QUARTERLY Vol.I 215 Juni 215 PROFITIEREN. WO IMMER SIE ENERGIE BRAUCHEN.
Inhalt Allgemeine Entwicklungen Einflussfaktoren des Stromverbrauchs 3 Einflussfaktoren des Gasverbrauchs 3 Verbraucherpreisindex und Energiepreise 4 Strom Mengen Veränderung des Stromverbrauchs 5 Verbrauch und Aufbringung der Gesamten Elektrizitätsversorgung 5 Erzeugungskoeffizient der Laufkraftwerke 6 Speicherinhalt und Brennstofflagerstand 6 Preise Ausgleichsenergiekosten 7 Haushaltsstrompreis beim Lokalen Anbieter 7 Haushaltsstrompreise und Verbraucherpreisindex 8 Großhandelspreise (Futures- vs. Spotpreise) 8 Preisvergleich Strom und Primärenergieträger 9 Gas Mengen Veränderung der Erdgasabgabe 1 Erdgasbilanz 1 Speicherinhalt 11 Ausgleichsenergieabrufe 11 Handelsmengen am OTC 12 Gehandelte Menge an der Gasbörse 12 Preise Haushaltsgaspreis beim Lokalen Anbieter 13 Preisvergleich Gas und Rohöl 13 Ausgleichsenergiepreise 14 Schwerpunktthemen: Industrie- vs. Großhandelspreise Strom 15
// Einflussfaktoren des Stromverbrauchs // Einflussfaktoren des Gasverbrauchs Allgemeine Entwicklung QUARTERLY Vol. I 215 % 16 Einflussfaktoren des inländischen Stromverbrauchs [%, Grad C] Grad C 8 12 Stromverbrauch (links) 8 4 reales BIP (links) 4 Temperatur -4-8 -4-12 %/Grad C-Veränderung zum Vorjahr -16-8 1Q12 2Q12 3Q12 4Q12 1Q13 2Q13 3Q13 4Q13 1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15, OeNb, ZAMG, WIFO In Österreich wurden im ersten Quartal 215 18,7 TWh Strom verbraucht. Verglichen mit dem Vorjahr bedeutet dies einen Steigerung um 2,9%. Die um 1,3 Grad Celsius kälteren Temperaturen dürften der Hauptgrund für den Anstieg gewesen sein. % 4 3 2 1-1 -2 Einflussfaktoren des inländischen Gasverbrauchs [%, Grad C] Grad C 8 6 4 2-2 -4 Gasverbrauch (links) reales BIP (links) Temperatur -3-4 1Q12 2Q12 3Q12 4Q12 1Q13 %/Grad C-Veränderung zum Vorjahr 2Q13 3Q13 4Q13 1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15-6 -8, OeNb, ZAMG, WIFO In Österreich betrug der Gasverbrauch im ersten Quartal 215 3 TWh. Verglichen mit dem Vorjahr bedeutet dies einen Anstieg um 9,9 %. Die um 1,3 C höheren Temperaturen und der damit verbundene höhere Heizbedarf dürften ein Grund für die Verbrauchssteigerung sein. Ein zweiter Grund ist der höhere Einsatz der Gaskraftwerke für die Stromproduktion. 3
// Verbraucherpreisindex und Energiepreise Allgemeine Entwicklung QUARTERLY Vol. I 215 Gesamte Inflation vs. Inflation Strom- und Gaspreis [Index 2 = 1; %] % 2 Gesamte Inflation 15 Strompreisinflation 1 Gaspreisinflation 5-5 -1 % Veränderung zum Vorjahr -15 1Q12 2Q12 3Q12 4Q12 1Q13 2Q13 3Q13 4Q13 1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15 Quelle: Statistik Austria Im März 215 betrug die Inflationsrate,7 %. Die Inflation bei Gas lag im 1. Quartal 215 konstant bei,4%, während die Inflation bei den Strompreisen konstant,7% betrug. Somit lag die Inflation sowohl bei Strom als auch bei Gas wieder unter der Gesamtinflationsrate von,9%. 4
// Veränderung des Stromverbrauchs // Verbrauch der gesamten Elektrizitätsversorgung Strom / Mengen QUARTERLY Vol. I 215 Inlandsstromverbrauch gesamte Elektrizitätsversorgung [%] % 15 1 5 Maximum 24-213 Minimum 24-213 214 215-5 -1 % Veränderung zum Vorjahr -15 Jän Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez In den ersten drei Monaten 215 stieg der Inlandstromverbrauch sowohl im Bereich des öffentlichen Netzes wie auch der gesamten Elektrizitätsversorgung um rd.,5 TWh, was einem Zuwachs von 3,1% (öffentliche Versorgung) bzw. von 2,9% (Gesamte) entspricht. Besonders auffällig ist die vergleichsweise hohe Verbrauchssteigerung in allen drei Monaten: sie lag zwischen 1,4% im Jänner und 4,4% im März. Damit scheint die im Vorjahr fast durchgehende Rezessionsperiode beendet. Da die Entwicklung im öffentlichen und im gesamten Netz gleich hoch war und für den Kleinkundenbereich ein Verbrauchszuwachs von ebenfalls 3,1% abgeschätzt wird, ist eine ähnliche Entwicklung in allen Kundenbereichen anzunehmen. Bilanz der Gesamten Elektrizitätsversorgung [GWh] 1. 8. 6. 4. 2. -2. -4. -6. -8. -1. physikal. Exporte Verbrauch für PSP Inlandstromverbrauch Physikal. Importe Sonstige Erzeugung Windkraft 213 214 215 Wärmekraftwerke Speicherkraftwerke Laufkraftwerke Aufgrund des sehr hohen Wasserdargebots im Jänner - es lag um 3 % über dem langjährigen Mittelwert und um 34 % über dem Vorjahreswert - erzeugten die Laufkraftwerke in diesem Monat um knapp,5 TWh oder 31,7 % mehr. In den beiden anderen Monaten war das Wasserdargebot unter dem des Vorjahres, sodass insgesamt die Laufkraftwerke um 6,5 % mehr zur inländischen Stromaufbringung beitrugen als im Vorjahr. Die Speicherkraftwerke erzeugten um 2,5 % mehr und die Wärmekraftwerke um 27,3 % oder 1,2 TWh. Diese sehr hohe Steigerung geht in erster Linie auf den verstärkten Einsatz von Steinkohle (+,5 TWh oder 5 %), Erdgas (+,5 TWh oder 25%) und Erdölprodukten (+,2 TWh oder 1 %) zurück. Ebenfalls sehr hoch ist der Zuwachs der unterjährig erfassten Winderzeugung, die um,5 TWh oder 6 % zulegte. Somit wurden insgesamt um 2,1 TWh oder 15,1 % mehr im Inland erzeugt. Dementsprechend veränderte sich das Verhältnis der physikalischen Importe und Exporte: erstere gingen um 3,8% oder,4twh zurück, während die Exporte um 39,8 % oder 1,4 TWh stiegen. 5
// Erzeugungskoeffizient der Laufwerke // Speicherinhalt und Brennstofflagerstand QUARTERLY Vol. I 215 Strom / Mengen Erzeugungskoeffizient der Laufkraftwerke 2, Maximum 24-213 1,8 1,6 Minimum 24-213 214 215 1,4 1,2 1,,8,6,4 % Veränderung zum Vorjahr Insgesamt lag der Erzeugungskoeffizient der Laufkraftwerke, also das Verhältnis von tatsächlichem Wasserdargebot zu dem langjährigen Mittelwert, bei 1,3 und lag damit um 3% über dem Erwartungswert. Dabei sticht der Jänner mit einem Erzeugungskoeffizienten von 1,3 besonders hervor, in den anderen beiden Monaten war das Wasserdargebot sowohl deutlich unter dem Mittelwert wie auch unter dem Vorjahreswert. Über die ersten drei Monate betrachtet, war das Dargebot insgesamt immer noch um 8,5% über dem des Vorjahres, Inhalt der Jahresspeicher und Brennstofflager zum Monatsletzten [GWh] 1 Maximum 24-213 Brennstofflagerstand 9 8 Minimum 24-213 Brennstofflagerstand 7 214 Brennstofflagerstand 6 5 4 215 Brennstofflagerstand Maximum 24-213 Speicherinhalt 3 2 1 Minimum 24-213 Speicherinhalt 214 Speicherinhalt 215 Speicherinhalt Jän Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Ende März waren in den Großsspeichern der öffentlichen Erzeuger insgesamt knapp,7 TWh vorrätig, was einem Füllungsgrad von 21,1 % entsprícht. Damit war zum Ende des Winterhalbjahres um,4 TWh oder 12,3 % weniger Speichervolumen vorrätig als im Vorjahr, was einerseits auf den höheren Einsatz der Kraftwerke und andererseits auf einen niedrigeren Ausgangswert zurückzuführen ist. Bei den Wärmekraftwerken der öffentlichen Erzeuger waren Ende des ersten Quartals feste und flüssige fossile Brennstoffe mit einem Wärmewert von 4,2 TWh gelagert. Auch hier ist der Vorrat um 1,1 TWh deutlich unter dem des Vergleichsstandes im Vorjahr, was insbesondere durch den verstärkten Einsatz von Kohle und Erdölprodukten zur Wärme- und Stromerzeugung zurückzuführen ist. 6
// Ausgleichsenergiekosten // Haushaltsstrompreis beim Lokalen Anbieter Strom / Preise QUARTERLY Vol. I 215 Monatliche Ausgleichsenergiekosten Ausgleichsenergie-kosten Strom ab Januar 213 [ ] 8.. 7.. 6.. 5.. Ausgleichsenergiekosten 4.. 3.. 2.. 1.. Jan 13 Feb 13 Mrz 13 Apr 13 Mai 13 Jun 13 Jul 13 Aug 13 Sep 13 Okt 13 Nov 13 Dez 13 Jan 14 Feb 14 Mrz 14 Apr 14 Mai 14 Jun 14 Jul 14 Aug 14 Sep 14 Okt 14 Nov 14 Dez 14 Jan 15 Feb 15 Mrz 15 Quelle: APCS Die Kosten befanden sich zu Beginn des ersten Quartals 215 auf sehr hohem Niveau. Grund hierfür waren gestiegene Energie- und Leistungspreise im Bereich der Sekundärregelreserve. Diese Entwicklung, die gegen Ende des Jahres 214 ihren Anfang nahm, setzte sich auch im Januar 215 fort. In den Monaten Februar und März fielen die Ausgleichsenergiekosten, bedingt durch sinkende Leistungsund Energiepreise im Bereich der Sekundärregelreserve, wieder. Generell befanden sich die Ausgleichsenergiekosten aber nach wie vor auf hohem Niveau. Gesamtkosten Strom eines durchschnittlichen Haushalts beim Lokalen Anbieter (Stand März 215, 3.5 kwh) [ /Jahr] 1. 9 8 Steuern & Abgaben 7 6 5 4 3 2 1 237 21 255 287 162 257 213 199 265 261 263 272 27 181 286 36 165 262 241 188 253 36 23 269 218 194 258 283 229 27 215 183 247 214 186 247 243 194 286 Netzpreis Energiepreis beim regionalen Lieferanten Energiepreis beim Bestbieter abzüglich Neukundenrabatten Burgenland Graz Innsbruck Kärnten Klagenfurt Linz Niederösterreich Oberösterreich Salzburg Steiermark Tirol Vorarlberg Wien In der obenstehenden Grafik sind zum einen die jährlichen Gesamtkosten eines durchschnittlichen Stromkunden beim regionalen Lieferanten und zum anderen die Höhe des Energiepreises beim jeweils günstigsten Lieferanten abgebildet. Demnach können Haushaltskunden in Oberösterreich durch einen Lieferantenwechsel am meisten einsparen (etwa 26 /Jahr beim Gesamtpreis bei einem Verbrauch von 3.5 KWh). Im März war Pullstrom inklusive Neukundenrabatten in allen Netzbereichen der günstigste Anbieter, im Vergleich ohne Neukundenrabatte war die Marke Franz Extrem (E-Werk Gösting) am günstigsten, ausgenommen in der Steiermark, wo die Marke Pullstrom an erster Stelle lag. Anfang des Jahres senkte die Salzburg AG ihre Energiepreise um ca. 6%. Im ersten Quartal senkten insgesamt 24 kleineren regionalen Lieferanten ihre Energiepreise für Kleinkunden. 7
// Haushaltsstrompreis und Verbraucherpreisindex // Großhandelspreise (Futures- vs. Spotpreise) Strom / Preise QUARTERLY Vol. I 215 Haushaltsstrompreis Tarifkalkulator (3.5 kwh) vs. Index Statistik Austria (2=1) [%, Cent/kWh] % 16 14 12 1 8 6 4 24 21 18 15 12 9 6 Steuern & Abgaben (rechts) Energie Lokaler Anbieter (rechts) Netz (rechts) VPI-Strom-Statistik Austria (2=1)(links) Gesamtstrompreis real (rechts) 2 3 % Veränderung zum Vorjahr 1/12 5/12 9/12 1/13 5/13 9/13 1/14 5/14 9/14 1/15, Statistik Austria Die Haushaltsstrompreise sind Anfang des Jahres trotz geringerer Netzkosten und Energiepreissenkungen gestiegen. Der Grund dafür sind die gestiegenen Ökostromförderbeiträge. Der gewichtete Durchschnitt ist etwas gestiegen und betrug im ersten Quartal 2,42 Cent/kWh nominal. Real (2=1) ist der Strompreis mit 15,23 Cent/kWh inflationsbedingt auf dem gleichen Niveau wie vor einem Jahr. Strom Großhandelspreis (Futures vs. Spot) [ /MWh] 8 7 6 5 4 Base Futures 215 (als Durchschnitt der Handelsperiode 213-214) Day-ahead Base (7-Tage Durchschnitt) Day-ahead Base (Jahresdurchschnitt) 3 2 1-1 1.1.15 8.1.15 15.1.15 22.1.15 29.1.15 5.2.15 12.2.15 19.2.15 26.2.15 5.3.15 12.3.15 19.3.15 26.3.15 Quelle: EEX Zu Beginn des ersten Quartals 215 lag der Preis für das Day-ahead Base Produkt (7-Tage Durchschnitt) deutlich unter dem Niveau der Base Futures 215 (als Durchschnitt der Handelsperiode 213-214) und erreichte zeitweise Werte von nur knapp über 2 /MWh. Gründe dafür waren die geringe Feiertagsnachfrage sowie ein reichhaltiges Winddargebot. Ab Mitte Januar kam es, bedingt durch eine geringere Windkrafteinspeisung sowie durch kältere Temperaturen, zu einem deutlichen Preisanstieg auf bis zu 4 /MWh. In den Monaten Februar und März pendelte sich der Preis zwischen 3 und 4 /MWh ein und lag großteils unter dem Preis der Base Futures 215 (als Durchschnitt der Handelsperiode 213-214). 8
// Preisvergleich Strom und Primärenergieträger Strom / Preise QUARTERLY Vol. I 215 Strom Großhandelspreis vs. Primärenergieträger [ /MWh; /t] 1 9 8 7 Strom Base EEX year-ahead in /MWh (links) CO2 year-ahead in /EUA (rechts) Gas EEX year-ahead in /MWh (rechts) 6 5 4 3 2 1 2.1.212 2.3.212 2.5.212 2.7.212 2.9.212 2.11.212 2.1.213 2.3.213 % Veränderung zum Vorjahr 2.5.213 2.7.213 2.9.213 2.11.213 2.1.214 2.3.214 2.5.214 2.7.214 2.9.214 2.11.214 2.1.215 2.3.215 Quelle: EEX, Energate Sowohl bei Strom wie auch bei Gas zeigten die Preise zu Beginn des ersten Quartals 215 bullishe Tendenzen. Ab Mitte des Quartals drehte sich dies jedoch wieder und sowohl der Strom Base EEX year-ahead Kontrakt, als auch der Gas EEX year-ahead Kontrakt verzeichneten eine bearishe Entwicklung. Der Preis für den CO2 year-ahead Kontrakt konnte trotz der EU-Entscheidung zur Einführung einer Marktstabilitätsreserve nicht merklich zulegen und blieb deutlich unter dem Niveau von 1 /EUA. 9
// Veränderungen der Erdgasabgabe // Erdgasbilanz Gas / Mengen QUARTERLY Vol. I 215 Monatliche Veränderung der Erdgasabgabe [%] % 5 4 3 2 1 % Veränderung zum Vorjahr Minimum 29-213 Maximum 29-213 214 215-1 -2-3 -4 Jän Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Während in der ersten Hälfte des Winterhalbjahres 214/15 (also im letzten Quartal 214) noch ein Rückgang des inländischen Erdgasverbrauchs um 6,5 % zu verzeichnen war, stieg die Abgabe an Endkunden im ersten Quartal 215 deutlich um 9,9 % oder 2,7 TWh. Wesentlichen Beitrag leistete dabei der März mit einem Zuwachs von 22,6% oder 1,7 TWh, doch waren in den anderen beiden Monaten ebenfalls Zuwächse der Erdgasabgabe von 1,3 % im Jänner und sogar 9,6 % im Feber zu verzeichnen. Großteils ist dies auf den stärkeren Einsatz der gasbefeuerten Wärmekraftwerke zurückzuführen, die im ersten Quartal um rd. 25 % mehr Strom erzeugten als im Vergleichszeitraum des Vorjahres. Auch war die mittlere Temperatur, auch wenn sie um etwa 4,4 Grad C über dem Mittelwert lag, mit 4,2 Grad C deutlich unter der des Vorjahres (5,5 Grad C), was für einen höheren Einsatz von Erdgas auch im privaten Bereich sorgte. Monatliche Erdgasbilanz [GWh] 2. 18. 16. 14. 12. 1. 8. 6. 4. 2. -2. -4. -6. -8. Import- /Exportsaldo Produktion Abgabe an Endkunden 213 214 215 Auch im ersten Quartal 215 verringerte sich die inländische Erdgasproduktion: sie ging um 4,8 % oder,2 TWh zurück. Ebenfalls rückgängig war die Speichereinpressung, die, bedingt durch die Unterbrechungen bei der Anlieferung über die Ukraine, um 81 % oder 3,9 TWh geringer war. Auswirkungen der verminderten Anlieferung sind auch bei den physikalischen Importen, die um 31,8 % oder 4,3 TWh zurückgingen, sowie bei den Exporten, die sich um 17,7 % oder 21,5 TWh reduzierten, zu verzeichnen. Der Lieferrückgang wurde insbesondere durch vermehrte Entnahme aus den Speichern kompensiert, aus denen um 17,9 TWh oder 73,2 % mehr Erdgas entnommen wurde, als im ersten Quartal des Vorjahres. 1
// Speicherinhalt // Ausgleichsenergieabrufe QUARTERLY Vol. I 215 Gas / Mengen Inhalt der Gasspeicher zum Monatsletzten [in MWh] 1. 9. Maximum 29-213 8. 7. Minimum 29-213 6. 214 5. 4. 215 3. 2. 1. Jän Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Ende September waren in den Gasspeichern insgesamt 88 TWh gelagert, was einen sehr hohen Ausgangswert zu Beginn des Winterhalbjahres 214/15 darstellt - zu Beginn des Winterhalbjahrs 213/14 waren vergleichsweise 61,6 TWh gelagert. Der hohe Ausgangswert, der einem Füllungsgrad von 96,9 % entsprochen hat, erlaubte es, die Liefereinschränkungen im Winter sowohl für das Inland wie auch für die Anrainerstaaten zu kompensieren. Die damit verbundene sehr hohe Entnahme hat zu einem deutlich geringeren Speicherstand Ende März 215 geführt: zu Ende des Winterhalbjahres waren in den Speichern noch 27,3 TWh gelagert, was einem Füllungsgrad von 3,1 % (gegenüber 42,7 % im Vorjahr) entsprach. 25 Monatliche Ausgleichsenergieabrufe 214/215 [GWh] 125 Kauf 214 Verkauf 214 Kauf 215 Verkauf 215-125 -25 Jän Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Quelle: AGCS, E-Control Während es bei den Ausgleichsenergiepreisen mehrere Ausreißer im ersten Quartal 215 gab, waren die Ausgleichsenergieabrufe großteils dem ersten Quartal der letzten Jahre ähnlich. 11
// Handelsmengen am VHP // Gehandelte Menge an der Gasbörse Gas / Mengen QUARTERLY Vol. I 215 Entwicklung gehandelter Mengen OTC [GWh] 2. 1.6 1.2 8 4 1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 CEGH OTC aktive Händler (rechte Achse) CEGH OTC Volumen Quelle: CEGH 142 TWh wurden am CEGH OTC Markt im ersten Quartal 215 gehandelt. Dies stellt einen Anstieg von 24 % verglichen mit der selben Periode 214 dar. Ein Rekordhoch von 2 TWh wurde am 9. Februar 215 gehandelt. Entwicklung gehandelter Mengen an der Gasbörse [GWh] 3 25 Spot Market (DA) Spot Market (WD) Futures Market 2 15 1 5 Quelle: CEGH 8,5 TWh wurden auf der CEGH Gasbörse im ersten Quartal 215 gehandelt. Dies ist das höchste bisher erfasste Quartalsvoluminen. Mit einem Anteil von 63 % können die höchsten Handelsaktivitäten dem Day Ahead Markt zugerechnet werden. Within Day Handel machte im ersten Quartal 215 2 TWh aus, verglichen mit 3,4 TWh im vierten Quartal 214. 12
// Haushaltsgaspreise beim Lokalen Anbieter // Preisvergleich Gas und Heizöl leicht Gas / Preise QUARTERLY Vol. I 215 % Gesamtkosten Gas eines durchschnittlichen Haushalts beim regionalen Versorger (Stand März 215, 15. kwh) [ /Jahr] 1.6 Steuern & Abgaben 1.2 8 4 27 261 561 281 319 559 334 333 55 273 282 557 268 25 564 279 33 537 282 282 61 277 261 544 281 319 559 259 318 449 244 188 54 334 289 551 Netzpreis (beim Verteilnetzbetreiber) Energiepreis beim regionalen Versorger Energiepreis beim Bestbieter inkl. Neukundenrabatte Burgenland Graz Klagenfurt Oberösterreich Niederösterreich Kärnten Linz, Donau Salzburg Steiermark Tirol Vorarlberg Wien Im ersten Quartal haben einige Gasversorger ihre Energiepreise gesenkt: Tigas (-3,2%), Gutmann (-3,4%), Stadtwerke Leoben (-1%). Den Preis für Neukunden senkten auch Montana und goldgas. Das Einsparpotenzial bei einem Wechsel vom Standardanbieter zum günstigsten Anbieter beträgt je nach Region zwischen 126 Euro in Tirol und 362 Euro pro Jahr in Klagenfurt. Die Bestbieter inkl. Neukundenrabatten waren MaxEnergy, Montana und Redgas, ohne Neukundenrabatte Gutmann, Montana und Energie Ried. Großhandelspreise Gas vs. Rohöl [ /MWh; EUR/bbl] 4 36 32 28 24 2 1 9 8 7 6 5 4 Importpreis Österreich (links) CEGHIX Day-ahead (links) Spot-Rohöl ARA 16 Dez 11 Mrz 12 Jun 12 Sep 12 Dez 12 Mrz 13 Jun 13 Sep 13 Dez 13 Mrz 14 Jun 14 Sep 14 Dez 14 Mrz 15 3 Quelle: Statistik Austria, CEGH, OENB, Erdölvereinigung ICE Brent fiel auf nur 42 EUR per Faß im Jänner 215. Auf Dollarbasis fiel Brent auf ein Fünfeinhalb-Jahrestief. Ein Überangebot an Rohöl und schwache Nachfrage in Europa und Asien drückten den Preis stark. Parallel zu den niedrigen Öl und CEGH Preisen lag der Gas Import Preis bei durchschnittlich 22 EUR/MWh im ersten Quartal 215, 5 EUR niedriger als im ersten Quartal 214. 13
// Ausgleichsenergiepreise Gas / Preise QUARTERLY Vol. I 215 Ausgleichsenergiepreise für Tagesbilanzierer und Netze (Verteilergebiet) [ /MWh] 8 7 6 5 4 Börsereferenzpreis CEGHIX AE-Preis Bezug (BE-Price Buy) AE-Preis Lieferung (BE-Price Sell) 3 2 1 Quelle: AGCS Im ersten Quartal 215 gab es einige Ausreißer bei den Ausgleichsenergiepreisen. Ausgleichsenergie wurde von der Merit Order List in den zehn letzten Stunden des Gastages 18.2.215 abgerufen. Zur gleichen Zeit trat ein Kapazitätsengpass ein, der entry-nominierungen in Speicherstätten in Oberösterreich betraf. Ähnliche Engpässe gab es auch an den Gastagen 6.2.215 und 11.3.215. 6 55 5 45 4 Ausgleichsenergiepreise für Stundenbilanzierer im Verteilergebiet [ /MWh] AE-Preis Bezug (BE-Price Buy) AE-Preis Lieferung (BE-Price Sell) 35 3 25 2 15 1 Quelle: AGCS 14
// Industrie- vs. Großhandelspreise Schwerpunktthema: Industrie- vs. GH-Preise QUARTERLY Vol. I 215 7 Industriepreise vs. GH-Preise 6 5 Industrie Großhandel 4 3 2 1 1. Halbjahr 211 2. Halbjahr 211 1. Halbjahr 212 2. Halbjahr 212 1. Halbjahr 213 2. Halbjahr 213 1. Halbjahr 214 2. Halbjahr 214 1. Halbjahr 215 Quelle: Berechnungen E-Control, EEX Der Trend der sinkenden Strompreise bei den Industriekunden setzte sich auch bei der letzten Industriepreiserhebung auf Basis der Jännerrechnungen 215 fort. Erstmals seit Juli 26 lag der Median der Preise aller teilnehmenden Industriekunden unter 5 Cent/kWh. Bedingt durch den Abschluss von neuen und auch flexibleren Verträgen konnten die Industrieunternehmen ihre Preise senken. Während die Industriepreise gegenüber der Erhebung des 1. Halbjahres 211 um 3% zurückgingen, sanken die Großhandelspreise im selben Zeitraum um mehr als 4%. Der Unterschied zwischen den Preisen war zu Beginn des Beobachtungszeitraums eher gering, vergrößerte sich jedoch im zeitlichen Verlauf durch den sehr starken Rückgang der Großhandelspreise. Die Industriepreise folgten dieser Entwicklung mit leichter zeitlicher Verzögerung, da viele Unternehmen noch an alte Verträge mit Fixpreisen gebunden waren. Erst durch den Abschluss flexiblerer Verträge verringerte sich der Abstand zu den Großhandelspreisen wieder merklich. In Anbetracht der Entwicklungen am Großhandelsmarkt ist davon auszugehen, dass die reine Energiekomponente der Industriepreise auch mittelfristig auf niedrigem Niveau bleibt. 15
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