Unter dem Begriff Stromhandel versteht man die Tätigkeit eines Unternehmens, elektrische Energie am Großhandelsmarkt zu kaufen und zu verkaufen. Vom Stromhandel zu unterscheiden ist die Vertriebstätigkeit am Endkundenmarkt, an dem in der Regel eine Stromlieferung nach Bedarf zu einem Einheitspreis inklusive Netznutzung angeboten wird.
Rahmenbedingungen
Mit der regulatorischen Neuordnung der Energiewirtschaft über das (bundesdeutsche) ist den Endkunden die freie Wahl ihres Versorgers ermöglicht worden. Dies erfolgte über die hoheitliche Trennung der Marktrollen Stromhändler (Erzeugungs- und Vertriebsunternehmen) und Netzbetreiber. Während der Kunde weiterhin über das Netz seines ortsansässigen Verteilnetzbetreibers beliefert wird, kann er jetzt seinen Energieversorger frei wählen. Ebenso ist es auch jedem Versorger und jedem Stadtwerk ermöglicht worden, den Bedarf für seine Endkunden bei beliebigen Händlern auf den Energiemärkten einzukaufen.
Kern des seit 1998 bestehenden regulatorischen Marktdesigns, das einen solchen Energiehandel erstmals ermöglichte, ist das sogenannte Bilanzkreismanagement. Dieses sieht vor, dass jeder Händler beim Übertragungsnetzbetreiber ein Konto für elektrische Energie führt, der sog. Bilanzkreis, in dem er dem Übertragungsnetzbetreiber jeden Tag für den Folgetag nachweist, dass er den bestmöglich prognostizierten Bedarf für seine Abnahmestellen tatsächlich netto über verschiedene Quellen auf den Energiemärkten beschafft hat. Auch die unplanbare Abweichung seiner Abnahmestellen wird dem Energiehändler vom Übertragungsnetzbetreiber für seinen Bilanzkreis als Ausgleichsenergie in Rechnung gestellt. Diese Marktgestaltung ermöglicht, dass Strom zwischen den Stromhändlern von Bilanzkreis an Bilanzkreis in ähnlicher Weise wie Wertpapiere gehandelt werden kann, wobei gleichzeitig über die Bilanzkreise sichergestellt wird, dass zum Zeitpunkt der Lieferung das Netz tatsächlich physikalisch im Gleichgewicht ist.
Als Energiehandel im Sinne dieses Artikels wird somit der Handel auf Bilanzkreisebene bezeichnet.
Strombeschaffung und -vermarktung mini|Lastprofil eines durchschnittlichen Werktages
Der mit etwa 75 Prozent größte Teil des Stromhandels findet außerhalb der Strombörse statt, und zwar als Handel „Over-the-Counter“ („über die Ladentheke“), abgekürzt OTC. Vermittelt werden diese Kontrakte größtenteils über große Brokerplattformen, die börsenähnlich funktionieren (sogenannte Multilaterale Handelssysteme). Vertragliche Basis ist in der Regel der Rahmenvertrag Strom der European Federation of Energy Traders.
Der eigentliche Strombedarf der Energieversorger hat die Form eines sogenannten Lastprofils mit viertelstündlich differenzierter Leistung. Die an der Strombörse und an Brokerplattformen angebotenen Terminmarktprodukte sind hingegen standardisierte Blockprodukte. Das Zusammensetzen des Bedarfsprofils aus solchen Standardprodukten wird als Strukturierung bezeichnet. Zusammen mit der Auswahl der Zeitpunkte, zu denen Teile des Bedarfsprofils stückweise beschafft werden, spricht man von einer Beschaffungsstrategie. Beschaffungsstrategien haben zum Ziel, über den Beschaffungszeitraum für den beschafften Strom im Lieferjahr einen Durchschnittspreis zu erzielen. Der Beschaffungsstrategie des Versorgers steht auf der Seite der Stromerzeugung die Vermarktungsstrategie gegenüber.
Terminmarkt alternativtext= Base und Peak Kontrakte am Terminmarkt Strom|miniatur|Base und Peak Kontrakte am Terminmarkt Strom|370x370px
Die wichtigsten Kontrakte am so genannten Terminmarkt, an dem Strom für die nächsten Jahre gehandelt wird, sind die standardisierten Monats-, Quartals- und Jahreskontrakte Base und Peak. Base bezeichnet eine Bandlieferung, bei der der Verkäufer an den Käufer zu jeder Viertelstunde des Lieferzeitraums dieselbe Leistung liefert. Bei einem Peakkontrakt liefert der Verkäufer die Nominalleistung durchgehend von Montag bis Freitag von 8 bis 20 Uhr. Zu allen übrigen Zeiten erfolgt keine Lieferung.
Mit Terminmarktkontrakten kann ein Erzeuger die zukünftige Erzeugung seiner Kraftwerke zu einem heute bekannten Preis absichern und so seine Rohmarge sichern. Der Vertrieb des Stromversorgers kann die für seine Kunden benötigten Mengen am Terminmarkt im Voraus zu einem festen Preis absichern und diesen zuzüglich seiner Marge an seine Kunden weitergeben. Auch große Verbraucher (z. B. Industrieunternehmen) können sich direkt am Terminmarkt mit Strom zu festen Preisen eindecken.
Neben den Handelsteilnehmern, die als Erzeuger oder Vertrieb/Verbraucher sich an ihrer physischen Position interessieren, gibt es spekulative Teilnehmer, oftmals Banken. Wenn etwa frühzeitig mehr Kraftwerksleistung am Markt angeboten wird, als zu diesem Zeitpunkt von den Vertrieben nachgefragt wird, kaufen spekulative Teilnehmer diese Energie auf und halten diese als spekulative Position, bis die Nachfrage am Markt vorhanden ist, wobei sie natürlich hoffen, diese teurer verkaufen zu können als sie sie eingekauft haben.
Für einen funktionsfähigen Terminmarkt ist eine hohe Liquidität notwendig. Terminkontrakte werden im Laufenden Handel gehandelt und der deutsche Strommarkt ist äußerst liquide. Das Volumen des Großhandels belief sich bereits 2010 auf schätzungsweise 10.600 TWh; mehr als das Siebzehnfache des tatsächlichen Elektrizitätsbedarfs in Deutschland.
Einen sehr großen Teil des Terminhandels stellen bilaterale Geschäfte (sogenannte OTC-Geschäfte). Diese werden wiederum zu einem sehr großen Anteil über Brokerplattformen der etablierten Finanzbroker (ICAP, GFI, Tullett Prebon ...) vermittelt. Weiterhin ist ein wichtiger Handelsplatz für Deutschland die Strombörse European Energy Exchange (EEX) in Leipzig. Zusammen mit dem skandinavischen Strommarkt und den Niederlanden bildet Deutschland damit eine Region mit sehr aktivem Stromhandel.
Spotmarkt mini|648x648px|Day-Ahead-Preise Deutschland-Luxemburg Januar bis Juni 2021, Daten ENTSO-E Transparenzplattform
Während der Terminmarkt zur langfristigen Absicherung von Erzeugung und Bedarf dient, wird der Spotmarkt genutzt, um das Erzeugungs- oder Absatz-/Verbrauchsportfolio kurzfristig zu optimieren.
Einen großen Marktanteil hält hier für die Marktgebiete Deutschland, Österreich und die Schweiz die EPEX SPOT SE (European Power Exchange) mit Sitz in Paris, eine Tochter der EEX. Die größten Umsätze im Spotmarkt werden in der EPEX Spot Dayahead Auktion realisiert. Dabei werden täglich bis 12 Uhr mittags Angebote und Gebote für jede Stunde des Folgetags, am Freitag für die 72 Stunden des Wochenendes, verdeckt entgegengenommen. Zusätzlich können Blockgebote abgegeben werden, bei denen mehrere aufeinanderfolgende Stunden für einen durchschnittlichen Mindestpreis angeboten werden. Die Börse ermittelt dann in einem integrierten Optimierungslauf alle 24 bzw. 72 Stunden- bzw. Viertelstundenpreise für den Folgetag. Alle ausführbaren Gebote werden im Anschluss zu den so ermittelten Preisen ausgeführt. Die Preise sind volatil und hängen maßgeblich von Restlast und den Brennstoffpreisen ab.
Die tatsächliche Fahrweise eines Kraftwerk wird auf Basis der Spotpreise entschieden (siehe Kraftwerkseinsatzoptimierung). Das Gebot erfolgt zu kurzfristigen Grenzkosten, wozu insbesondere die Brennstoffkosten (inkl. Nebenkosten etwa für Transport), der Wert der benötigten Emissionszertifikate und sonstige variable Kosten (z. B. für Verschleiß und An- und Abfahrkosten) zählen. Nur wenn mindestens diese Kosten erwirtschaftet werden, lohnt sich der Verkauf am Markt. Die Fixkosten spielen für die kurzfristige Produktionsentscheidung wie überhaupt für die Preisstellung an den Spot- und Terminmärkten keine Rolle. Daher wird die Merit-Order der eingesetzten Kraftwerksleistung als einfaches Modell zur Erklärung der Preise im Day-Ahead-Markt eingesetzt. Allerdings lässt dieses Modell die begrenzten Flexibilitäten der Kraftwerke und die Mechanik von Blockgeboten in der Preisfindung der EEX unberücksichtigt (siehe EPEX Spot Dayahead Auktion).
Hat ein Kraftwerk seine Erzeugung bereits auf Termin verkauft, so nimmt es dennoch am Spotmarkt teil: Bei Spotpreisen, die die Grenzkosten nicht decken, lohnt es sich, das Kraftwerk nicht zu fahren und den Strom zu nunmehr billigeren Preisen wieder zurückzukaufen. Um dies zu erreichen, wird ein Kaufgebot zu den kurzfristigen Grenzkosten des Kraftwerks im Markt eingestellt.
Der Handel am Terminmarkt dient somit dazu, Risiken von Erzeugern, Vertrieben und Großabnehmern im liberalisierten Markt zu minimieren und langfristige Preisabsicherungen zu ermöglichen. Dagegen hat der Spotmarkt die Funktion, aus dem Terminhandel bestehenden Verkaufs- und Kaufpositionen an die optimale Fahrweise von Kraftwerken und die optimale Abnahme der Vertriebe und Großabnehmer anzupassen, wie sie sich letztendlich aus kurzfristig verfügbaren Informationen zu Wetter, Temperatur, erneuerbarer Einspeisung und dem Kundenabnahmeverhalten ergeben.
Wie am Terminmarkt gibt es auch am Spotmarkt einen laufenden Handel sowohl an der Börse als auch OTC.
Marktintegration Erneuerbarer Energien
Die Vergütung erneuerbarer Energien nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz sieht entweder eine Fixpreisvergütung vor, bei der der Übertragungsnetzbetreiber die erzeugten Mengen aufnimmt, zum Fixpreis vergütet, am Spotmarkt vermarktet und die Differenzkosten auf die Verbraucher umlegt oder eine Direktvermarktung der Erneuerbaren Energie durch die Erzeuger, wobei die Differenz zwischen den Spotmarkterlösen eines typischen Einspeiseprofils und dem gesetzlichen Fixpreis als sogenannte Marktprämie ausgezahlt wird. Beide Systematiken laufen darauf hinaus, dass die Erzeugung erneuerbarer Energien am Spotmarkt vermarktet wird, wenn der Betreiber keine spekulativen Positionen eingehen möchte. Somit wird den Energielieferanten, die ihren langfristigen Absatz auf den Terminmärkten absichern wollen, dort nur etwa 80 % der erwarteten Erzeugung für den Lieferzeitraum angeboten. Die erneuerbare Erzeugung wird erst am Spotmarkt sichtbar.
Bleibt der Marktwert des Einspeiseprofils von Wind- und Solaranlagen unter dem Garantiepreis des Marktprämienmodells, was für Wind an Land immer und für Solaranlagen das ganze Sommerhalbjahr der Fall ist, erzielen die jeweiligen Anlagen in jeder Viertelstunde den Garantiepreis des Marktprämienmodells, egal welcher Preis in der jeweiligen Viertelstunde im Strommarkt erreicht wird. Erneuerbare Anlagen erzeugen somit unabhängig vom Strombedarf immer maximal mögliche Strommenge und können somit den Spotpreis an der Börse bis auf negative Preise drücken. Die Differenz zwischen dem Garantiepreis des Marktprämienmodell und dem am Markt erzielten Preis der erneuerbaren Einspeiseprofile wurde bis 2022 über die EEG-Umlage auf den Letztverbraucher umgelegt (siehe Strompreis). Seit dem 1. Juli 2022 zahlt diese Differenz der Steuerzahler. Die der Differenzzahlung zugrundeliegenden erzielten Marktwerte erneuerbarer Einspeiseprofile werden monatlich von der Bundesnetzagentur veröffentlicht. Der EEG-Finanzierungsbedarf, der den Bundeshaushalt voraussichtlich im Folgejahr belastet, wird dabei jährlich ermittelt und auf Netztransparenz.de veröffentlicht. Im Jahr 2023 entstanden aus der Differenz Einnahmen, der Finanzierungsbedarf lag bei −3,637 Mrd. €. Im Jahr 2024 wurden Kosten von 10,616 Mrd. € geplant. Im August 2024 ergab sich jedoch für das aktuelle Jahr ein Mehrbedarf von 8,8 Mrd. €, der zunächst im Sondervermögen „Klima- und Transformationsfonds“ (KTF) verbucht wurde. Die aktuelle Planung für das Jahr 2025 beträgt 17,030 Mrd. Euro Kosten ohne Berücksichtigung des anzusetzenden Kontostandes (d. h. der Planabweichung des Vorjahres).
Negative Strompreise