EU-Strommarkt-Novelle: Was gibt es Neues?

Zu Beginn 2022 kam es zu signifikanten Verwerfungen auf den globalen, aber insbesondere auf den europäischen Energiemärkten. Auslöser dafür waren zum einen die durch den Angriffskrieg Russlands gegen die Ukraine bedingten hohen Gas- und Strompreise inklusive starker Preisschwankungen in Kombination mit geringerer Verfügbarkeit von Kernreaktoren sowie geringer Wasserkraftleistung. Als Reaktion darauf wurden mit Rechtsakten zu REPower-EU, Gasspeicherung, Preisbegrenzungsregelungen und Zufallsgewinnen Maßnahmen ergriffen, um die Energiemärkte zu stabilisieren und Energiekund*innen zu schützen.

Langfristig soll nun der Energiebinnenmarkt mit mehr Resilienz ausgestattet, dekarbonisiert und damit gestärkt werden – durch eine Reform des Strommarktdesigns, welche zwei relevante Rechtsakte beinhaltet. Ziel ist es, dass der Stromsektor einen maßgeblichen Beitrag zur Bewältigung der Klima- und Energiewende, ganz im Sinne des Fit-For-55-Pakets, leistet.

Ein maßgebliches Handlungsfeld soll die Modernisierung der Netzinfrastruktur sein. Die schnell wachsende und stetige Zunahme von erneuerbaren Erzeugungskapazitäten, damit einhergehende wetterabhängigen Schwankungen der Erzeugungsmengen und rasch wachsende Stromnachfrage in den Sektoren Verkehr und Wärme müssen bewältigt werden. Explizit in den Novellen erwähnt: Die Vorteile der zunehmenden Nutzung von Erneuerbaren Energien sollen dabei den Verbrauch*innen zugutekommen und diese verstärkt vor Energiekrisen schützen. Maßnahmen zur Stärkung energieeffizienter Lösungen sollen dazu beitragen, den dringenden Ausbaubedarf bei Stromnetzen und Erzeugungskapazitäten effizient abzuwickeln und so die Gesamtenergiekosten zu senken und die Wettbewerbsfähigkeit der Union zu stärken.

Die Verpflichtung für Stromnetzbetreiber, mindestens vierteljährlich die verfügbaren Kapazitäten für neue Netzanschlüsse zu veröffentlichen, soll dazu beitragen, den Ausbau der Netzinfrastruktur zu beschleunigen und Knappheiten vorzubeugen.  Kriterien wie Laststeuerungs- und Erzeugungskapazitäten sowie Information über mögliche Einschränkungen und Erwartungen sind ebenfalls zu publizieren.

Knappheiten in der Verfügbarkeit von Netzkapazität sollen zusätzlich dadurch abgeschwächt werden, dass Netznutzern die Möglichkeit flexibler Netzanschlussverträge eingeräumt wird. Diese, bereits im nationalen ElWG-Entwurf vorgesehene Maßnahme, ermöglicht, dass Erzeugungsleistung auch dann ans Netz gehen kann, wenn nicht 100% der notwendigen Netzkapazität zur Verfügung steht. Die Priorität soll aber weiterhin auf Netzausbaumaßnahmen liegen.

Zum Verbraucher*innenschutz müssen - neben Verträgen mit dynamischen Preisen - „erschwingliche Elektrizitätsversorgungsverträge“ mit fixer Laufzeit und fixen Preisen angeboten werden, wobei Versorger mit mehr als 200.000 Kund*innen, die ausschließlich dynamische Tarife anbieten, aus der Pflicht genommen werden können. Erhalten Kund*innen keine marktbasierten Angebote für eine Stromlieferung, müssen die Mitgliedstaaten Energieversorger durch ein Grundversorgungsystem in die Pflicht nehmen, diese zu allgemein gültigen Konditionen zu beliefern. Sofern geeignete Messeinrichtungen vorhanden sind, muss es Verbraucher*innen auch ermöglicht werden, mehr als einen Stromliefervertrag abzuschließen.

Weitere essenzielle Themenfelder der Richtlinie sind:

• Kund*innen müssen noch einfacher aktiv am Strommarkt teilnehmen und Überschüsse aus erneuerbarer Erzeugung gegen Gebühr oder kostenlos an andere Kund*innen abgeben werden sowie an gemeinsamen Erzeugungsanlagen bis zu 6 MW teilnehmen können. Die Richtlinie geht hier einen bedeutenden Schritt weiter und forciert die Möglichkeit zur Abgabe von Strom an Kund*innen außerhalb von Energiegemeinschaften, (Peer-to-Peer Verträge). Auch die Teilnahme am Elektrizitätsmarkt durch die Erbringung von Flexibilitätsleistungen muss frei zugänglich gemacht werden.
• Spannend ist auch die Klarstellung, dass Mitgliedstaaten auch außerhalb von Krisenzeiten in die Festsetzung von Strompreisen für schutzbedürftige Kunden und Haushalte eingreifen dürfen - selbst wenn diese nicht kostendeckend für die Versorger sind. Während Krisen wird diese Möglichkeit auf weitere Sektoren ausgeweitet.

Intraday-Märkte sind essenziell für die effiziente Integration variabler erneuerbarer Energien sowie für Laststeuerung und Energiespeicherung ins Stromnetz. Diese Märkte sollen durch eine Verkürzung des Zeitabstandes zwischen der Schließung des Intraday-Marktes und dem Lieferzeitpunkt noch flexibler gestaltet werden. Die Versorgungssicherheit darf durch diese Maßnahmen nicht gefährdet werden. Damit auch kleinere Flexibilitätsdienstleister am Kurzfristmarkt teilnehmen können, darf die Mindestgebotsgröße nicht mehr als 100 kW betragen.

Um erneuerbare Energien effizient zu integrieren und fossile Brennstoffe während Strompreiskrisen zu reduzieren, können Mitgliedstaaten Netzbetreiber anweisen, Lastspitzenreduktionsprodukte zu beschaffen. Diese sollen den Stromverbrauch in Spitzenzeiten senken, ohne fossile Energie zu nutzen. Die Regulierungsbehörde bewertet deren Effektivität, während ACER die Auswirkungen auf den Elektrizitätsmarkt prüft. Basierend auf diesen Bewertungen könnte die Kommission eine Gesetzesänderung zur Einführung solcher Produkte vorschlagen.

Ergänzend zu den Modernisierungen im kurzfristen Handel, sollen auch die Terminmärkte novelliert werden. Dazu muss die Kommission Verbesserungsmaßnahmen wie die Häufigkeit der Vergaben, die Laufzeiten und die Art der langfristigen Übertragungsrechte, Wege zur Stärkung des Sekundärmarktes und die mögliche Einführung von regionalen virtuellen Hubs bewerten.

Die Bewertung der möglichen Einführung regionaler virtueller Hubs sollte die Auswirkungen bestehender zwischenstaatlicher Abkommen über grenzüberschreitend gemeinsam betriebene Kraftwerke berücksichtigen. Regionale virtuelle Hubs würden den aggregierten Preis mehrerer Gebotszonen widerspiegeln und als Referenzpreis für Terminabsicherungsprodukte dienen, ohne selbst Transaktionen zu vermitteln oder auszuführen. Sie würden durch einen Referenzpreisindex die Liquidität bündeln und zusätzliche Absicherungsmöglichkeiten bieten. Ein weiterer Schwerpunkt der Verordnung ist, die richtigen Marktbedingungen für langfristige marktbasierte Instrumente wie Strombezugsverträge zu schaffen (sog. PPAs – Power Purchase Agreements). Die Mitgliedstaaten müssen die rechtlichen Hürden für PPAs bewerten und unverhältnismäßige oder diskriminierende Verfahren oder Abgaben beseitigen und in ihren NEKPs, Maßnahmen zur Ausweitung des Angebots von PPAs nennen. Auch die Bündelung der Nachfrage nach PPAs soll erleichtert werden, um insbesondere auch kleineren Verbrauchern Zugang zu diesem Marktsegment zu ermöglichen. Durch Garantieregelungen darf der Staat den Markt attraktiveren und Marktrisiken reduzieren. Anreize zum Abschluss von PPAs, wie z.B. eine Bevorzugung kleinerer Unternehmen bei Ausschreibungen mit Vorlage eines Strombezugsvertrages, werden ausdrücklich propagiert, PPAs basierend auf fossiler Erzeugung sind nicht förderfähig.  Auch grenzüberschreitende PPAs werden unterstützt.

Mitgliedstaaten, die den Ausbau der Erneuerbaren Energie fördern wollen, müssen neue Anlagen zur Erzeugung von Energie aus CO2-armen, nicht-fossilen Brennstoffen mit direkten Preisstützungssystem unterstützen. Dies muss in Form von zweiseitigen Differenzverträgen oder „gleichwerten Systemen mit denselben Auswirkungen“ umgesetzt werden. Erzeugungsanlagen bekommen dabei eine Differenz zum vorab festgelegten „Strike Price“ vergütet. Überschüsse, die durch Marktpreise die über dem Strike Price liegen entstehen, müssen refundiert müssen. Zweiseitige CfDs sollen langfristige Investitions- und Planungssicherheit gewährleisten und hohe Kosten für den Fördergeber – meist die öffentliche Hand – vermeiden. Übergewinnen wird damit entgegengewirkt.

Die österreichische Marktprämie funktioniert weitestgehend wie in ein zweiseitiger CfD. Marktwerte unter dem anzulegenden Wert (Pendant zu Strike Price) werden durch die Marktprämie aufgewogen. Liegt der Marktwert über dem anzulegenden Wert, werden aber nur für größere Anlagen/Parks Rückzahlungen an den Fördergeber schlagend (Windkraftanlagen und Wasserkraftanlagen mit einer Engpassleistung über 20 MW, PV-Anlagen mit einer Engpassleistung ab 5 MW). Für diese Anlagen gilt: Übersteigt der Referenzmarktwert den anzulegenden Wert um mehr als 40%, müssen 66% des übersteigenden Teils an die EAG-Förderabwicklungsstelle rückvergütet werden.

Einnahmen, die für den Fördergeber aus diesen direkten Preisstützungssystemen in Zeiten hoher Strompreise entstehen, müssen laut EU-Verordnung zweckgebunden direkt an Endkund*innen verteilt werden bzw. indirekt zur Senkung der Stromkosten durch den Ausbau der Netze oder erneuerbarer Technologien erfolgen.

Beim derzeitigen österreichischen Modell sind Einnahmen nur auf eine etwaige auszahlende Marktprämie gegenzurechnen aber nicht an Endkund*innen weiterzugeben.

Durch die Verordnung sollen auch bei den Themen Flexibilitäten und Kapazitätsmechanismen Vereinfachungen umgesetzt werden. Eine detaillierte Aufarbeitung dazu finden Sie hier.

Die Mitgliedstaaten müssen nun jene Rechts- und Verwaltungsvorschriften umsetzen, um den Großteil der Inhalte der Richtlinie bis sechs Monate nach Veröffentlichung im Amtsblatt umzusetzen. Die Artikel der Verordnung gelten unmittelbar und gelten damit bereits 20 Tage nach der Veröffentlichung im Amtsblatt der EU.

Österreich ist insbesondere hinsichtlich der Richtlinie bereits in einer Vorreiterrolle, da viele der relevanten Artikel bereits im Entwurf des ElWG enthalten sind – „Vorreiter“ vorbehaltlich, dass das ElWG zeitnah im Nationalrat angenommen wird.