Im ersten Teil haben wir angeschaut, wie Stromeinkäufer ihre Mengen bestimmen (siehe hier). Nun betrachten wir das Preisrisiko des Einkaufs. Es gibt dabei zwei kritischen Zeit-Dimensionen:
Kaufzeitpunkt → Wann soll ich kaufen? Lange im Voraus oder im letzten Moment?
Lieferzeitfenster → Für welche Perioden kaufe ich Strom aufs mal?
Wird der Preis sinken, kaufe ich besser später ein. Wird er steigen, dann lieber jetzt zuschlagen. Vielleicht sinkt er aber auch erst und steigt dann wieder…?! Wer spekuliert kann gewinnen oder verlieren, wer nicht spekuliert kann ebenfalls gewinnen oder verlieren. Der richtige Kaufzeitpunkt ist das Dilemma beim Stromeinkauf. Das gilt auch für Stromproduzenten, die vorzugsweise dann verkaufen wollen, wenn der Preis am höchsten ist.
Wenn sich für dasselbe Lieferzeitfenster in der Zukunft gleichzeitig viele Käufer und Anbieter auf dem Markt bewerben ist der Markt liquid. Gibt es nur wenige Gebote, ist der Markt trocken. Für jedem Lieferzeitpunkt, also für jedes 15 Minutenfenster, gibt es eine konkrete Nachfrage und Angebotssituation, welches den Preis bestimmt. Strom kostet alle 15 Minuten was anderes! Die Marktliquidität beeinflusst wie sprunghaft sich Preise verändern.
Einige Einkäufer decken sich frühzeitig mit Strom ein, um auf der sicheren Seite zu sein. Sie bezahlen dann meist etwas höhere Preise. Die Strompreise sinken in der Regel, je näher der physische Lieferzeitpunkt rückt. Doch das muss nicht immer so sein! Dennoch, wer Strom günstig erwerben will, wartet meist ab. Jede offene Position im Fahrplan birgt somit ein Preisrisiko. Wer viele offene Positionen hat, trägt ein höheres Risiko.
Die Anzahl offener Positionen im Markt ist ein Indikator, wie spekulativ die Händler unterwegs sind. Es gibt auch ein Hinweis darauf, in welche Richtung sich der Preis am Markt weiterentwickeln könnte.
Der Stromkiosk
Strom wird auf einem der beiden Grosshandelsmärkte eingekauft: An der Börse wird Strom anonym gehandelt. Beim OTC-Handel (Over-The-Counter) verhandeln Käufer und Energieproduzenten bilateral oder via einem Vermittler, zum Beispiel über eine Broker-Webseite.
In beiden Grossmärkten wird der Handel nach Kaufzeitpunkt kategorisiert:
Termingeschäfte finden ein bis sechs Jahre im Voraus statt.
Gehandelt werden Stromlieferverträge, die im OTC-Handel als Forward und an der EEX-Börse als Futures bezeichnet werden. Gehandelt werden zudem Optionen. Call- und Put-Optionen sind Rechte auf zukünftige Käufe/Verkäufe zu einem fixierten Preis. Ihr Zweck ist es, sich gegenüber grossen Preisänderungen abzusichern (Hedging).
Spotgeschäfte sind kurzfristige Stromlieferverträge.
Day-Ahead-Spot Verträge werden am Tag vor Stromlieferung ausgeführt, Intraday-Spot Verträge können bis 5 Minuten vor Lieferung abgeschlossen werden.
Jeder Markt erfüllt einen anderen Zweck. Termingeschäfte dienen der Vorsorge, Spotgeschäfte der Prognose-genauen Beschaffung. Wurde vorsorglich zu viel Strom eingekauft, wird versucht, die überschüssige Energie noch im letzten Moment auf dem Markt abzustossen.
Dynamische Spot-Märkte oder Notstromreserve?
Gibt es im Fahrplan am Tag vor der physischen Lieferung noch offene Positionen, müssen diese an der Börse geschlossen werden. Das Schliessen offener Positionen wird in der EU konsequent eingefordert, weshalb die europäischen Spot-Märkte belebter, innovativer und günstiger geworden sind als in der Schweiz.
In der Schweiz ist das Schliessen offener Positionen vor physischem Lieferzeitpunkt "optional", weshalb das Restrisiko de facto die Swissgrid trägt. Sie muss bei verspekulierten Abschlüssen die Fehlplanungen der Händler mit Regelstrom ausgleichen. Auch deshalb muss sie einen dickernen Notstromreserve-Puffer hinzukaufen, als andere europäische Regelzonen und die Schweizer Strombezüger zahlen dafür "solidarisch" (siehe auch Teil 1).
Jeder Markt dient also einem spezifischen Zweck. Interessant sind in diesem Zusammenhang die Spielregeln der beiden EPEX Spot-Märkte (European Power Exchange):
Am Day Ahead Spot Market werden sämtliche Gebote der Nachfrager und Anbieter für den Folgetag gesammelt und über einen Auktion-Algorithmus zugeschlagen. Für jede 15 Minuten-Lieferperiode wird ein separater Market Cleared Price (MCP) ermittelt. Der Strom hat also täglich 96 unterschiedliche Preise!
Der Intraday Spot Market funktioniert ganz anders. Hier wird das Geschäft abgeschlossen, sobald sich Anbieter und Käufer finden und beide den Preis akzeptieren.
Am EPEX-Spot-Markt erfolgen Geschäfte quer über alle EU-Landesgrenzen hinweg, dank der Marktkoppelung (Market Coupling). Die Börsen-Algorithmen können nicht nur Strommengen handeln, sie können auch gleichzeitig verfügbare Grenzkapazitäten zwischen den europäischen Regelzonen handeln. So wurde ein EU-Binnenmarkt für Strom geschaffen!
Dank der Marktkopplung kann heute "last Minute" Windstrom aus der Nordsee und Solarstrom aus Spanien grenzüberschreitend gehandelt werden. Strom-Nachfrager profitieren von den günstigsten Angeboten europäischer Kraftwerke, bis zu dem Punkt, an dem die internationalen Stromtrassen und Grenzkapazitäten maximal ausgelastet sind. Dies führt zu einem europaweitem Umdenken bei Börsen, Netzplanung, Energieproduzenten und innovativen Energiedienstleistern.
Kein Intraday-Handel für die Schweiz?
Schweizer Strom kann im EU Binnenmarkt leider nicht effizient gehandelt werden. Grund dafür ist, dass die Marktkopplung nur für EU-Länder eingeführt wurde und die Regelzone Schweiz aussen vor blieb. Grund ist die Schweizer Energiepolitik bzw. das fehlende EU Stromabkommen. Das ist schade, weil die Marktkopplung eine europäische Erfolgsgeschichte mit riesigen Effizienzgewinnen und sehr viel Marktinnovation ist.
Für Schweizer Kleinproduzenten von erneuerbarer Energie (Solar, Wind, Wasser) wäre die Teilnahme am EU Intraday-Handel interessant, da dieser kurzfristige Gebote mit kleinen Strommengen zulässt. Wärend in Europa die Handelsvolumen am Intraday-Handel stetig wachsen, kommt der Handel im "Binnenmarkt Schweiz" nicht in die Gänge.
In den letzten Jahren entwickeln sich private Micro-Märkte. Strom aus erneuerbaren Produktionsanlagen, vor allem Photovoltaik-Strom, wird neu auch unter Nachbarn gehandelt. Wegen dem Stromgesetz darf das nur in privaten Stromnetzen (Microgrids, Arealnetze) erfolgen, also nicht übers öffentliche Verteilnetz. In der Schweiz heisst dieser Stromhandelsvertrag Zusammenschluss zum Eigenverbrauch (ZEV), in Deutschland Mieterstrom.
Der ZEV wird komplexer, sobald neben den Grundeigentümer*innen auch Mieter beteiligt werden. Dann gilt nämlich der Mieterschutz aus dem Obligationenrecht. In diesem Fall werden Energielieferverträge, Preisgestaltung, Messwesen und Abrechnung und im Detail geregelt und zusätzliche Verwaltungs- und Inkassokosten fallen an. In vielen Fällen ist der ZEV den Eigentümern deshalb zu umständlich, weshalb viele EW erfolgreich eine "Eigenstrom-Dienstleistung" als Alternative anbieten.
Lokale Energiegemeinschaft Light?
Das Schweizer Parlament plant im sogenannten Mantelerlass einen neuen Micro-Markt, die Lokale Energiegemeinschaft oder LEG (Abstimmung findet am am 9. Juni 2024 statt). Die Idee ist den lokalen Stromhandel zwischen Solarproduzenten und Verbrauchern über das öffentliche Netz zuzulassen (Peer-to-Peer-Handel).
Allerdings soll dies nur innerhalb eines Stadtquartiers oder Dorfes zugelassen werden. Für die Nutzung des öffentlichen EW-Netzes bezahlt man dann eine etwas reduzierte Netzgebühr. Marktpotenzial und Gewinnpotenzial bleiben somit äusserst bescheiden und der Mess- und Abrechnungsaufwand für EWs wäre erheblich. Eine beherztere Lösung wäre hier wünschenwert.
Der Preis der Stromgeneratoren
Stromproduzenten kalkulieren mit Stromgestehungskosten (Levelized Cost of Electricity, LCOE). Das sind geschätzte Kosten für die Herstellung einer Megawattstunde Strom. Zum LCOE gehören erstens die Fixkosten für Anlagen & Kapital über den ganzen Lebenszyklus des Kraftwerkes und zweitens die variablen Kosten für Brennstoffe, Emissionsrechte, Betriebsenergie und Endlager.
Die Kosten werden über die Lebensdauer der Anlage geschätzt und durch die erwarteten Stromverkäufe geteilt. Das Resultat ist der kostendeckenden Preis pro MWh. Ein wirtschaftlicher Stromproduzent verkauft seinen Strom nur, wenn ihm ein Kunde einen Preis über seinem kostendeckenden Preis anbietet. Nur so kann er einen Gewinn verbuchen.
Es gibt allerdings auch Situationen, bei denen Kraftwerksbetreiber Strom unter dem LCOE, also mit Verlust verkaufen. Das sind vor allem Verbrennungsanlagen, die langsam hochgefahren werden müssen, bevor ihre Generatoren mit der Stromproduktion beginnen. Weil das An- und Abstellen träge und teuer ist, wird gelegentlich weiterproduziert, ohne einen Stromabnehmer zu haben. Sie nehmen dann in Kauf, dafür Ausgleichsenergie bezahlen zu müssen.
Stromgeneratoren mit erneuerbarer Energie aus Sonne, Wind, Wasser und Geothermie haben gegenüber den Verbrennungsanlagen drei Riesenvorteile:
Die Antriebsenergie stellt die Natur kostenlos zur Verfügung
Sie haben die niedrigsten Gestehungskosten (LCOE)
Ungenutzte Produktionskapazitäten sind sofort aktivierbar (müssen nicht hochgefahren werden)
Sonne und Wind haben allerdings den Nachteil, dass ihre Produktion nicht zuverlässig planbar ist. Erneuerbare Energieproduktion muss deshalb durch Speicher ergänzt werden. Diese Investitionen werden in den nächsten Jahren enorm zunehmen. Die Speicherkosten werden dann im LCOE für erneuerbare Energieproduktion mitgerechnet.
Wie der Strompreis an der Börse zu Stande kommt
Im Stromhandel orientieren sich alle Verträge - selbst die langfristigen Futures, Forwards oder Call-/Put-Optionen - schlussendlich am Market Clear Price (MCP) des Day-Ahead Spot Marktes. Doch wie kommt dieser Preis an der Auktion genau zustande?
Alle Teilnehmer reichen am Vortag bis 12:00 (in der Schweiz bis 11:00) ihre Gebote pro 15 Minuten-Lieferperiode ein. Ein äusserst komplexer Algorithmus berechnet zuerst wieviel Strom in jedem Intervall wo benötigt wird und wieviel Produktionskapazität & Grenzkapazität pro Regelzone verfügbar ist. Dann weist er diskriminierungsfrei die Aufträge den günstigsten Stromanbietern zu. Diskriminierungsfrei bedeutet, dass nur der Preis (EUR) und die Menge (MWh) eine Rolle spielen, nicht aber Produktionstechnologie oder der Standort (abgesehen von der Limitierung durch Grenzkapazitäten).
Der Auktions-Algorhytmus basiert auf zwei Ideen:
Market Coupling (Marktkopplung)
Merit Order-Prinzip (Merkreihenfolge)
Das Merit-Order-Prinzip besagt, dass die günstigsten Anbieter stets zuerst den Zuschlag erhalten, anschliessend die etwas Teureren usw. bis die nachgefragte Menge vollständig abgedeckt wird. Der Preis des "teuersten der günstigsten Anbieter" wird dann zum Marktpreis (MCP). Sämtliche Stromanbieter die einen Lieferzuschlag erhalten, also auch jene, die unter dem MCP geboten haben, werden mit demselben MCP vergütet.
Ist die Strombörse eine gute Lösung?
Der äusserst komplexe Auktionsalgoriythmus mit Merit-Oder und Market-Coupling ist europäische Weltklasse! Aber ist es auch eine gute Lösung? Zwei Argumente sprechen dafür
Die Auktion kennt nur einen Gewinner: günstige Energielieferanten. Alle Stromproduzenten, welche an einer Merit Order-Auktion Produktionsaufträge ergattern, erhalten den gleichen MCP. Das bedeutet, dass jene mit den günstigsten Generatoren, also basierend auf Wind und Sonne, die höchsten Gewinne schreiben. Komplizierte, teure Technologien, die mit Primärenergieträger (Uran, Kohle, Öl, Gas) betrieben werden, welche zuerst gefördert, verarbeitet, transportiert und entsorgt werden muss, werden zunehmend verdrängt. Das ist exakt die Idee hinter der Merit Order: Markteffizienz durch kontinuierliche Strukturbereinigung. Tiefe Energiekosten sollen Europa einen Wettbewerbsvorteil sichern.
Die Marktkopplung lastet Grenzkapazitäten aus und führt europaweit zu mehr günstigem Strom. Das führte schon dazu, dass in einigen "Hochpreis-Regelzonen" neue grenzüberschreitenden Trassen gebaut werden, damit mehr Handel und tiefere Preise erreicht werden. Die Marktkopplung macht den europäischen Strombinnenmarkt möglich. Produzenten können unabhängig von ihrem Netzeinspeise-Anschlusspunkt Geschäfte abschliessen können. Der Wettbewerb nimmt zu, der Markt wird effizienter.
Europa arbeitet also an einem Strombinnenmarkt mit hoher Markteffizienz und günstigen Energiepreisen. Eine schöne Idee ... bis plötzlich die russischen Gas-Pipelines versiegten.
Die Gas-Krise 2022 führte unerwartet zu hohen Gaspreisen, was den Strom aus Gaskraftwerken verteuerte. Als in der Folge unter den Stromeinkäufer Panik ausbrach, wurde gekauft, was zu haben war (ein bisschen wie mit dem WC-Papier während der Corona-Krise). Alle wollten die offenen Positionen schliessen und der Markt trocknete aus. Selbst die sehr teuren Reserve-Gaskraftwerke hielten nun den Auktions-Zuschlag.
Der Marktpreis (MCP) fiel also sehr hoch aus. Der MCP galt dann eben für alle Anbieter, also auch jene, mit sehr tiefen Gestehungskosten. Einige glückliche Kraftwerksbetreiber und Stromspekulanten, die noch Kapazitäten anzubieten hatten, erhielten einen unerwarteten Geldsegen.
Unter diesen Umständen hat das EU Strommarktdesign mit Merit Order und Marktkopplung nicht das Versprechen günstiger Energie eingelöst, sondern führte plötzlich zu absurden Strompreisen. Die Zeche für diesen "Ausrutscher" bezahlen wir noch heute über die erhöhten Preise in der Grundversorgung.
Aber aus Erfahrungen lernt man! Das Merit Order-Prinzip ist in ruhigen Zeiten ein gute Sache, aber es ist kein gutes Konzept für Krisensituationen. Das EU Strommarktdesign wird deshalb nachgebessert. Damit Preisentwicklungen wie im Herbst 2022 vermieden werden, hat die zuständige EU-Behörde REMIT (Regulation on Wholesale Energy Market Integrity and Transparency) zahlreiche Änderungen in Gang gesetzt, unter anderem eine Preisobergrenze für Krisenzeiten.
Wieso negative Strompreis entstehen
So jetzt wissen wir genug, um die im Teil 1 gestellte Frage zu beantworten: Wie können negative Strompreise entstehen und wieso wurde manch einem in Europa sogar der Stromverbrauch bezahlt?! 😎
Windkraftwerke bieten Strom häufig zum Preis von wenigen Cents oder 0 EUR/MWh an. Das Kraftwerk erhält dadurch stets den Zuschlag und erhält, dank der Merit Order, ohnehin den MCP, der ja in der Regel deutlich über ihrem minimalen Gebotspreis für Windkraft liegt.
Kohlekraftwerke, die nicht konstant ausgelastet sind, haben hingegen eine andere Herausforderung. Das Rauf- und Runterfahren ihres Kraftwerks kostet. Es lohnt sich deshalb unter Umständen, wenn sie während einer kurzen Fahrplanlücke weiterproduzieren. Der Maximalschaden, der ihnen dann entsteht, ist die Zahlung der Ausgleichsenergie für die Spannungshaltung. Finden sie einen günstigeren Abnehmer für Ihren Strom als die Regelkraftwerke, können sie ihren "Überbrückungsschaden" begrenzen. Es lohnt sich für sie dann, dem Abnehmer was für ihren Strom zu bezahlen.
Wenn in so einer Situation viel Wind weht und wann möglich noch die Sonne scheint, trocknet der Markt komplett aus und die Chance sinken, einen zahlenden Abnehmer zu finden. Dann bleibt nichts anderes übrig, als Geld für den Strom zu bieten. Es geht ja um Schadenbegrenzung.
Eine Kuriosität der Merit Order also. Und ein Phänomen in der Übergangszeit von fossilen Kraftwerken hin zu erneuerbaren Kraftwerken. Langfristig kann der Preis natürlich nicht negativ sein, weil das System sicht am Ende selbst erhalten muss. Survival of the Fittest.