Energiemarkt: Wer handelt wo und was?

Etwas Grundsätzliches vorab: In Deutschland ist der Strommarkt über die Börsen und bilaterale Verträge als Energy-only-Markt (EOM) organisiert. Darunter versteht man einen Strommarkt, an dem die Vergütung ausschließlich für Arbeit (gemessen in Kilowattstunden) und nicht für Leistung (gemessen in Kilowatt) erfolgt. Eine Ausnahme bildet der Regelleistungsmarkt. An diesem sichern sich die Übertragungsnetzbetreiber notwendige Kapazitäten zur Sicherung der Netzstabilität. Hier werden Leistung und Arbeit vergütet. Im Folgenden finden Sie die wesentlichen Begriffe erklärt.

OTC

Die Abkürzung OTC (für engl. over the counter) steht für Geschäfte, die nicht anonym über eine Börse, sondern direkt bilateral zwischen zwei Parteien abgeschlossen werden. Anders als an der Börse sind die hier gehandelten Kontrakte nicht standardisiert, so dass sie besser auf die Anforderungen der Vertragsparteien abgestimmt werden können. Allerdings sind die Risiken eines Zahlungsausfalls beim OTC-Handel höher als an der Börse. Die Strombörse dient dem OTC-Markt aufgrund der hohen Transparenz als Referenzmarkt, weshalb die OTC-Preise den dortigen Preisen ähneln.

EPEX Spot (Börse in Paris)

Am Stromspotmarkt findet der kurzfristige Handel von Energiemengen statt, das heißt der Handel einen Tag (Day-ahead-Markt) bis zu 45 Minuten (Intraday-Markt) vor der physischen Lieferung des Stroms.

Day-ahead: Im Day-ahead-Markt werden täglich in einer anonymen Auktion Strommengen der Stunden des Folgetages gehandelt. Im Schnittpunkt von Angebots- und Nachfragekurve wird der Markträumungspreis ermittelt, der für alleHier Schlagworte einfügenHandelsgeschäfte des betreffenden Produktes Anwendung findet. Je größer das Angebot der Produzenten und je geringer die Nachfrage der Konsumenten, desto kleiner ist der Marktpreis. Basis für die Strompreisbildung ist die Merit-Order. Die Kraftwerke werden gemäß ihrer kurzfristigen Grenzkosten sortiert. Das teuerste Kraftwerk, das zur Deckung der Nachfrage noch benötigt wird, setzt den Markträumungspreis. Strom aus Solaranlagen wird in der Regel durch Übertragungsnetzbetreiber (wenn sie sich in der EEG-Festvergütung befinden) oder Direktvermarkter am Day-ahead-Markt verkauft.

Intraday: Am Intraday-Markt werden Energiemengen auf Block-, Stunden- oder Viertelstundenbasis täglich im kontinuierlichen Handel bis zu 45 Minuten vor der physischen Lieferung ge- und verkauft. Anders als im Day-Ahead-Markt gibt es hier keinen Einheitspreis. Eine Order wird zum bestmöglichen Preis ausgeführt, sobald sich ein passendes Angebot im Orderbuch befindet. Je nach Handelszeitpunkt können damit sehr unterschiedliche Preise für das gleiche Produkt zustande kommen. Treten Prognoseabweichungen für das Solarstromaufkommen im Vergleich zur Day-ahead-Prognose auf, werden Solarmengen Intraday nachgehandelt, um den eigenen Bilanzkreis auszugleichen. Der Intraday-Markt kann generell als ein Markt angesehen werden, an dem Prognoseabweichungen gehandelt werden.

EEX (Börse in Leipzig)

An der Terminbörse EEX werden Stromkontrakte langfristig, das heißt mehrere Jahre bis wenige Tage vor der physischen Lieferung, gehandelt. Der Terminmarkt dient vorrangig der Absicherung von Preis und Mengen in der Zukunft und spiegelt die Erwartungen an die Spotpreise der Zukunft wider. Dies kann in Form der Blockkontrakte Baseload, Peakload und Off-Peak geschehen. Produzenten mit steuerbaren Kraftwerken haben am Terminmarkt die Möglichkeit, ihre zukünftigen Produktionsmengen zu hedgen, das heißt bereits heute einen Preis für eine zukünftige Lieferung zu fixieren. Strom aus Solaranlagen wird in der Regel nicht am Terminmarkt verkauft, da aufgrund der hohen Wetterabhängigkeit keine verlässlichen Prognosen über einen längeren Zeitraum und in Form eines Blockkontraktes gemacht werden können. Die Solarproduktion kann folglich nicht preislich fixiert werden, so dass bis einen Tag vor Lieferung Unsicherheit über die tatsächliche Erlöshöhe besteht.

Regelleistungsmarkt

Um die Systemstabilität zu garantieren, müssen Stromerzeugung und Stromverbrauch zu jedem Zeitpunkt genau ausgeglichen sein. Dies stellen die Übertragungsnetzbetreiber durch den Abruf von Regelenergie sicher.

Die Übertragungsnetzbetreiber schreiben dazu die drei Regelleistungsarten Primärregelleistung, Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung aus. Der Netzbetreiber setzt die verschiedenen Regelleistungsarten zeitlich gestaffelt ein, um einem Ungleichgewicht im Netz aufgrund von Abweichung zwischen prognostizierter und tatsächlicher Produktion beziehungsweise Verbrauch entgegenzuwirken. Ziel ist es, die Netzfrequenz stabil auf ihrem Sollwert von 50 Hertz zu halten.

Ist die Produktion höher als die Stromnachfrage, so wird negative Regelleistung aktiviert; ist die Nachfrage höher als die aktuelle Produktion, so wird positive Regelleistung abgerufen. Primärregelleistung, welche frequenzgesteuert innerhalb von wenigen Sekunden kurze Schwankungen im Netz ausgleicht, wird fast durchgängig abgerufen. Sie wird über die Netzentgeltumlage abgerechnet.

Dauert eine Abweichung über längere Zeit an oder ist sie besonders groß, wird zusätzlich Sekundärregelleistung aktiviert, die eine Vorlaufzeit von fünf Minuten benötigt. Als dritte Stufe hat der Netzbetreiber schließlich die Möglichkeit, mit einer Verzögerung von 15 Minuten die Minutenreserveleistung zu aktivieren. Die Kosten für den Abruf dieser beiden Regelenergiearten müssen die Bilanzkreisverantwortlichen tragen (siehe unten), die für die Abweichung im Netz verantwortlich sind. Fluktuierende erneuerbare Energien haben im Moment aus regulatorischen Gründen und aufgrund der langfristigen Ausschreibungszeiträume nicht die Möglichkeit, am Regelleistungsmarkt teilzunehmen.

Mechanismen und Akteure

Bilanzkreis: Das Bilanzkreissystem in Deutschland sorgt für eine exakte Zuordnung von Verbrauchs- und Produktionsmengen zum virtuellen Energiemengenkonto eines bestimmten Bilanzkreisverantwortlichen (BKV). Energieversorger, aber auch reine Energiehändler können BKV sein. Die Menge aller Bilanzkreise wird von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) verwaltet. Jeder BVK muss dabei auf Viertelstundenbasis dafür sorgen, dass die im Bilanzkreis verbrauchten Mengen durch Produktionsmengen gedeckt sind. Den benötigten Strom kann der BKV in eigenen Kraftwerken produzieren oder aber an der Börse kaufen. Bei Überproduktion kann er Strom verkaufen.

Stimmen Produktion und Verbrauch eines Bilanzkreises nicht überein, fällt Ausgleichsenergie an. Diese wird dem BKV durch den ÜNB in Rechnung gestellt. Ziel eines BKV ist es demnach, Abweichungen zu vermeiden. Da fluktuierend produzierende erneuerbare Energien teilweise nicht exakt zu prognostizieren sind, kann es im Bilanzkreis eines Versorgers, dessen Erzeugungsportfolio große Mengen Solarstrom enthält, bei schwierigen Wetterlagen zu großen Abweichungen kommen. In diesem Fall ist ein flexibles Portfolio vorteilhaft, das den Verbrauch oder die Produktion entsprechend anpassen kann.

Netzbetreiber VNB und ÜNB: Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) verwalten das Höchstspannungsnetz zum überregionalen Transport von Strommengen und sind verantwortlich für die Verwaltung der Bilanzkreiskonten. Außerdem nehmen sie den Strom Erneuerbarer-Energien-Anlagen in der EEG-Vergütung ab und vermarkten ihn an der Strombörse.

Die Verteilnetzbetreiber (VNB) sind für die Netzebenen unterhalb des Höchstspannungsnetzes verantwortlich, das heißt das Hoch-, Mittel- und Niederspannungsnetz. Solarerzeugungsanlagen sind in der Regel an die Netze der VNBs angebunden und speisen in diese ein. Im Falle einer drohenden Überversorgung des Netzes sind VNBs berechtigt, sogenannte Einspeisemanagementmaßnahmen durchzuführen, das heißt Anlagen abzuregeln. Der Einsatz von Speichertechnologien kann hier den Verlust der Strommengen verhindern oder begrenzen.

Flexibilität: Durch den zunehmenden Ausbau fluktuierend produzierender erneuerbarer Energien in Deutschland steigen die Anforderungen an die Flexibilität der übrigen Akteure, die ihre Produktion beziehungsweise Nachfrage an die fluktuierende Erzeugung anpassen müssen. Da erneuerbare Energien aufgrund des Einspeisevorrangs einen großen Einfluss auf die Preisbildung am Strommarkt haben, wird es zudem zunehmend wertvoller, Produktion oder Verbrauch flexibel zu gestalten, um Preisschwankungen optimal ausnutzen zu können.

Flexible Akteure können neben Arbitrage-Erlösen am Spotmarkt auch durch eine Teilnahme am Regelleistungsmarkt Erlöse für die Bereitstellung ihrer Flexibilität generieren. Sind Kraftwerke allerdings einmal im Regelleistungsmarkt gebunden, wird ihre Flexibilität durch die Verpflichtung zur Leistungsvorhaltung eingeschränkt. Sie können dann nur noch begrenzt auf Marktentwicklungen reagieren.

Lastverschiebung: Eine Form der Flexibilisierung ist die Lastverschiebung. Hierbei werden die Lasten (das heißt der Stromverbrauch) von Zeiten mit hohen Preisen in Zeiten mit niedrigen Preisen verschoben. Dies ist prinzipiell schon heute problemlos möglich und wird von einigen industriellen Verbrauchern bereits genutzt. Allerdings scheinen die Preisdifferenzen für viele als Anreiz noch zu klein, um in ihre Unternehmensprozesse zur Optimierung der Stromkosten einzugreifen. Das Zulassen von positiven wie negativen Preisextremen am EOM steigert den Anreiz und fördert so Flexibilität. Aktuell hemmen neben technischen Limitierungen wie unflexiblen Kraftwerken und Prozessen auch träge Marktteilnehmer die Flexibilisierung.

Market-Coupling: Die EU strebt einen Binnenmarkt für Strom an, um Preisunterschiede zwischen den Ländern zu reduzieren. Limitierende Faktoren sind hier zum einen die Grenzkuppelkapazitäten zwischen den einzelnen Ländern, aber auch der unzureichende Netzausbau innerhalb der Länder. So kann Strom nicht unbegrenzt über die Grenzen transportiert und zum Teil auch nicht ausreichend von den Grenzkuppelstellen zu den Verbrauchern gebracht werden. Trotzdem sind die preissenkenden Effekte der erneuerbaren Energien, wie die mittägliche Solarstromerzeugung, auch in Nachbarländern spürbar. Negative Strompreise kommen jedoch nicht nur durch die Erzeugung erneuerbarer Energien zustande. Letztes Jahr wurden aufgrund von nicht reduzierbaren Überkapazitäten teilweise auch negative Strompreise aus Belgien nach Deutschland importiert.

Eintrittsbarrieren für Flexibilität abbauen

Es ist durchaus verwirrend, wer wo am Energiemarkt was anbieten kann. Tobias Kurth von Energy Brainpool wünscht sich einen Mix an Flexibilitätsanbietern.

Welche Möglichkeiten haben Anbieter heute, Flexibilität zu vermarkten?

Tobias Kurth: Die Mehrheit der Anbieter von Flexibilität ist heute sowohl auf dem Spotmarkt als auch auf dem Regelleistungsmarkt tätig und platziert tagesaktuell die Angebote jeweils dort, wo die wirtschaftlichen Anreize am größten sind. Der Markt für Regelleistung stellt für Kraftwerksbetreiber einen Opportunitätsmarkt zum Spotmarkt dar. Kraftwerksbetreiber, die über die Flexibilität ihres Kraftwerks verfügen, können auf der Basis der jeweils zu erwartenden Erlöse entscheiden, auf welchem Markt sie anbieten. Eine Teilnahme von Wind- und PV-Kraftwerken am Regelleistungsmarkt ist heute aufgrund der Regularien jedoch kaum möglich.

Wie kann die notwendige Flexibilität weiter ausgebaut werden?

Mit dem weiteren Ausbau von Wind und Photovoltaik steigt die Bedeutung von Flexibilisierungsoptionen in der Stromversorgung weiter. Inwieweit sich dies in Form eines erhöhten Bedarfs an Regelleistung niederschlägt, wird auch davon abhängen, wie intensiv und zuverlässig die kurzfristigen Strommärkte durch die Bilanzkreisverantwortlichen genutzt werden, um Prognoseabweichungen auszugleichen. Jede Flexibilisierungsoption hat spezifische technische und wirtschaftliche Eigenschaften und steht mit unterschiedlichem Potenzial zur Verfügung. Idealerweise sollte sich ein volkswirtschaftlich optimaler Mix bilden.

Was bedeutet das fürs Marktdesign?

Es ist noch unklar, wie eine marktorientierte und eine netzorientierte Betriebsweise von zum Beispiel Speichern unter dem Aspekt der Versorgungssicherheit und wirtschaftlicher Effizienz in Einklang gebracht werden können. Auch beeinträchtigen in der Praxis Markteintrittsbarrieren und regulatorische Festlegungen den Zugang zu den genannten Märkten. Konkret sollte daher geprüft werden, wie Markteintrittsbarrieren für neue Anbieter, zum Beispiel lange Ausschreibungszeiträume auf dem Regelleistungsmarkt, gezielt abgebaut werden können.

Die Fragen stellte Michael Fuhs.

Seminare zum Energiemarkt

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