So funktioniert der europäische Strommarkt

    Strom, der bei Bedarf jederzeit aus der Steckdose fliesst, und ein Gasanschluss direkt im Haus: Das ist für die meisten Menschen selbstverständlich. Dass ein Teil des Stroms an einer europäischen Börse gehandelt wird, ist schon weniger bekannt. Wie der europäische Strommarkt funktioniert, ist für die meisten eine Blackbox.

    (Bild: pixabay) Die Schweiz hat einen zweigeteilten Strommarkt.

    Das muss nicht so bleiben. Man kann die einzelnen Elemente des europäischen Strommarkts auseinandernehmen und so Klarheit schaffen. Akteure, Handelsplätze und Preise sind relativ einfach zu überblicken.

    Die Akteure
    Erzeuger sind in der Regel die Betreiber von Kraftwerken oder Erneuerbaren-Anlagen. Sie verkaufen den von ihnen produzierten Strom entweder «Over the counter» («Über die Ladentheke», kurz: OTC-Handel), also direkt an Grossabnehmer wie Industriebetriebe oder Energieversorger. Dazu kommen die Geschäftspartner oft über Broker zusammen. Verschiedene Unternehmen haben sich darauf spezialisiert, Verträge zwischen Erzeugern und Abnehmern zu vermitteln. Meist läuft das Geschäft über Online-Plattformen. Neben dem OTC-Handel gibt es Strombörsen wie die EEX in Leipzig.

    Broker/Direktvermarkter: Obwohl der Vorgang «Direktvermarktung» heisst, übertragen viele Erzeugungsunternehmen den Börsenhandel an einen Zwischenhändler, sogenannte «Direktvermarkter». Diese platzieren den Strom für die Erzeuger an der Börse und erhalten dafür eine Provision.

    Übertragungsnetzbetreiber: Die Übertragungsnetze dienen dem überregionalen Transport grosser Strommengen über Hochspannungsleitungen mit bis zu 440 Kilovolt. Sie versorgen die Mittel- und Niederspannungsnetze der Verteilnetzbetreiber sowie einzelne Grosskunden wie Chemieparks oder Aluminiumwerke mit Strom.

    Versorgungsunternehmen: Den Endverbraucher mit Strom versorgen: Das ist die Aufgabe von Versorgungsunternehmen. Oft handelt es sich dabei um Stadtwerke, die auch die regionalen Mittel- und Niederspannungsnetz betreiben, über das sie die Elektrizität an die Endverbraucher verteilen. Seit der Liberalisierung der Märkte muss der Versorger aber nicht mehr zwingend der Verteilnetzbetreiber sein.

    Verbraucher: Durch die Neuordnung nehmen die Endverbraucher eine wichtigere Rolle ein: Weil auch Privatkunden selbst den Stromanbieter wählen können, tragen sie indirekt zur Preisbildung bei.

    Die Märkte: «Energy-Only»- und Kapazitätsmarkt
    Obwohl die EU einen gemeinsamen Energiebinnenmarkt hat, folgen die nationalen Märkte der Mitgliedsstaaten unterschiedlichen Regeln. Dabei stehen sich zwei Systeme konzeptionell gegenüber: Der «Energy-Only-Markt» (EOM), der zum Beispiel in Deutschland in den späten 1990er-Jahren eingeführt wurde, und der «Kapazitätsmarkt», auf den Frankreich seit 2017 setzt. Grossbritannien, inzwischen nicht mehr EU-Mitglied, nutzt das System schon länger.

    Auf dem EOM können zumindest im kurzfristigen OTC- und Börsenhandel nur tatsächlich erzeugte Strommengen gehandelt werden. Wenn die Nachfrage grösser ist als das Angebot, steigt der Preis. Das System führt so dazu, dass Arten der Stromerzeugung mit niedrigen Grenzkosten wie Solarenergie oder Windkraft bevorzugt werden.

    Erst, wenn sie weniger Strom produzieren, als nachgefragt wird, werden weitere Energiequellen zugeschaltet. Spitzenlastkraftwerke, die vor allem fossile Brennstoffe wie Kohle und Gas nutzen, gehen bei diesem Marktdesign im Falle eines Versorgungsengpasses zuletzt ans Netz. Sie liefern dann die stark nachgefragte Elektrizität zu sehr hohen Preisen. Das Prinzip, dass Anlagen, die durchgehend günstigen Strom liefern, als erstes zugeschaltet werden, wird auch als Merit-Order bezeichnet.

    (Bild: TU Köln) Merit-Order: So entsteht der Strompreis.

    Auf einem Kapazitätsmarkt wird hingegen mit Produktionsgarantien (Frankreich) oder verfügbare Kapazitäten (Grossbritannien) gehandelt. Grosshändler kaufen Zertifikate, mit denen Produzenten ihnen zusichern, zu einem bestimmten Zeitpunkt eine festgelegte Menge Strom liefern zu können – und zwar unabhängig davon, ob der Käufer diese am Ende abnimmt oder nicht.

    Das System verspricht eine höhere Versorgungssicherheit und bietet Betreibern von grossen Kraftwerken Planungssicherheit, denn sie erhalten auch eine Vergütung, wenn die Anlagen nicht laufen. Allerdings besteht dadurch auch die Gefahr, dass Überkapazitäten geschaffen werden.

    Im Gegensatz dazu muss im EOM das Preissignal an den Börsen ausreichen, damit vielleicht benötigte Kapazitäten gebaut werden. Ist die Unsicherheit bei den Erzeugern zu gross, werden Investitionen unter Umständen nicht getätigt. Dies ist insbesondere im Hinblick auf den gleichzeitigen Ausstieg aus Kernenergie und Kohle in Deutschland relevant.

    Die Preise: Termin- und Spotmarkt
    Ein Grossteil des Stroms wird bereits verkauft, bevor er erzeugt wurde. Am Terminmarkt werden Lieferverträge für Monate, Quartale und Jahre geschlossen. Sowohl Stromversorger und Grossverbraucher als auch Erzeuger versprechen sich davon eine bessere Planbarkeit der Energiekosten einerseits und der Einnahmen andererseits.

    Aufgrund der hohen Preisdynamik wird so quasi jede Kilowattstunde Strom mehrfach hin- und her gehandelt, bevor sie beim Verbraucher ankommt. Solche Geschäfte laufen fast alle im OTC-Handel, stehen also nicht im Widerspruch zum EOM-Design.

    Am Spotmarkt hingegen werden Strommengen für den Folgetag für den Zeitraum von einer Viertelstunde oder einer Stunde gehandelt. Auf Basis von Last- und Erzeugungsprognosen kann so die Stromversorgung noch kurzfristig optimiert werden. Dieser Handel erfolgt vor allem an Strombörsen. 

    (Quelle: BFE / © Statista 2022) Die Stromimporte der Schweiz aufgeteilt nach den Herkunftsländern.

    Dort ist der Preisspielraum sehr viel kleiner, da alle Parameter wie ungefähre Nachfrage, CO2-Preis und Einspeisung durch Erneuerbare bekannt sind. Ausserdem sind nur Akteure beteiligt, die auch physisch Verträge erfüllen können – also beispielsweise keine Banken und Spekulanten. So kann es sich für Erzeuger sogar lohnen, bereits über Terminkontrakte verkaufte Energie zurückzukaufen und teurer am Spotmarkt zu verkaufen.

    Um auf sehr kurzfristige Schwan­kungen reagieren zu können – zum Beispiel, wenn Windkraft- und Solaranlagen weniger Strom produzieren, als erwartet oder ein Kraftwerk plötzlich ausfällt – gibt es darüber hinaus den Intraday-Markt. Auf den entsprechenden Handelsplätzen an der Strombörse können noch fünf Minuten vor Lieferung Geschäfte getätigt werden.

    Als zusätzliche Sicherheit für die Stabilität der Stromversorgung gibt es den Regelenergiemarkt. Dort werden Energiereserven vorgehalten, die bei Bedarf von den Übertragungsnetzbetreiber auktioniert und innerhalb von Sekunden abgerufen werden können.

    Und die Schweiz?
    Dieser Marktdesign hat eine enorme Relevanz für die Schweiz. Die Schweiz hat einen zweigeteilten Strommarkt. In der Grundversorgung sind die Verbraucherpreise reguliert. Doch die Stromlieferanten müssen, wenn sie nicht selbst Strom produzieren, den Strom einkaufen. Oft wird der Preis vom europäischen Strommarkt beeinflusst, wenn nicht ganz bestimmt. Der andere Teil des Marktes ist sogenannt «frei». Für sie gelten die Börsenpreise.

    Also ist es gut, wenn der europäische Strommarkt keine Blackbox bleibt – auch in der Schweiz.

    Henrique Schneider