Bei der letzten Auktion für November lag das heimische Preisniveau doch um 5,75 Euro pro Megawattstunde (MWh) über jenem am Markt Deutschland-Luxemburg - für Oktober hatte der Spread lediglich 0,88 Euro/MWh betragen. Das zeige, dass die Marktteilnehmer zunächst deutlich geringere Unterschiede erwarteten, aber dann nachjustieren mussten.
In den ersten 20 Oktober-Tagen betrug die Preisdifferenz im Schnitt 8,2 Euro je MWh, doch wird das nicht dauerhaft so bleiben. Die heimischen Kraftwerke produzieren laut E-Control aktuell um 80 Euro pro MWh.
Seit 1. Oktober ist die langfristige Übertragungskapazität für Monats- und Jahresauktionen an der Grenze auf 4,9 Gigawatt (GW) beschränkt, auch wenn technisch mehr möglich wäre. Das entspricht etwa 45 Prozent der heimischen Spitzenlast. Ausgehandelt hat das der Regulator mit der deutschen Bundesnetzagentur - auch ein Aufschub wurde erreicht.
Speziell die heimische Industrie hat sich in den letzten Jahren durch die niedrigeren Preise der gemeinsamen Zone viel erspart. Seit die für die Auftrennung relevante EU-Verordnung von 2015 in Kraft trat, hat sie kumuliert 200 bis 480 Mio. Euro gespart, betrachtet man die Produzenten mit über 4 GWh Jahresabnahme, so E-Control-Vorstandsdirektor Wolfgang Urbantschitsch im APA-Gespräch. Und die Haushalte hätten sich seit Mitte 2015 zwischen 115 und 276 Mio. Euro erspart.
Die Mehrkosten durch die Preiszonentrennung liegen für die Industrie bei 65 bis 150 Mio. Euro, vermutet die E-Control, denn angesichts von deren Stromverbrauch von etwa 25 TWh im Jahr verursacht jeder Euro Preisdifferenz Mehrkosten von 25 Mio. Euro. Haushalte müssen demnach mit etwa unter 10 bis gut 20 Euro pro Jahr an Mehrkosten rechnen.
Kleine Märkte würden tendenziell immer höhere Preise als größere aufweisen. Die Preiszonentrennung verhindere, dass günstige Energie aus Deutschland beliebig importiert werden könne, und der heimische Markt sei weniger liquide - es müssten Käufer wegen der größeren Spreads mehr zahlen als in einem liquideren Markt bei gleichen Preisverhältnissen.
Langfristig werde sich der Preisaufschlag am österreichischen Markt gegenüber dem deutschen bei 2,5 bis 6 Euro je MWh einpendeln, schätzt man beim Regulator aufgrund früherer Berechnungen und der aktuellen Marktentwicklung. Vor gut einem halben Jahr ging man bei der E-Control durch die Zonenauftrennung von etwa 7 Prozent Aufschlag auf die reine Energiekomponente aus, die etwa ein Drittel der gesamten Stromrechnung ausmacht. Auch durch einen Netzausbau in Deutschland könnte sich die Preisdifferenz zwischen den beiden Ländern langfristig verflachen, schätzt Urbantschitsch. Auch wenn Belgien wieder alle AKW anfährt - sechs der neun stehen derzeit still -, würde dies das Preisniveau beim Nachbarn senken, in Österreich wiederum eine bessere Wasserführung in den Flüssen als in den letzten Monaten.
Die meisten Strompreiserhöhungen der EVU hätten mit der Preiszonentrennung "nichts zu tun", das sei "zumeist lediglich eine Kommunikationsstrategie der Unternehmen", betont Urbantschitsch. Grund für den schon länger währenden Anstieg der Strom-Großhandelspreise seien die internationalen Preise für Kohle, Erdgas und die CO2-Zertifikate. So legte in Amsterdam/Rotterdam die Kohlenotierung seit Jänner 2016 durch starke Nachfrage aus Asien von knapp 35 auf über 80 Euro/Tonne zu, mehr als eine Verdoppelung. Der Erdgaspreis wuchs zugleich von unter 15 auf über 25 Euro je MWh. Und die CO2-Notierungen, Anfang 2016 noch bei 5 Euro/t, legten auf über 25 Euro zu, um sich dann um 20 Euro einzupendeln.
Etliche Stromlieferanten haben ihre Preise schon erhöht, andere wiederum für demnächst Anhebungen angekündigt. Schon mit 1. Juli teurer wurde Elektrizität bei der Salzburg AG, die EnergieAllianz (Wien, NÖ, Burgenland) war mit 1. Oktober dran, und unter anderem Energie Steiermark, Tiwag und Innsbrucker IKB haben dies für Anfang 2019 avisiert.
Preisentlastend könnte der künftig geringere Redispatch-Bedarf wirken, denn bisher musste Österreich für die Netzsicherheit wegen des teils stark aus Deutschland hereindrückenden Überschussstroms (etwa aus Windkraft) mit thermischen Kraftwerken gegenhalten - was nun durch die technischen Kapazitätslimits an der Grenze nicht mehr so sehr nötig ist: "Es sind weniger Redispatch-Abrufe zu erwarten, doch könnten dies teils etwas teurer werden, weil der Marktpreis höher ist." Die höheren Strom-Großhandelspreise würden nicht 1:1 auf die Endkunden durchschlagen, weil mit den höheren Marktpreisen weniger Ökostrom-Förderung nötig ist. Und auch die Ausgleichsenergiekosten würden sinken.