So funktioniert der europäische Strommarkt

Um die heutigen Marktmechanismen besser zu verstehen, hilft zunächst ein Blick in die Vergangenheit: In den 1990er-Jahren hatten die Elektrizitätsmärkte einen starken nationalen Fokus und wenige  Akteure, die in einem recht starren Prozess den Strombedarf ermittelten und die Preise festlegten. Kurz vor der Jahrtausendwende beschlossen die EU-Mitgliedsstaaten, das System Schritt für Schritt zu liberalisieren.

Die Grundregeln

Eine ganze Reihe Richtlinien und Verordnungen wurde seitdem bereits verabschiedet, doch der Prozess dauert an. Zu den wichtigsten Neuerungen gehören die Trennung von Stromerzeugung, -transport und -vertrieb, die Ausweitung des gemeinsamen europäischen Marktes und die Einführung von marktgestützten Grundsätzen wie der Preisbildung anhand von Angebot und Nachfrage.

So ist ein echter Wettbewerb entstanden und Verbraucher können aus einer Vielzahl von Anbietern wählen. In Zusammenhang mit dem „European Green Deal“ sollen außerdem weitere Anreize für den Ausbau der Erneuerbaren Energien geschaffen werden.

Die Akteure

Inzwischen sind viele unterschiedliche Akteure am Markt beteiligt. Sie alle tragen dazu bei, dass überall und jederzeit Strom verfügbar ist:

Die Preisbildung

Der Strompreis variiert auf den verschiedenen Vertriebsstufen je nach dem nationalen Marktmodell und setzt sich in den EU-Mitgliedsstaaten aus verschiedenen Abgaben, Entgelten und Gebühren zusammen. In Deutschland entfielen für Privathaushalte zuletzt beispielsweise 51 Prozent auf Steuern, Abgaben und Umlagen (insbesondere auf die EEG-Umlage) und weitere 25 Prozent auf Netzentgelte. Erzeuger und Versorgungsunternehmen konnten also weniger als ein Viertel des Preises beeinflussen, indem sie Produktionskosten oder Verwaltungsaufwand reduzierten oder an der Börse zu günstigen Konditionen einkauften.

„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 etwa 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.

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.

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 hergehandelt, 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. 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 ÜNB auktioniert und innerhalb von Sekunden abgerufen werden können. Mehr dazu erfahren Sie in den nächsten Folgen unserer Serie.