, die beispielsweise in Zei-
– stabile, überschaubare Netzentgelte – ten, wo wenig Strom vorhanden ist, ihren Ver-
als auch auf die der Netzbetreiber – sta- brauch teilweise zentral steuern lassen und
bile Entgeltstruktur mit planbaren Erlösen damit geringere Gesamtkosten verursachen,
– Rücksicht genommen. sollen Teile dieses Vorteils bekommen.
Wettbewerb am Strommarkt
GROSSHANDEL Die Entwicklungen am Terminmarkt wurden
Im Vergleich zum Vorjahr konnte dieses Jahr dieses Jahr wieder stark von den Kohleprei-
wieder eine gewisse Dynamik am Strom- sen beeinflusst (Abbildung 9). Die verstärkte
markt verzeichnet werden. So hat sich der Nachfrage aus China, aber auch die stei-
Base-Preis im Laufe des Jahres vom Tiefst- gende Nachfrage in Deutschland und die
stand von knapp unter 21 Euro/MWh im Mo- zwischenzeitlich positiven wirtschaftlichen
nat Jänner wieder auf einen Wert von knapp Entwicklungen haben zu einem deutlichen
unter 36 Euro/MWh erhöht. Die Aufwärts- Anstieg der Preise geführt. Die bullische
bewegung begann Anfang September und Tendenz, welche zurzeit zu beobachten ist,
wurde u.a. von den Wartungsarbeiten an den betrifft aber nicht nur den Frontjahres-Kon-
französischen Atomkraftwerken getrieben. trakt, sondern auch andere Langfristproduk-
24STROM: LANGFRISTIGE PREISE, KOHLE UND CO2 in EUR/MWh, EUR/t und EUR/EUA
80 Kohle
70 Co2
Year Ahead Base
60
Year Ahead Peak
50
40
30
20
10
0
Jän. 16
Feb. 16
März 16
Apr. 16
Mai 16
Juni 16
Juli 16
Aug. 16
Sep. 16
Okt. 16
Nov. 16
Dez. 16
Jän. 17
Abbildung 9
Terminmarkt Entwicklung
Quelle: EEX, Berechnungen E-Control
DAY-AHEAD SPOT AUKTIONEN in EUR/MWh und MW
80 Epex Spot Peak
Epex Spot Base
60
EXAA-EPEX Spread
40
20
0
–20
–40
–60
Jän. 16
Feb. 16
März 16
Apr. 16
Mai 16
Juni 16
Juli 16
Aug. 16
Sep. 16
Okt. 16
Nov. 16
Dez. 16
Jän. 17
Abbildung 10
Spotmarkt Entwicklung
Quelle: Epex Spot, Berechnungen E-Control
25// Maßgebliche Entwicklungen // Strommarkt // Gasmarkt // Services für Endkunden // Abkürzungsverzeichnis
te, inklusive des Kontraktes für 2018. Diese Nachbarländern weiter Geld gespart und an-
Entwicklung kann zum Teil auf Hedging-Aktivi- dererseits haben neue Teilnehmer am Regel-
täten zurückgeführt werden, da derzeit nicht energiemarkt zu deutlich mehr Wettbewerb
abzuschätzen ist, wann die Preise wieder das auf diesem Markt beigetragen; bestehende
aktuelle Niveau erreichen. Die Rückkehr der Anbieter haben zudem ihr Portfolio erweitert.
französischen Reaktoren wird sich vermutlich
eher preismindernd auf den Großhandels- So wurden beispielsweise 2016 bestehende
preis auswirken. „Imbalance-Netting-Cooperations“ mit ande-
ren Übertragungsnetzbetreibern, bei denen
Interessant ist, dass die Preisschwankungen Erzeugungsüberschüsse oder -unterdeckun-
am CO2-Markt während des Betrachtungsjah- gen in einer Regelzone zum Ausgleich der je-
res nur geringe Auswirkungen auf den Strom- weils anderen Regelzone verwendet werden,
großhandelspreis zeigten. Diese Beobachtung erweitert. Der kroatische Übertragungsnetz-
trifft sowohl auf den Termin- als auch auf den betreiber trat der Imbalance Netting Coope-
Spotmarkt zu. Letzterer verzeichnete zuletzt ration (INC) (Österreich–Slowenien) und der
Preise wie sie seit Jänner nicht mehr erzielt französische der International Grid Control
wurden (Abbildung 10). Cooperation (IGCC, nunmehr elf europäische
Übertragungsnetzbetreiber) bei. Die abgerufe-
REGELRESERVEMARKT ne Energie und die Kostenbasis konnten redu-
Die Beschaffung der Regelreserve erfolgt seit ziert werden.
Anfang 2012 vollständig marktbasiert durch
die APG. Die Entwicklungen auf den verschie- Seit Juli 2016 besteht bei der Sekundärrege-
denen Märkten werden von der E-Control de- lung eine enge Zusammenarbeit der APG mit
tailliert überwacht. den deutschen Übertragungsnetzbetreibern,
die in dieser Form die erste internationale Ko-
Die Kosten für die Stabilisierung des österrei- operation in Europa darstellt. Dabei wird der
chischen Stromnetzes mit Hilfe von Regelener- Einsatz von Sekundärregelenergie anhand
gie sind 2016 um etwa 37 Prozent gesunken, einer gemeinsamen Abrufliste (Merit-Order)
ca. 90 Millionen Euro mussten 2016 für die durchgeführt. Auf diese Weise kommt – so-
gesamte Regelreserve aufgewendet werden. fern keine Netzrestriktionen bestehen – im-
2014 waren es noch über 200 Millionen Euro, mer die aus wirtschaftlicher Sicht günstigste
2015 143 Millionen Euro. Die Anstrengungen, Sekundärregelenergie in beiden Ländern zum
die in diesem Bereich in den vergangenen Einsatz.
Jahren unternommen wurden, haben also
Wirkung gezeigt. So wurde einerseits durch Bei der Primärregelung besteht bereits seit
die erneut ausgebaute Zusammenarbeit mit 2013 eine erfolgreiche Kooperation mit dem
26ENTWICKLUNG REGELRESERVEKOSTEN in Mio. Euro
250 2012
2013
203
200
2014
171 2015
157 2016
143
150
119
87 90
100
67
62 61
47 52
50 40
25
20 19 16
13 13 13 8 15 13 11
8 9 8
5 2 4 3 5 6 5 6
0
Abbildung 11
PRL SRL ARL/TRL SRE TRE UA Gesamt
Entwicklung
Regelreservekosten 1
Quelle: E-Control
1
Anmerkung: Regelreservekosten [Millionen Euro] gegliedert nach Kosten für Primärregelleistung (PRL), Sekundärregelleistung (SRL),
Ausfallsreserve- und Tertiärregelleistung (ARL/TRL), Sekundärregelenergie (SRE), Tertiärregelenergie (TRE) und Kosten für ungewollten
Austausch (UA); 2012 bis 2014 jeweils KW1–52, 2015–2016 1. Jänner bis 31. Dezember.
Schweizer Übertragungsnetzbetreiber Swiss- ENDKUNDEN
grid, die 2015 auf Deutschland und die Nie- Neue Marktteilnehmer, neue Produkte,
derlande und 2016 auf Belgien ausgedehnt neue Vertriebswege
wurde. Es handelt sich um den größten euro- In den letzten fünf Jahren stieg die Anzahl
päischen Markt in diesem Bereich, der Anfang der Stromlieferanten für Kleinkunden, die
2017 um Frankreich erweitert werden soll. ihre Produkte österreichweit anbieten, von
zwölf auf 45. Nachdem im Jahr 2015 sechs
Die Beschaffung der Regelreserve wird wei- neuen Stromlieferanten auf den Markt einge-
terhin überwacht und laufend evaluiert sowie treten sind, setzte sich dieser Trend fort. Im
national und international unter Berücksichti- Jahr 2016 sind noch neun neue Lieferanten
gung der kommenden europäischen Richtlini- dazugekommen: McStrom und Sturm Ener-
en weiterentwickelt. gie, beides private österreichische Unterneh-
men, sowie die Firmen Gutmann und Vitalis,
27// Maßgebliche Entwicklungen // Strommarkt // Gasmarkt // Services für Endkunden // Abkürzungsverzeichnis
die seit 2013 als Gaslieferanten tätig sind. Einige alternative Anbieter setzen auf Ver-
Dazu sind Ende März bzw. Anfang April noch triebspartner und suchen Kooperationen
zwei neue Lieferanten aus Deutschland ge- mit Unternehmen aus anderen Branchen.
kommen, LCG Energy und Envitra. Die Envi- Noch im Jahr 2015 hat MeinAlpenStrom
tra Energiehandel Ges.m.b.H. ist eine Toch- kurz nach dem Markteintritt eine Koopera-
tergesellschaft der DEG Deutsche Energie tion mit McDonald‘s gestartet und Strom
GmbH, die LCG Energy GmbH ein in Hamburg in den McDonald‘s-Filialen angeboten. Die
ansässiges Unternehmen. Anfang Septem- oekostrom AG hat eine Kooperation mit der
ber starteten zwei weitere Unternehmen aus „Krone“ gestartet, in der mit atomstromfreien
Deutschland ihre Aktivitäten, Maingau und und zu 100% aus erneuerbaren Energien er-
Enstroga, bei Enstroga handelt es sich um zeugtem Strom geworben wurde. Die „Krone“
einen privaten Diskontstromanbieter, der schloss eine weitere Kooperation, und zwar
seit 2012 tätig ist. Im Dezember stieß dazu mit switch unter dem Titel „Krone Erdgas po-
die Grünwelt Energie, eine gemeinsame wered by switch“. Auch Kelag beschloss eine
Marke der beiden Energieversorger Stromio Kooperation mit der Elektronikkette Hartlau-
und gas.de. Anfang 2017 trat auch goldgas, er, sodass seit März 2017 in 160 Hartlauer-
seit 2011 Gaslieferant in Österreich, in den Filialen Stromverträge abgeschlossen werden
Strommarkt ein. können. Durch solche Kooperationen wird
auch versucht, Offline-Kunden, die noch nicht
Insgesamt sind 152 Stromlieferanten am gewechselt haben, zu erreichen. Weitere Ko-
Strommarkt zu finden, die 4,3 Millionen operationen wie z.B. mit Mobilfunkbetreibern
Haushalte und 1,4 Millionen Gewerbebe- wurden angekündigt.
triebe und sonstige Kleinkunden beliefern.
Davon sind 118 regionale Anbieter, die den Der Verein für Konsumenteninformation
Großteil der Kunden in ihrem Liefergebiet (VKI) startete im Herbst 2013 seine erste
haben. Je nach Region stehen in der Regel Energiekosten-Stop-Aktion, einem landes-
einem angestammten Lieferanten 27 alter- weiten Gemeinschaftseinkauf für Ökostrom
native Lieferanten, gegebenenfalls eine oder und Gas, der mit großem Erfolg im Laufe des
zwei Tochtergesellschaften der regionalen Jahres 2014 umgesetzt wurde. Im April 2017
Anbieter und bis zu 15 regionale Lieferan- wurde inzwischen die vierte Energiekosten-
ten, die auch österreichweit anbieten, ge- Stop- Aktion abgeschlossen. Dabei wurden
genüber. In Wien kann ein Haushaltskunde 28.000 Wechselaufträge erteilt, 19.500 für
zwischen 95 Angeboten von mehr als 40 An- Strom und 8.500 für Gas. Seit Beginn der Ak-
bietern wählen, in Vorarlberg und Tirol ist das tion haben sich insgesamt 409.000 Haushal-
Angebot im Vergleich zu Wien nur geringfügig te angemeldet, 165.600 Mal wurde darauf-
eingeschränkt. hin der Strom- oder Gasanbieter gewechselt.
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