Verbund-Chef erhofft bald neue Kraftwerks-Kontrahierungsverträge

Für eine Dekarbonisierung des Mobilitäts- und Wärmesektors könne Elektrizität eine große Rolle zur Substituierung anderer Energieträger spielen - im Verkehr seien das im wesentlichen Pkw, kaum aber Schwer-Lkw, für die wohl Wasserstoff wegen der höheren Energiedichte die Lösung sein werde. Das Pumpspeicher-Potenzial in Österreich sei noch nicht voll ausgereizt. Der Verbund selbst verfüge hier aktuell über mehr als 2.000 MW Leistung. Wegen gesunkener Kosten würden zusätzliche 1.000 MW nicht mehr auf eine Milliarde Euro wie vor eineinhalb Jahren, sondern nur mehr auf 600 bis 700 Mio. Euro kommen, so Anzengruber im Klub der Wirtschaftspublizisten. "Einige tausend Megawatt, also ein paar Gigawatt, brauchen wir da schon in Österreich."

Der Verbund selbst sei mit seinem Erzeugungs-Mix gut aufgestellt, 95 bis 96 Prozent des Stroms erzeuge man CO2-frei. Lediglich zwei kalorische Anlagen betreibe der Verbund noch: das Kohlekraftwerk Mellach, das 2019 außer Betrieb gehen werde, und das Gaskraftwerk Mellach, das deutlich weniger CO2 ausstoße als die Kohleanlage und als "Feuerwehr" eingesetzt werde - um zur Netzstabilisierung benötigte Leistung zur Verfügung zu stellen. Dem Verbund brächten solche "Feuerwehr-Aktionen" freilich auch "zusätzliche Ertragspotenziale", so Anzengruber. Bis auf 55 Tage habe heuer von Jänner bis Oktober jeden Tag mehr oder weniger stark per Engpassmanagement eingegriffen werden müssen, um die Versorgung in Österreich aufrecht halten zu können. Die Schwierigkeiten gebe es vor allem aufgrund des schwankenden Stromangebots aus Erneuerbarer Erzeugung.

In dem Zusammenhang erhofft sich Anzengruber möglichst rasch neue Verträge für den Abruf kalorischer Kraftwerksleistung. Bis Weihnachten sollte zumindest ein Modus für die Zeit bis über den kommenden Sommer fixiert werden, bis zum ersten Quartal oder dem ersten Halbjahr 2018 aber eine mehrjährige Kontrahierung stehen, sonst würden kalorische Blöcke geschlossen, warnte er. Man könne nicht Gas für fünf Jahre kaufen, ehe man wisse, ob eine Anlage benötigt werde. Ohne mehrjährige Kontrahierung könnten thermische Erzeugungen "weg" sein, also geschlossen werden, warnte er. Die jetzige Kontrahierung läuft bis April 2018.

Benötigt würden laut Fachleuten 2.800 bis 2.900 MW. Jetzt werde dazu eine Studie als Grundlage der Ausschreibung erstellt. Der Rahmen werde vom Regulator E-Control festgelegt, dann sei die Verbund-Netztochter APG mit ihrer Ausschreibung am Wort. Die billigsten Anbieter würden genommen, bis genug Engpassleistung da sei." Im letzten Winter hat die Vereinbarung 2.400 MW vorgesehen, für den bevorstehenden Winter 2.900 MW. Leistungsabrufe würden etwa deutsche Stromhändler veranlassen, wenn es zu wenig grenzüberschreitende Kapazität von dort nach Österreich gebe. Per künstlichem Engpass solle diese Kapazität an der Landesgrenze ja mit Oktober 2018 auf 5.900 MW eingeengt werden, obwohl es technisch 10.000 MW Kapazität gebe, kritisierte der Chef des größten heimischen Stromkonzerns: "Deshalb sind wir dagegen Sturm gelaufen." Aus seiner Sicht hätte es andere Lösungen gegeben, wiewohl freilich auch die Geld kosten würden.

Durch das künstliche Auftrennen der gemeinsamen Strompreiszone mit Oktober 2018 seien die Forward-Preise für 2019 in Österreich schon um rund 6 Prozent oder 2,50 Euro/MWh über das deutsche Großhandelspreisniveau gestiegen, etwa im erwarteten Rahmen. Der Markt Österreich werde "durch höhere Preise beeinträchtigt", so Anzengruber. Sein Unternehmen profitiere unterm Strich kaum von diesem Anstieg der Preise, denn man müsste im Gegenzug auch eigene Stromprodukte in Deutschland anpassen.

Von einer Regelung über einen Ausstieg aus der Braunkohle-Verstromung, wie sie von einer Jamaika-Regierung in Deutschland unter Beteiligung der Grünen erwartet worden war, hätte ein Strompreis-Anstieg erwartet werden können, je nach konkretem Zeitplan, so Anzengruber nach dem Scheitern der Sondierungsgespräche in Berlin. Laut Think-Tank Agora würde Deutschland ein Braunkohle-Aus bis 2040 rund 17 Mrd. Euro kosten, die Erneuerbaren-Subventionierung via EEG koste aber jährlich 27 Mrd. Euro.

Die Strom-Großhandelspreise, die im Februar 2016 bis auf ein Tief von 20 Euro pro Megawattstunde (MWh) abgesackt waren, sieht der Verbund-Chef mittlerweile etwas auf Erholungskurs - sie lägen in einer Größenordnung von 30 bis 32 Euro/MWh und hätten sich damit "etwas erfangen". Die Forwards würden bis 35 Euro/MWh gehen, "wir waren aber schon beim Doppelten".

Ein Raus aus der Kohle, die in Deutschland 40 Prozent der Stromerzeugung bestreite (großteils mit Braunkohle), bzw. Anreize für Investitionen in CO2-arme Technologien, werde es wohl nur bei höheren CO2-Preisen geben, ein echter Energieträger-Switch finde überhaupt erst bei 30 bis 40 Euro/Tonne CO2 statt. Nach 5 Euro/t im Vorjahr habe sich der CO2-Preis auf rund 7 Euro/t erholt, liege aber weit weg von den 30 Euro 2013/14. Um die Verschmutzungsrechte im Emissionshandel (ETS) zu verteuern, schwebe Brüssel ein stärkeres Beseitigen freier Zertifikate vor, und das EU-Parlament wolle, dass ab 2020 nur noch Kraftwerke mit unter 550 Gramm CO2-Emission je kWh gebaut werden dürfen, Kohle liege bei 1.100 g, die Gasanlage Mellach unter 550 g.

(Schluss) sp/itz/cs

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