Stromgroßhandel Preisentwicklung und wesentliche Einflussfaktoren
←
→
Transkription von Seiteninhalten
Wenn Ihr Browser die Seite nicht korrekt rendert, bitte, lesen Sie den Inhalt der Seite unten
Stromgroßhandel Preisentwicklung und wesentliche Einflussfaktoren Eine Analyse der Österreichischen Energieagentur im Auftrag von Oesterreichs Energie Wien, am 10. November 2021
IMPRESSUM Herausgeberin: Österreichische Energieagentur – Austrian Energy Agency GmbH FN 413091m, Mariahilfer Straße 136, A-1150 Wien T. +43 (1) 586 15 24, Fax DW 340, Email: office@energyagency.at | www.energyagency.at Für den Inhalt verantwortlich: DI Franz Angerer Autor:innen: Karina Knaus, Lukas Zwieb, Christoph Dolna-Gruber Nachdruck nur auszugsweise und mit genauer Quellenangabe gestattet. Die Österreichische Energieagentur – Austrian Energy Agency GmbH hat die Inhalte der vorliegenden Publikation mit größter Sorgfalt recherchiert und dokumentiert. Für die Richtigkeit, Vollständigkeit und Aktualität der Inhalte können wir jedoch keine Gewähr übernehmen
Inhalt
Der Europäische Strommarkt
Entwicklungen im Stromgroßhandel seit 2019
Wesentliche Einflussfaktoren
Auswirkung auf die Preise am Endkundenmarkt
Ausblick
Häufige Fragen und Antworten
3
Der Europäische Strommarkt
Der heutige Europäische Strommarkt ist maßgeblich
von Liberalisierung und Integration geprägt
Liberalisierung des Markts für Strom und Gas Vor der Liberalisierung
Zur Harmonisierung und Liberalisierung des Energiebinnenmarkts der EU
sind seit 1996 Maßnahmen verabschiedet worden, die Marktzugang, Übertragung Verteilung
Transparenz und Regulierung, Verbraucherschutz und Erzeugung Vertrieb Kund:in
Versorgungssicherheit verbessern sollten. Ziel dieser Maßnahmen war der Stromhandel
Aufbau eines wettbewerbsfähigen, kundenorientierten und Vertikal integrierter Energieversorger
diskriminierungsfreien EU-Strommarkts mit marktorientierten Preisen.
Nach der Liberalisierung
Erzeugung und Vertrieb sowie Handel im Wettbewerb
Regulierter Bereich
Vertrieb
Die Liberalisierung trennt den Strom- wie auch den Gassektor in zwei Erzeugung
große Bereiche auf: Übertragungs- und Verteilernetze fallen in den Verteilung
Liberalisierter Markt
Liberalisierter Markt
regulierten Bereich. Die Erzeugung (Strom) sowie der Handel und der Vertrieb
Vertrieb werden dem liberalisierten Markt zugeordnet, wo Wettbewerb Erzeugung
herrscht und sich Preise auch über das Wechselspiel von Angebot und Verteilung
Nachfrage bilden. Übertragung Vertrieb Kund:in
Diese Analyse beschäftigt sich primär mit diesem liberalisierten Markt und Erzeugung
nimmt dabei den Großhandel mit Strom in den Fokus. Verteilung Vertrieb
Erzeugung
Stromhandel Vertrieb
Grafik: Österreichische Energieagentur
5
Großhandel mit Strom: Börse und „Over-the-Counter“,
Day-Ahead-Spotmarkt bildet Referenzpreis für den Handel
Eine wichtige Basis der von Lieferanten in Rechnung gestellten Struktur des Stromhandels in der Europäischen Union
Energiepreise bilden die Großhandelspreise für Strom, wobei diese aktuell
nur rund ein Drittel des Gesamtpreises einer kWh ausmachen.
Stromhandel
Ein wesentlicher Teil der Großhandelsgeschäfte erfolgt über bilaterale
Verträge zwischen Lieferanten und Erzeugern im Over-the-Counter- (OTC-)
Markt. Im Gegensatz dazu steht der offizielle Börsenhandel, etwa an der
EPEX Spot SE, der EEX, der EXAA oder der Nordpool Spot SE. Die Strom- Großhandel Systemdienstleistungen
preise im OTC-Geschäft orientieren sich ebenfalls am Börsenhandel.
Letzterer ist unterteilt in einen Spotmarkt, auf dem Intraday- sowie Day-
Ahead-Kontrakte gehandelt werden, und einen Terminmarkt, in dem Börsenhandel Over-the-Counter (OTC)
primär Futures, ferner auch Optionen kontrahiert werden.
Bei den Futures können an jedem Handelstag Produkte für zukünftige
Lieferungen* ge- und verkauft werden. Erwirbt man beispielsweise 1 MW Spot- Termin- Spot- Termin-
des Grundlast-Monatskontrakts für Mai 2022, wird in jeder Stunde des markt markt markt markt
Monats diese Menge „geliefert“. Als „Frontmonat“ bezeichnet man in
weiterer Folge den Handel für den jeweiligen Folgemonat (z.B. Juni 2022
für Handelstage im Mai 2022). z.B. Monatskontrakte,
Day-Ahead Futures Jahreskontrakte
Der Day-Ahead-Markt nimmt im Stromhandel eine zentrale Rolle ein, da
die dort resultierenden Preise als Referenz für die Absicherungsgeschäfte
am Terminmarkt dienen. Auch für die Optimierung an den kurzfristigeren Intraday Optionen
Intraday-Märkten gilt der Day-Ahead-Markt als wichtiger Anhaltspunkt.
* In der Regel kommt es zu keinen physischen Lieferungen, da die Erfüllung normalerweise finanziell erfolgt.
Grafik: Österreichische Energieagentur in Anlehnung an Energy Brainpool
6Marktkopplung in der Europäischen Union führt
zur vertieften Integration des Strommarkts
Der Day-Ahead-Markt und somit indirekt auch die vor- und nach-
gelagerten Märkte sind in Europa über die sogenannte Marktkopplung SDAC Mitglied*
integriert. Seit Juni 2021 umfasst diese Single-Day-Ahead-Marktkopplung
(SDAC) beinahe ganz Europa.
Dabei werden für jede Gebotszone im zentralen europäischen
Algorithmus EUPHEMIA in einer täglichen Auktion die stündlichen Preise
für den nächsten Tag bestimmt. Österreich bildet seit 2018 eine
eigenständige Gebotszone, zuvor gab es eine gemeinsame Gebotszone
mit Deutschland. In den beiden Ländern können sich seitdem
unterschiedliche Preise einstellen.
Grundlage für die Preisbildungen sind einerseits Gebote der Stromhändler
und andererseits die für den Handel verfügbaren Übertragungs-
kapazitäten. Der Marktkopplungsprozess sorgt dafür, dass wohlfahrts-
optimal jene Gebote zum Zug kommen, die für eine kostenminimale
Deckung der Nachfrage notwendig sind.
Durch diesen gemeinsamen Mechanismus ist die Preiskorrelation über
viele Stunden und Gebotszonen hinweg hoch. Zu größeren
Preisabweichungen kommt es immer dann (bzw. dort), wenn (bzw. wo)
die für den Handel verfügbaren Übertragungskapazitäten gering sind.
*Grenze Bulgarien/Rumänien voraussichtlich ab Q4 2021 und Kroatien/Ungarn im Q1 2022.
7Merit-Order: Angebot und Nachfrage bestimmen
den Preis im Großhandelsmarkt
Funktionsprinzip der Preisfindung im Europäischen Großhandel:
Angebot und Nachfrage bestimmen im Strommarkt den Preis Die „Merit-Order-Kurve“
Die Preisbildung im Strommarkt wird wie in jedem Markt von Angebot Strombedarf z.B.
des nächsten Tages
und Nachfrage beeinflusst. Eine Besonderheit des Strommarkts: Die [MWh]
Merit-Order-Kurve bestimmt den Preis. Sie bildet die Einsatzreihenfolge Das letzte Kraftwerk, das zur Bedienung
Grenzkosten [€/MWh]
der stromproduzierenden Einheiten zur Deckung des Strombedarfs ab, des Strombedarfs benötigt wird, ist ein
um eine volkswirtschaftlich optimale Versorgung zu gewährleisten. Die Gaskraftwerk. Seine Grenzkosten
bestimmen den Strompreis (hier: für
Merit-Order orientiert sich an den niedrigsten Grenzkosten, das sind diese Stunde des nächsten Tages)
Kosten, die für eine zusätzlich produzierte Einheit elektrischer Energie
anfallen. Kraftwerke, die Strom mit günstigen Grenzkosten produzieren,
werden gemäß Merit-Order als erstes zur Bedienung der Nachfrage
herangezogen (etwa Wind, PV, Wasserkraft). Danach werden so lange PV Wind Nuklear Kohle Erdgas Öl Erzeugung [MWh]
Kraftwerke mit höheren Grenzkosten hinzugenommen, bis der Wasserkraft
prognostizierte Bedarf gedeckt ist.
Photovoltaik- und Windkraftwerke mit Grenzkosten nahe Null verdrängen
Grenzkosten [€/MWh]
Mehr Sonne, Wind und Wasserkraft
Kraftwerke in der Merit-Order weiter nach hinten und sorgen so für drängen das zuletzt preissetzende
niedrigere Preise. Gaskraftwerk und einige Kohlekraftwerke
aus dem Fahrplan. Ein günstigeres
Dieser Preisbildungsmechanismus wird als Einheitspreis-Auktion Kohlekraftwerk setzt den Strompreis.
bezeichnet, da alle Kraftwerke denselben Preis für ihre Einspeisung
bekommen, auch wenn sie unterschiedliche Preise geboten haben.
PV Wind Wasserkraft Nuklear Kohle Erdgas Öl
Erzeugung [MWh]
Grafik: Österreichische Energieagentur
8„Hedging“: Langfristige Geschäfte dienen
der Absicherung gegen Preisrisiken
Langfristige Geschäfte dienen der Absicherung
(a) Variante Beschaffung „short“
Da im Day-Ahead- und Intraday-Markt die Preise stark schwanken können, Einkauf von Fehlmengen
werden Absicherungsgeschäfte über den Terminmarkt (meist Futures) Erwarteter Verbrauch
über Spotmarkt
getätigt. Dabei kann der erwartete Verbrauch bzw. die erwartete
Erzeugung über unterschiedliche Standardprodukte langfristig im
Vorhinein abgedeckt werden. Quartals-
produkt
In der Abbildung werden vereinfacht und stark stilisiert zwei Varianten
Jahresprodukt Peak
dargestellt. In der ersten Variante (a) wird der erwartete Verbrauch nur so
weit mit Standardprodukten aufgefüllt, dass dieser nicht überschritten Jahresprodukte Base
wird. Ein Einkauf im Spotmarkt ist für die fehlenden Mengen in dieser
Beschaffungsposition „short“ somit notwendig. Das Gegenteil davon wäre (b) Variante Beschaffung „long“
eine Überdeckung mit Standardprodukten, welche in Variante (b) als
Beschaffung „long“ dargestellt wird. In diesem Fall werden überschüssige Verkauf von Überschüssen
Erwarteter Verbrauch
Mengen am Spotmarkt verkauft. am Spotmarkt
In der Praxis gibt es unzählige Verfahren und Strategien, um Preis- und Quartals-
Mengenrisiken zu minimieren. Letztendlich stellt dies die grundlegende produkt
Geschäftstätigkeit aller Energieversorgungsunternehmen dar.
Da die Lieferanten Terminmarktprodukte zur mittel- bzw. langfristigen Jahresprodukt Peak
preislichen Absicherung verwenden, haben diese somit eine hohe Jahresprodukte Base
Relevanz für den Endkundenmarkt. Vor allem haben die jeweils aktuellen
Preise der Terminprodukte einen Einfluss auf die zukünftigen
Grafik: Österreichische Energieagentur in Anlehnung an E-Control
Endkundenpreise.
9Der reine Energieanteil macht nur rund
ein Drittel des Haushaltsstrompreises aus
Endkundenpreise haben mehrere Preiskomponenten
Zusammensetzung des Strompreises in Österreich
Die Preise für Endkund:innen setzten sich sowohl für Haushalte als auch
für die Industrie aus unterschiedlichen Preiskomponenten zusammen.
Grob kann zwischen den Energiekosten, den Netzkosten und den Steuern
und Abgaben unterschieden werden. Der Energieanteil ist jener Anteil, Umsatzsteuer
der vom Preisgeschehen an den Großhandelsmärkten mitbestimmt wird. 16,7%
Dies betrifft auch einen Teil der Ökostromkosten, wobei dort der Effekt in Netzkosten Ökostromkosten
der umgekehrten Richtung auftritt (höhere Großhandelspreise bedeuten
niedrigere Ökostromkosten). Bei einem durchschnittlichen Haushalt
25,2% 12,3%
beträgt der Anteil der Energiekosten am Gesamtstrompreis aktuell etwas
mehr als ein Drittel. Haushaltskund:in
3.500 kWh
Liberalisierte Märkte seit 20 Jahren Wien Elektrizitätsabgabe
In Österreich wurden die Endkundenmärkte vor 20 Jahren liberalisiert, das 6,5%
heißt, es herrscht die freie Lieferantenwahl. Durch das Erneuerbaren-
Ausbau-Gesetz werden am Endkundenmarkt neue Rollen (z.B. Gebrauchsabgabe
Aggregatoren) und Möglichkeiten geschaffen (z.B. Erneuerbare Energiekosten
35,7% 3,6%
Energiegemeinschaften und Bürgerenergiegemeinschaften).
Grafik: Österreichische Energieagentur in Anlehnung an E-Control
10Entwicklungen im Stromgroßhandel seit 2019
Die Großhandelspreise für Strom steigen stark,
auch im Vergleich zum Vorkrisenniveau
Day-Ahead-Preise legen seit Jahresbeginn um 194% zu.
Übersicht Stromgroßhandelspreise [EUR/MWh]
Die Stromgroßhandelspreise steigen seit Beginn des 3. Quartals 2021
stark. Insbesondere ab September setzt eine sehr dynamische
Entwicklung ein.
Spotmarkt Spotmarkt Spread Termin-
Österreich Deutschland markt
Preise steigen in allen Produkten, Kontrakte erreichen Rekordniveau Differenz Jahreskontrakt
Neben dem Day-Ahead-Markt legen auch alle anderen Großhandels- Österreich und Base 2022
Day-Ahead Day-Ahead
Deutschland
produkte deutlich zu. Der Jahreskontrakt für Stromlieferungen im Österreich
Folgejahr 2022 (d.h. ein Produkt aus dem Terminmarkt) sieht seit
2019 40,05 37,67 2,38 (6,0 %) 51,73
Jahresbeginn ein Plus von 150% und pendelt sich im Oktober bei rund
130 EUR/MWh ein. 2020 33,15 30,47 2,68 (8,1 %) 46,39
Preissteigerungen betreffen ganz Europa 2021 83,59 77,52 6,07 (7,3 %) 75,78
Österreich ist mit diesem Phänomen nicht alleine, die Preise steigen in Oktober 2021 169,78 139,54 30,24 (17,8 %) 130,33
ganz Europa stark, auch im Vergleich zu Zeiten vor der Pandemie. Die
Spreads, d.h. die Preisunterschiede gegenüber dem für Österreich Änderung seit
wichtigen deutschen Markt lagen im Oktober bei über 30 EUR/MWh. Ein + 194 % + 164 % - + 150 %
Jahresbeginn*
Anstieg der Spreads ist für das 3. Quartal nicht ungewöhnlich, da
*Mittelwert Jänner 2021 im Vergleich zu Mittelwert Oktober 2021
aufgrund der höheren Windeinspeisung in Deutschland und der
niedrigeren Wasserkrafterzeugung in Österreich in diesem Zeitraum die
Datenstand: 2.11.2021, Quelle: EPEX/EEX, Berechnungen Österreichische Energieagentur
stärksten Abweichungen zu beobachten sind. Prozentuell betrachtet
bleiben sie über das Jahr 2021 (Jan-Okt) gegenüber den Vorjahren stabil.
Die europäische Entwicklung ist in den folgenden Grafiken dargestellt.
12Durchschnittliche Day-Ahead-Strompreise im Großhandel
in EUR/MWh | Spotmarkt | 2019 vs. 2021 (Jan–Okt)
2019 2021
(ganzes Jahr) (Jan-Okt)
44 59
40 67
< 40 EUR/MWh < 70 EUR/MWh
40 - 50 EUR/MWh 70 - 80 EUR/MWh
Daten: ENTSO-E Transparency, Eigene Darstellung
46 72
50 - 60 EUR/MWh 80 - 90 EUR/MWh
46 73
40 > 60 EUR/MWh 73 > 90 EUR/MWh
46 74
50 115
41 81 75
39 38 80 76
40 80
42 82
40 50 83 91
39 41 82 87
49 49 91 91
51 100
51 90
48 48 64 91 91 94
13Durchschnittliche Day-Ahead-Strompreise im Großhandel
in EUR/MWh | Spotmarkt | 2020 vs. 2021 (Jan–Okt)
2020 2021
(ganzes Jahr) (Jan-Okt)
28 59
26 67
< 30 EUR/MWh < 70 EUR/MWh
30 - 40 EUR/MWh 70 - 80 EUR/MWh
Daten: ENTSO-E Transparency, Eigene Darstellung
34 72
40 - 50 EUR/MWh 80 - 90 EUR/MWh
34 73
28 > 50 EUR/MWh 73 > 90 EUR/MWh
34 74
38 115
32 47 81 75
32 30 80 76
34 80
34 82
33 39 83 91
32 34 82 87
38 38 40 91 91
39 100
39 90
39
34 34 45 91 91 94
14Starker Anstieg in den Monatsprodukten seit Anfang
September mit Höchstwerten von über 250 EUR/MWh
Neben dem Day-Ahead-Markt ist die Entwicklung
Entwicklung des Frontmonats [EUR/MWh] der Terminmarktprodukte wesentlich für die
mittelfristigen Preisindikationen im Strom-
großhandel.
Die Frontmonatsprodukte „Base“ und „Peak“
Lesebeispiel Frontmonat: Preis haben seit September 2021 einen starken
am jeweiligen Handelstag im Zuwachs gesehen. Für die Base-Kontrakte erfolgt
September 2019 für das Produkt
„Oktober 2019“ (Base/Peak) dabei die „Lieferung“ in jeder Stunde des Monats,
für die Peak-Kontrakte in den Stunden 9 bis 20
Uhr. Zuletzt gab es einen Stopp des
Handelstag bzw. Lieferzeitraum
Preis im September ist Oktober Peak Aufwärtstrends.
Base Die Base- und Peak-Preise verlaufen in den letzten
zwei Jahren bis zum starken Preisanstieg im
September 2021 parallel. Da in den Peak-Stunden
Gaskraftwerke öfter preissetzend sind als in den
Base-Stunden, ist in den Peak-Produkten der
Gaspreisanstieg der letzten Monate stärker
bemerkbar.
Handelsaktivitäten nehmen ebenfalls zu
Die börslichen Handelsvolumina bzw. die
Häufigkeit der Vertragsabschlüsse steigen.
Daten: EEX, Eigene Darstellung
15Preise für Stromlieferungen im Jahr 2022 erreichen
Rekordniveau mit über 150 EUR/MWh
Wichtiger Jahreskontrakt mit Preisrekord
Entwicklung des Frontjahres [EUR/MWh]
Die Jahreskontrakte haben seit Anfang September
ebenfalls stark angezogen, auch wenn die
Entwicklung weniger drastisch war als bei den
Lesebeispiel Frontjahr: Preis am kurzfristigeren Produkten. Ende Oktober haben sich
jeweiligen Handelstag im die Preise wieder leicht erholt und bei knapp 125
September 2019 für das Produkt EUR/MWh eingestellt. Diese Preisunterschiede
„Kalenderjahr 2020“ (Base/Peak)
zwischen den Monats- und Jahresprodukten sind
dadurch bedingt, dass im Jahreskontrakt 2022 die
Handelstag bzw. Preis Peak erwartete Entspannung im Gasbereich bereits
im September 2019 Lieferzeitraum
ist 2020 Base eingepreist ist. Die erwarteten niedrigeren Gaspreise
dämpfen dann auch die Preiserwartung für Strom im
Jahr 2022.
Aktuelles Preisniveau am Terminmarkt beeinflusst
zukünftige Endkundenpreise
Besonders relevant ist die Entwicklung der
Jahreskontrakte, da diese eine wichtige Basis für die
langfristige Beschaffung von zukünftigen Strom-
mengen sind. Die derzeit dort erzielten Preise
fließen somit indirekt in die zukünftige Preisbildung
Daten: EEX, Eigene Darstellung
im Endkundenmarkt mit ein.
16Österreichischer Strompreisindex im
Dezember 2021 auf neuem Allzeithoch
Entwicklung des Österreichischen Strompreisindex ÖSPI [Index, Basis 2006] Der Österreichische Strompreisindex (ÖSPI) bildet
so wie die vorangegangenen Darstellungen
149 ebenfalls die Entwicklung der Großhandelspreise
148 ab. Für den Endkundenmarkt ist der ÖSPI ebenfalls
(Jan 09) (Dez 21)
relevant. Er bildet die Grundlage einiger Floater-
Produkte und findet sich zum Teil in Allgemeinen
Lieferbedingungen als Basis für Preisanpassungen
bei Endkund:innen wieder.
Obwohl die ÖSPI-Methodik zu einer starken
Glättung der Großhandelspreise führt, zeigt sich in
den letzten Monaten auch dort ein deutlicher
Aufwärtstrend.
Allzeithoch mit Dezember 2021 knapp eingestellt
49 Mit dem Indexstand von 148,67 Punkten hat der
(Nov 16) ÖSPI für Dezember 2021 ein neues Allzeithoch
ggü. November 2021: + 8,9%
knapp erreicht. Der Tiefststand des ÖSPI lag im
ggü. Dezember 2020: + 83,7% November 2016 bei 48,93 Indexpunkten.
Daten: EEX, Eigene Darstellung
17Österreichischer Gaspreisindex mit
noch nie dagewesener Preissteigerung
Entwicklung des Österreichischen Gaspreisindex ÖGPI [Index, Basis 2015] Der Österreichische Gaspreisindex (ÖGPI) bildet
für Gas, ähnlich wie der ÖSPI für Strom, die
Entwicklung des Großhandelsmarktes ab.
311 Methodisch gibt es zwischen den beiden Indizes
(Nov 21) jedoch den wesentlichen Unterschied, dass der
ÖGPI auf Basis eines kürzeren Durchrechnungs-
zeitraumes gebildet wird. Dies bedeutet, dass
ÖGPI gegenüber dem ÖSPI weniger und kurzfristigere
Produkte und weniger Handelstage in die
Berechnung miteinfließen. Für den Endkunden-
markt wird daher häufig eine geglättete Variante
28 (12-Monats-Mittel, blaue Linie) herangezogen.
(Aug 20)
Entwicklung der letzten Monate zeigt Preisrallye
Im November 2021 erreicht der Indexstand des
ÖGPI einen absoluten Rekordwert mit über 310
Indexpunkten. Dies bedeutet beinahe eine
Verdoppelung des Indexwertes innerhalb von
zwei Monaten.
Daten: EEX, Eigene Darstellung
18Vergleich zwischen ÖSPI und ÖGPI verdeutlicht
massiven Preisanstieg am Gasmarkt
Österreichischer Strompreisindex und Gaspreisindex im Vergleich [Index]
Vergleicht man die beiden Indizes, so sticht der
starke Preisanstieg im Gasbereich noch stärker
hervor. Ebenso zeigt sich, dass der ÖGPI in Zeiten
des pandemiebedingten Krisenjahres 2020 im
Gegensatz um ÖSPI eine deutlicher ausgeprägte
Abwärtsbewegung zu verzeichnen hatte.
ÖGPI
Volatilität des ÖGPI auch aufgrund
unterschiedlicher Methodik
Die stärkeren Schwankungen im ÖGPI sind auch ein
Ergebnis der methodischen Unterschiede.
Trotzdem war der ÖGPI seit Beginn der
Berechnungen im Jahr 2015 noch nie derartig
ÖSPI starken Preisbewegungen unterworfen. Vor dem
gegenwärtigen Preisanstieg lag der ÖGPI-
Höchstwert bei 123 Indexpunkten.
19Wesentliche Einflussfaktoren
Die Preise aller Energieträger steigen seit Anfang
September weltweit stark an, insbesondere die Gaspreise
Erholung der Wirtschaft treibt Energiepreise in die Höhe Strom, Gas und CO2-Preise im EU ETS [Index, 2019 = 100]
Seit Anfang September ist ein starker Anstieg aller Energiepreise –
und generell vieler Commodities – zu beobachten. Die rasche
Erholung der Weltwirtschaft nach dem pandemiebedingten
Krisenjahr 2020 hat die Nachfrage nach Rohstoffen und Energie,
insbesondere in Asien, stark steigen lassen. Dies führte zu einem sehr
starken Anstieg der Preise über alle Energieträger hinweg,
insbesondere aber Erdgas und Kohle.
Für die Strompreise sind vor allem die Preissteigerungen
bei Gas und Kohle relevant
Der Preisanstieg am Strommarkt ist durch mehrere Faktoren
bestimmt. Besondere Relevanz hat die Preisentwicklung bei fossilen
Energieträgern, insbesondere Kohle und Erdgas. Diese Kraftwerke
sind – vor allem in dem für Österreich wichtigen deutschen
„Leitmarkt“ – in Stunden mit niedriger Einspeisung von Strom aus
erneuerbaren Energieträgern preissetzend (siehe Merit-Order-Effekt).
Die starken Preissteigerungen bei Erdgas und Kohle wirken sich somit
direkt auf den Strompreis aus.
Daten: EEX, Eigene Berechnung und Darstellung
21Wirtschaftliche Erholung setzt ein,
mit Auswirkungen auf die Strompreise
Wirtschaftsentwicklung und Spotmarktpreise im Stromgroßhandel (Quartalswerte 2001–2021) Pandemie dämpfte 2020 BIP und Strompreis
Die letzten zwei Jahre waren – sowohl was die
6%
wirtschaftliche Entwicklung (graue Linie) als auch
80
Day-Ahead-Spotmarktpreise Strom
Lehman- Preiszonen- COVID- die Strompreisentwicklung (rote Linie) betrifft –
Pleite trennung Krise 4%
70 außergewöhnlich. Die COVID-Krise dämpfte
Wirtschaftsentwicklung
2% sowohl die Wirtschaftsleistung als auch die
60
0 Strompreise erheblich.
(in EUR/MWh)
50 -2%
Der letzte größere Wirtschaftseinbruch war im
40 -4%
Jahr 2009 in Folge der Finanzkrise zu beobachten.
-6% Im Gegensatz zur aktuellen Entwicklung war
30
-8% jedoch der Preisanstieg nach dem Einsetzen der
20
-10% wirtschaftlichen Erholung damals weniger stark
10 -12% ausgeprägt als in der jetzigen Situation. Ein
-14%
maßgeblicher Unterschied in der jetzigen
0
Situation ist der starke Preisanstieg im Gasmarkt.
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Eigene Darstellung nach E-Control (2021), auf Basis von EPEX Spot SE, Nord Pool, EXAA, OeNB (Berechnungen E-Control)
22„Perfect Storm“ im Gasmarkt sorgt für noch
nie dagewesene Preisrallye im Gasgroßhandel
Preisanstieg bei Gas ist durch Zusammenlaufen mehrerer Faktoren
Preisentwicklung für Erdgas (TTF) und für LNG (Asien)* [EUR/MWh]
geprägt
Im Gasmarkt sorgt das Zusammenkommen einer Vielzahl
preistreibender Faktoren (auch „Perfect Storm“ genannt) für eine
noch nie dagewesene Preisrallye. Dazu gehören:
Der rasche Anstieg der Gasnachfrage, insbesondere in Asien
(primär LNG) aufgrund der wirtschaftlichen Erholung
Eine hohe Stromerzeugung aus Erdgas im ersten Halbjahr 2021
in Europa und somit erhöhte Nachfrage
Keine zusätzlichen Lieferungen aus Russland, d.h. nicht über die
bereits vertraglich vereinbarten Mengen hinaus
Hohe Inlandsnachfrage in Russland
Wartungsarbeiten
Niedrige Speicherfüllstände (auch in Russland)
Der für Europa wesentliche Gasknotenpunkt TTF verzeichnet seit
dem Sommer einen deutlichen Preisanstieg. Die Preise für
verflüssigtes Erdgas (LNG) in Asien zogen hingegen bereits im
Winter 2021 an. Generell kann man bei LNG einen Preisaufschlag
gegenüber dem in Europa gehandelten Erdgas sehen. *Daten zu den Notierungen für LNG sind sehr eingeschränkt und in der Regel nur bei Preisreportern
verfügbar. Bei der öffentlichen Quelle IMF sind für Oktober noch keine Werte publiziert.
23Niedrige Speicherstände in Europa geben
Marktsignal in Richtung Preissteigerung
Speicher weniger gut gefüllt als normalerweise Speicherstände der Erdgasspeicher in Österreich und Europa [%]
In Österreich beträgt der Speicherfüllstand Anfang November 56%
(langjähriges Mittel 88%). Dies betrifft insbesondere den Speicher EU
Haidach, der für den Export bestimmt ist. (prozentuelle
Füllstände
Auch in Europa liegen die Gasspeicherstände Anfang November mit 77% jeweils zum
deutlich unter dem langjährigen Mittelwert für diesen Zeitpunkt von 91%. 2. November)
Während die Speichermengen, absolut betrachtet, nicht wesentlich das
Gasangebot in Europa bestimmen, sind die Speicherfüllstände immer ein
wesentliches Marktsignal für den Gashandel. Niedrige Speicherstände
werden tendenziell als ein Zeichen für Verknappung gesehen und wirken
Österreichische Energieagentur nach GIE (2021)
somit preistreibend.
UGS Haidach (32,7 TWh) OMV Storage Pool (25,3 TWh) Österreich
(prozentuelle
20% 72% Füllstände
jeweils zum
2. November)
UGS 7 Fields (17,5 TWh) RAG Storage Pool (20,1 TWh)
84% 66%
UGS…Untertage-Gasspeicher in TWh angegeben ist jeweils die maximale Speicherkapazität
24Stromerzeugung mit Gaskraftwerken im Frühjahr 2021
überdurchschnittlich, danach weniger als üblich
12.000
10.000 kumuliert 2019 Strom aus Erdgas in Österreich
Stromproduktion mit Gaskraftwerken
Österreich
8.000 In Österreich war die Stromproduktion mit Gaskraftwerken im
GWh
6.000 2020 ersten Halbjahr 2021 überdurchschnittlich hoch: gegenüber 2020
4.000 2021 um 14% mehr, gegenüber 2019 um 16% mehr. Insbesondere in den
2.000 Monaten März, April und Mai war der Einsatz von Gas
0 überdurchschnittlich hoch.
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12
Strom aus Erdgas und Onshore-Windkraft in Deutschland
70.000
60.000
kumuliert 2020 Auf dem deutschen Leitmarkt legte die Stromproduktion mit
Deutschland
50.000 Gaskraftwerken im ersten Halbjahr 2021 im Vergleich zum gleichen
2019
GWh
40.000
Zeitraum 2019 um 20% zu, gegenüber 2020 um 12%. Die Erzeugung
2021
30.000
aus Onshore-Windkraft war im ersten Halbjahr 2021 gegenüber
Eigene Darstellung mit Daten der ENTSO-E
20.000
2020 um 21% reduziert, gegenüber 2019 um 13% weniger. Inklusive
10.000
0
Offshore-Windkraft kommt Deutschland kumuliert etwa auf das
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 Niveau von 2019 – das Rekordjahr 2020 wird aber unterschritten.
120.000 Mit steigenden Preisen im Großhandel für Gas sinkt die
2020 Stromproduktion mit Gaskraftwerken deutlich, sodass die
Onshore-Wind
100.000
kumuliert
Deutschland
80.000
2019
kumulierte Erzeugung (Year-to-Date 2021) sowohl in Deutschland
GWh
60.000
2021
als auch in Österreich unter dem Niveau der Vorjahre liegt.
40.000
20.000
0
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12
25Einfluss des EU-ETS-Preises auf die Stromerzeugungs-
kosten ist gering, Gaspreise wiegen viel schwerer
Betrachtet man die Entwicklung der Gestehungskosten
Stromerzeugungskosten Gaskraftwerk [EUR/MWh, 45% elektrischer Wirkungsgrad]
eines Gaskraftwerks, können die Effekte des Anstiegs
bei den CO2-Zertifikatspreisen und der Preisexplosion
bei den Gaspreisen differenziert analysiert werden.
Der wesentliche Effekt ergibt sich demnach aus den
gestiegenen Erdgaskosten. Die Steigerung der CO2-
Preise hat nur einen kleinen Anteil an den höheren
Stromerzeugungskosten eines Gaskraftwerks.
Kostenanteil von Erdgas steigt im Oktober auf 90%
Im Oktober 2021 machte der durchschnittliche Anteil
der Erdgaskosten an den Stromgestehungskosten
knapp 90% aus, im Vorkrisen-Oktober 2019 waren es
unter 70%.
Eigene Berechnung: Österreichische Energieagentur
26Auswirkungen auf die Preise am Endkundenmarkt
Haushaltsstrompreise in Österreich über lange Phasen
stabil, nur große Veränderungen schlagen durch
Entwicklung der Strombruttopreise für Haushalte und Industrie [Cent/kWh] Generell sind die Strompreise für Endkund:innen,
insbesondere für Haushalte, in Österreich sehr
stabil. In den letzten Jahren lagen sie im Schnitt bei
rund 20 Cent/kWh.
Größere Bewegungen an den nationalen und
internationalen Energiemärkten spiegeln sich aber
auch in den Bruttopreisen für Endkund:innen
wider.
Liberalisierung
Großhandelspreisrallye So führten beispielsweise die Ölkrise oder die
vor Finanzkrise Großhandelspreisverwerfungen um den Zeitpunkt
der Finanzkrise zu stärkeren Preisänderungen.
Ölkrise und steigende Die Strommarktliberalisierung und die
Brennstoffkosten Energiewende hatten einen deutlich
preisdämpfenden Effekt.*
Großhandelspreisverfall
nach Lehman-Pleite
*siehePresseaussendung der E-Control vom 5. Oktober 2021 verfügbar auf:
https://www.e-control.at/documents/1785851/0/PK+20+Jahre+Strom-
+udn+Gasmarktliberalisierung.pdf/cd574fa5-492f-449d-a969-
60f505558d85?t=1633420309760
Grafik: eigene Darstellung, Daten: IEA
28Österreichische Endkundenpreise sind leicht über dem
europäischen Mittel
Daten zu Haushaltspreisen nur zeitverzögert verfügbar Entwicklung des HEPI – Household Energy Price Index [Cent/kWh]
Im Gegensatz zu den Großhandelspreisen sind die Preise für
Endkund:innen nur zeitverzögert verfügbar. Die Preise der
Marktstatistik der E-Control bzw. bei Eurostat sind aktuell
lediglich für das 2. Halbjahr 2020 verfügbar. Daten aus dem
Warenkorb der Statistik Austria weisen eine zweimonatige
Zeitverzögerung aus und bieten zudem keine Informationen zur
Entwicklung der einzelnen Preiskomponenten. Einzige relativ
aktuelle Datenquelle in hinreichender Auflösung und
europäischem Vergleich ist der Household Energy Price Index
(HEPI), wobei dieser nur europäische Hauptstädte betrachtet.
Sept 2021 ggü Jan 2021
Österreichische Endkundenpreise folgen dem europäischen
Wien: + 8,1%
Mittelwert
EU-27: +8,4%
Die österreichischen Strompreise für Endkund:innen liegen etwas
über dem europäischen Mittelwert. Sowohl im europäischen HEPI
Gesamtindex für europäische Hauptstädte wie auch im HEPI für
Österreich (Wien) ist seit Jahresbeginn ein Preisanstieg von über
8% sichtbar. In Österreich ist dies im Wesentlichen aufgrund der
Grafik: eigene Darstellung, Daten: E-Control
steigenden Preise bei den börseindizierten Floater-Produkten der
Fall.
29Energiepreisindex steigt 2021 stark und entwickelt sich
zum Preistreiber der allgemeinen Teuerung
Vergleich von Energiepreisindex und Verbraucherpreisindex [Index, Basis 2020] Der Energiepreisindex (EPI) zeigt die Entwicklung
aller für Haushalte relevanten Energieträger wie
Strom, Gas, Heizöl, oder Treibstoffe.
Im Vergleich zum Pandemiejahr stieg der
Energiepreisindex stark. Mit einem Plus von 16%
lag der Indexwert im September 2021 deutlich
Energiepreisindex EPI über dem des Vorjahresmonats. Der Vergleich mit
September 2019 zeigt immer noch einen Zuwachs
von 8%.
Besonders auffällig ist, dass der Energiepreisindex
im Jahr 2021 zum starken Preistreiber der
allgemeinen Teuerung (VPI) wird. Im langjährigen
Vergleich der letzten 10 Jahre wirkte der EPI
hingegen über lange Zeiträume hinweg
preisdämpfend.
Verbraucherpreisindex VPI
Grafik: eigene Darstellung, Daten: Statistik Austria
30Floater und Netztarife lassen Strompreise anziehen, im
Vergleich zum EPI sind diese jedoch sehr stabil
Vergleich von Strompreis mit dem EPI und VPI [Index, Basis 2020] Der EPI für Strom* liegt im September 2021 um 7%
höher als im September 2020 und 13% höher als
im Jahr davor. Grund dafür sind gestiegene
Netztarife und die erstmals seit 2021 im Index
Energiepreisindex EPI abgebildeten Floater-Produkte.
Im Vergleich zum Energiepreisindex ist der Anstieg
des EPI Strom weniger stark ausgeprägt, da die
Preisbewegungen für Treibstoffe oder Heizöl die
Entwicklung des EPI maßgeblich beeinflussen.
EPI für Strom
*2021 kam es zu einer methodischen Anpassung bei der
Erhebung der Statistik Austria. Der Strompreisindex bildet
seitdem auch die sogenannten Floater-Produkte ab. Da die
Preissenkungen 2020 bei diesen Produkten noch nicht im Index
enthalten waren, ist die Vergleichbarkeit der Zeitreihe
Verbraucherpreisindex VPI eingeschränkt.
Grafik: eigene Darstellung, Daten: Statistik Austria
31Stromkosten machen 2% aller monatlichen Verbrauchs-
ausgaben eines durchschnittlichen Haushaltes aus
Die Konsumerhebung der Statistik Austria erfasst die monatlichen
Verbrauchsausgaben eines durchschnittlichen österreichischen
Haushalts. Die Stromkosten machen derzeit 2% der monatlichen Strom | 2,0%
Verbrauchsausgaben in Pro-Kopf-Äquivalenten aus. Dies ist weniger
als beispielsweise die Ausgaben für alkoholische Getränke und Tabak
(2,4%).
Gesundheit | 4,4%
Zu beachten ist, dass es sich dabei um eine Durchschnittsbetrachtung
über alle Haushalte handelt. Je nachdem, welches Verbrauchsmuster
bei einem spezifischen Haushalt tatsächlich vorliegt, verschiebt sich
der Anteil zwischen Strom und anderen Kategorien. Bekleidung und Schuhe | 4,0%
Dieser Anteil wird sich verändern: Haushalte, die Wärmepumpe
nutzen, haben bereits einen höheren Anteil an Stromkosten. Ein
Elektroauto steigert diesen zusätzlich (gleichzeitig verbraucht man Alkohol und Tabak: 2,4%
aufgrund der höheren Effizienz beider Technologien insgesamt
weniger Energie). Zukünftig werden beide Lösungen zunehmende
Verbreitung erfahren. Strom wird so ein relevanterer Teil der
Gesamtaufwendungen eines Haushalts und ersetzt zunehmend fossile
Cafés und Restaurants | 6,1%
Treibstoffe wie Benzin und Diesel und Brennstoffe wie Erdgas, Heizöl
und andere Formen der Energie.
Daten: Konsumerhebung 2019/2020 Statistik Austria
32Ausblick
Marktteilnehmer erwarten leichte preisliche Entspannung
im Frühjahr 2022, aber keine Rückkehr zu Niedrigpreisen
„Price Forward Curve“ Strom Anfang November 2022 [Euro/MWh] Ein wichtiger Indikator für zukünftige Preis-
entwicklungen sind die aktuellen Preise am
Terminmarkt. Sie zeigen, wie Marktteilnehmer die
Monatskontrakte zukünftige Marktsituation einschätzen und bilden
die Grundlage für die mittelfristige Entwicklung der
Endkundenpreise.
Eine Darstellungsform für diese Preiserwartungen
im Markt ist die sogenannte „ Price Forward Curve”
Lesebeispiel: Preis (PFC). Dabei werden aktuell verfügbare
vom 2. November Notierungen nach Lieferzeitpunkten aneinander
für die „Lieferung“
gereiht. Die PFC spiegelt somit die Preiserwartung
im 1. Quartal 2023
des Marktes aus heutiger Perspektive wider. Da die
PFC in der Regel für einen bestimmten Tag
Quartalskontrakte ausgewertet wird, handelt es sich um eine
Momentaufnahme.
Lesebeispiel: Preis Preiserwartungen bleiben auch für 2022 hoch
vom 2. November für Für das kommende Jahr erwarten Marktteilnehmer
das Lieferjahr 2025 demnach weiterhin ein hohes Preisniveau von
Jahreskontrakte deutlich über 100 EUR/MWh, wobei die Winter-
quartale höher bepreist werden als der Sommer.
Eine erste Entspannung zeigt sich für das 2. Quartal
2022.
Eigene Darstellung, Daten: EEX
34Weiterer Anstieg des ÖSPI bis Februar 2022 zu erwarten,
leichte Erholung voraussichtlich ab April
Vorschau Österreichischer Strompreisindex ÖSPI [Index, Basis 2006] Ein ähnliches Bild zeigt sich beim ÖSPI. Auf Basis der
bereits vorhandenen Preisnotierungen erstellt die
Österreichische Energieagentur eine monatliche
Vorschau für den ÖSPI.
Indexstand erreicht voraussichtlich knapp 190
Punkte im Februar 2022
Im ersten Quartal 2022 kommt es zu einem weiteren
deutlichen Anstieg des ÖSPI. Eine leichte
Entspannung zeigt die Vorschau ab April nächsten
Jahres. Da der ÖSPI bzw. verwandte börsliche
Indizes Grundlage von Floater-Produkten sind, bzw.
diese Art von Indizes zunehmend für jährliche
Endkundenpreisänderungen herangezogen werden,
hat diese Entwicklung auf einen Teil der
Endkund:innen direkte Auswirkungen.
Erste Preiserhöhungen angekündigt
Für November und Dezember 2021 haben zudem
einige Stromlieferanten Preiserhöhungen in der
Größenordnung von 20% des Energiepreises bzw. 60
Euro pro Jahr für einen durchschnittlichen Haushalt
angekündigt.
Eigene Darstellung und Berechnung
35Fragen und Antworten
Häufig gestellte Fragen
Wie wirkt sich ein Anstieg der Gaspreise auf den Strompreis aus?
Gaskraftwerke wirken in Österreich – aber vor allem auch in dem eng verknüpften deutschen Markt – oft preissetzend, sind also das letzte Kraftwerk, das noch benötigt wird, um
die Nachfrage zu bedienen. Vor allem in Stunden mit einem niedrigeren Dargebot an erneuerbarer Stromerzeugung oder in Stunden mit hoher Nachfrage bestimmen dann die
Gestehungskosten für die erdgasbasierte Stromerzeugung den Strompreis im Großhandel. Diese operativen Kosten umfassen im Wesentlichen die Kosten für den Brennstoff (d.h.
Erdgas) und CO2-Zertifikate. Ein Anstieg der Gaspreise sorgt also letztendlich auch für einen Preisdruck am Strommarkt, sofern Gaskraftwerke zur Abdeckung der Nachfrage
eingesetzt werden.
Warum wirken sich deutsche Kohlekraftwerke auf unseren Strompreis aus?
Kohlekraftwerke sind Teil der deutschen Angebotskurve (siehe „Merit-Order-Kurve“) und je nach Kohle-, CO2- bzw. Gaspreisgefüge unter Umständen günstiger als Gaskraftwerke.
Zu Zeiten, in denen der österreichische und der deutsche Marktpreis aufgrund der hohen Übertragungskapazitäten zwischen den beiden Ländern im Gleichklang sind, kommt es zu
keinen oder nur minimalen Preisabweichungen. Wenn in diesen Stunden die deutschen Kohlekraftwerke preissetzend sind, dann sind diese auch in Österreich preisbestimmend.
Wie wird sich der Ausstieg aus Atom und Kohle auf die Situation in Österreich auswirken?
Eine Verknappung der Kraftwerkskapazitäten wirkt bei gleichbleibender oder steigender Nachfrage ohne den gleichzeitigen Zubau neuer Kapazitäten grundsätzlich preissteigernd.
Die Auswirkungen auf die Großhandelspreise in Deutschland und somit auch in Österreich werden daher ganz wesentlich davon abhängen, wie rasch der notwendige Ausbau der
erneuerbaren Stromerzeugung sowie der Flexibilitäten (z.B. Speicher) und die Modernisierung der Netzinfrastruktur gelingen.
Was kann langfristig zur Preisstabilität beitragen?
Mittel- bis langfristig sind erneuerbare Formen der Stromerzeugung (wie z.B. Windkraft, Photovoltaik und Wasserkraft) der sinnvollste Weg, um die Abhängigkeit von den
Preisschwankungen importierter fossiler Energieträger zu eliminieren. Dies trifft auch für den für Österreich so wichtigen deutschen „Leitmarkt“ zu. Darüber hinaus gilt es, ein für
den Ausbau Erneuerbarer Energien und das Upgrade der Netzinfrastruktur förderliches regulatorisches Umfeld (Genehmigungen, …) zu schaffen.
37Häufig gestellte Fragen
Wie entstehen Strompreise im Großhandel?
Seit der Liberalisierung des Strommarkts im Jahr 2001 wird der Strompreis wie in jedem marktwirtschaftlichen System durch Angebot und Nachfrage bestimmt. Der in den
Kraftwerken produzierte Strom wird bilateral „over the counter“ sowie an der Börse gehandelt.
An den Strombörsen gibt es mitunter starke Preisschwankungen, die von Angebot und Nachfrage getrieben werden. Viele Faktoren, insbesondere die Brennstoffpreise für Gas, Öl
und Kohle spielen eine große Rolle, da ein Großteil des Stroms in Europa nach wie vor in fossil befeuerten Kraftwerken erzeugt wird und deren Preise einer höheren Volatilität
unterworfen sind. Einen immer größeren Einfluss auf das Stromangebot und damit den Strompreis hat aber auch das Wetter. Denn wenn die Sonne scheint und der Wind weht,
dann ist die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen hoch und es ist viel Strom im Angebot.
Wie funktioniert die Preisbildung an der Strombörse? (Merit-Order-Modell)
Die Merit-Order-Kurve bestimmt den Preis. Sie bildet die Einsatzreihenfolge der stromproduzierenden Einheiten zur Deckung des Strombedarfs ab, um eine volkswirtschaftlich
optimale Versorgung zu gewährleisten. Die Merit-Order orientiert sich an den niedrigsten Grenzkosten, das sind Kosten, die für eine zusätzlich produzierte Einheit elektrischer
Energie anfallen. Kraftwerke, die Strom mit günstigen Grenzkosten produzieren, werden gemäß Merit-Order als Erstes zur Bedienung der Nachfrage herangezogen (etwa Wind,
PV, Wasserkraft). Danach werden so lange Kraftwerke mit höheren Grenzkosten hinzugenommen, bis der prognostizierte Bedarf gedeckt ist. Der sogenannte Markträumungspreis
(„Settlement Price“) ist das letzte Angebot, welches einen Zuschlag erhält. Das Kraftwerk mit den teuersten Grenzkosten definiert den Börsenpreis für alle eingesetzten
Kraftwerke.
Photovoltaik- und Windkraftwerke mit Grenzkosten nahe Null verdrängen Kraftwerke in der Merit-Order weiter nach hinten und sorgen so für niedrigere Preise. Dieser
Preisbildungsmechanismus wird als Einheitspreis-Auktion bezeichnet, da alle Kraftwerke denselben Preis für ihre Einspeisung bekommen, auch wenn sie unterschiedliche Preise
geboten haben.
38Häufig gestellte Fragen
Bestandteile des Endkunden-Strompreises/ Wie setzen sich die Stromkosten zusammen?
Die Preise für Endkund:innen setzten sich sowohl für Haushalte als auch für die Industrie aus unterschiedlichen Preiskomponenten zusammen. Grob kann zwischen den
Energiekosten, den Netzkosten und den Steuern und Abgaben (wie z.B. Umsatzsteuer und Ökostromkosten) unterschieden werden. Der Energieanteil ist jener Anteil, der vom
Preisgeschehen an den Großhandelsmärkten mitbestimmt wird. Dies betrifft auch einen Teil der Ökostromkosten, wobei dort der Effekt in der umgekehrten Richtung auftritt
(höhere Großhandelspreise bedeuten niedrigere Ökostromkosten).
Neben Steuern und Abgaben sind auch die Netzentgelte reguliert – diese werden von der Regulierungsbehörde E-Control festgelegt und machen aktuell in Wien etwa ein Viertel
des Preises einer kWh Strom aus. Die Netzentgelte sind je nach Netzgebiet unterschiedlich.
Bei einem durchschnittlichen Haushalt beträgt der Anteil der Energiekosten am Gesamtstrompreis aktuell etwas mehr als ein Drittel. Der Strompreis wird also zum Großteil nicht
durch die Kosten für Erzeugung und Vertrieb des Stroms bestimmt, sondern durch Steuern, Abgaben und Umlagen.
39Sie können auch lesen
