Einer der Mechanismen, die in letzter Zeit für eine Übernahme auf europäischer Ebene diskutiert wurden, ist der so genannte iberische Price Cap (im Folgenden: das „iberische Modell“), das erstmals im Juni 2022 in Spanien und Portugal eingeführt wurde. Die Arbeiterkammer Österreich (AK) hat die Österreichische Energieagentur beauftragt, die ersten Monate der Marktergebnisse des iberischen Modells zu analysieren und zu beobachten, wobei der Fokus auf Strompreis- und Gasverbrauchseffekten liegt.

Damit sich die Reihenfolge des Kraftwerkseinsatzes in der so genannten Merit-Order (MO) nicht ändert, sind alle fossilen Kraftwerke (insbesondere Erdgas-, Kohle- und Ölkraftwerke) verpflichtet, einen für alle Kraftwerke gleich hohen Festpreisabschlag in ihr Angebot aufzunehmen.

Auf der iberischen Halbinsel ging das iberische Modell mit einem erheblichen Anstieg der Stromerzeugung aus Erdgas einher Eine genauere Analyse dieses Effekts ist jedoch erforderlich. Es ist jedoch nicht sicher, dass all diese zusätzlichen Exporte ausschließlich mit dem iberischen Modell in Verbindung gebracht werden können, da die Strompreise in Mitteleuropa auch ohne Preisbegrenzung höher gewesen sein könnten.

Etwa ein Zehntel dieses Anstiegs kann auf eine höhere Stromnachfrage zurückgeführt werden, die zumindest teilweise mit den hohen Temperaturen während des untersuchten Zeitraums zusammenzuhängen scheint. Die relative Auswirkung dieser Umlage wurde durch eine geringe Erzeugung aus erneuerbaren Energien und einen höheren Stromexport während des untersuchten Zeitraums verstärkt.

Auch wenn die historischen Beobachtungen in Spanien und Portugal im Kontext lokaler Marktgegebenheiten zu betrachten sind, können Sie doch einen Hinweis darauf geben, was in anderen Marktgebieten passieren könnte, wenn das iberische Modell europaweit angewandt würde. Das iberische Beispiel sollte daher mit Vorsicht betrachtet werden, ohne jede Auswirkung des iberischen Modells zu überinterpretieren.

Die in der historischen Analyse des iberischen Price Caps ermittelte Auswirkung auf die Zunahme der Stromerzeugung aus Erdgas, die mit höheren Exporten von subventioniertem Strom verbunden ist, wirft die Frage auf, wie sich dieser Effekt im übrigen Europa auswirken würde, wenn die EU als Ganzes beschlösse, diese Maßnahme ebenfalls einzuführen. Daher wird die verfügbare Stromübertragungsleistung zwischen EU- und Nicht-EU-Ländern untersucht, indem das zusätzliche Exportpotenzial bei Anwendung des iberischen Price Caps in ganz Europa betrachtet wird.

Dazu werden die historischen Importdaten des Jahres 2021 vom installierten Übertragungspotenzial abgezogen und mit den tatsächlichen Stromerzeugungsdaten aus dem Jahr 2021 in benachbarten Nicht-EU-Ländern verglichen und alle Grenzen zwischen EU- und Nicht-EU-Ländern werden unter der Annahme von zwei verschiedenen Szenarien bewertet:

1. Einführung einer iberischen Preisobergrenze wie in Spanien und Portugal mit einem Zielbrennstoffpreis von etwa 40 €/MWh und einer gemeinsamen Subventionierung aller fossilen Brennstoffe (d. h.  Steinkohle, Erdöl und Erdgas) im Rahmen der Subventionierung.
2.  Einführung einer zum iberischen Price-Cap ähnlichen Maßnahme, die sich ausschließlich auf die Subventionierung von Erdgaskraftwerken konzentriert und einen deutlich höheren, automatisch angepassten Ziel-Energiepreis in Abhängigkeit vom aktuellen Kohle- und CO2-Preisniveau festlegt.

Obwohl die Schweiz, Norwegen und die südosteuropäischen Nachbarländer (Albanien, Bosnien und Herzegowina, Montenegro, Nordmazedonien und Serbien) über beträchtliche Übertragungskapazitäten in Richtung EU verfügen, ist das Potenzial für zusätzliche Importe von subventioniertem Strom aus Erdgas aufgrund der Verfügbarkeit eigener, kostengünstigerer Erzeugungskapazitäten nicht groß. 37 TWh durch die Einführung eines iberischen Price Caps in ganz Europa, unter der Annahme, dass Merit-Order-Effekte durch den Fuel Switch zwischen Erdgas- und Steinkohlekraftwerken innerhalb der EU durch ein intelligentes Interventionsdesign vermieden werden können. Dies könnte entweder durch eine Subventionierung aller fossilen Energieträger (wie beim iberischen Price Cap) oder durch die Festlegung eines adaptiven Zielpreises unter Berücksichtigung des Kohle- und CO2-Preisniveaus erreicht werden.

Diese Zahlen, die zwischen 1,5 % und 1,8 der jährlichen Stromerzeugung in der EU im Jahr 2021 betragen, liegen deutlich unter dem theoretischen zusätzlichen Exportpotenzial von 261,7 TWh, das sich ergeben würde, wenn alle Exportkapazitäten jederzeit voll genutzt würden. Bei einer Erzeugung dieses zusätzlichen Stroms durch Erdgas und einem angenommenen mittleren Wirkungsgrad der Gaskraftwerke von 50 % würde dies zu einem zusätzlichen Gasverbrauch von 90 TWh bzw.

Alles in allem zeigen die Ergebnisse unserer Analyse, dass eine EU-weite Anwendung einer intelligenten Preisobergrenze nach iberischem Vorbild, die Merit-Order-Effekte innerhalb der EU ausschließt und Merit-Order-Effekte an den Grenzen der Union begrenzt, nicht zu dem oft befürchteten massiven Anstieg des Gasverbrauchs in der Stromerzeugung führen würde.

Quelle: Austrian Energy Agency