Wenn im Büro das Licht angeht oder große Maschinen in der Industriehalle laufen, dann ist der Strom von den Erzeugern bei den Endkunden angekommen. Der Weg ist jedoch teils indirekt, in vielen Fällen führt er über die Strombörse. Doch wie genau funktioniert der Handel dort und wie setzen sich die Preise zusammen? Wir bringen Licht ins Dunkel.
Kurz erklärt: die Strombörse
Die Strombörse ist der Handelsplatz für unseren Strom. Dort kaufen Netzbetreiber, Energieversorger oder -händler ihre benötigte Energie ein. Es gibt jedoch nicht nur eine Strombörse, sondern insgesamt zwölf Handelsplätze in Europa, etwa die European Energy Exchange (EEX), EPEX Spot oder Nord Pool.
Die Strombörsen sind zentraler Bestandteil des Energiemarktes, allerdings werden dort nur etwa 25 Prozent des vorhandenen Stroms gehandelt. Der überwiegende Rest läuft über OTC-Handel („Over the Counter“) ab. Käufer und Verkäufer handeln dabei direkt miteinander.
So funktioniert der Handel an der Strombörse
Der Stromhandel an den Börsen teilt sich dabei in zwei Märkte auf:
- Spotmarkt, für kurzfristig benötigten Strom
- Terminmarkt, an dem Strom mittel- und langfristig gehandelt wird
Spotmarkt
Am Spotmarkt wird Strom kurzfristig gehandelt. Der Markt ist aufgeteilt in den Day-Ahead-Handel, also den Handel für den kommenden Tag, und den Intraday-Handel, wobei die Lieferung des Stroms noch am selben Tag erfolgt.
Day-Ahead-Handel: Der Day-Ahead-Handel erfordert Planung und Prognosen. Bis spätestens 12 Uhr geben Stromanbieter und Einkäufer ihre Gebote ab. Der Handel läuft über blinde Auktionen für Strompakete für eine Stunde oder Blocks für mehrere Stunden.
Das bedeutet, dass die Gebote für den Strom anonym sind – wer bietet wird nicht bekannt. Ebenfalls unbekannt ist die Herkunft des gehandelten Stroms. Geboten wird nur für sogenannten Graustrom. Dabei lässt sich nicht nachvollziehen, wie der Strom produziert wurde.
Der Handel ist beendet, wenn sich die Angebots- und die Nachfragekurve am sogenannten Markträumungspreis treffen. Diesen Preis bestimmt das Grenzkraftwerk, also das Kraftwerkt mit dem teuersten Strom – alle Käufer zahlen am Ende den gleichen Preis, unabhängig davon, wie hoch die Produktionskosten des Stroms waren. Diese Art des Handels und der Preisbestimmung nennt sich Merit-Order-Prinzip.
Intraday-Handel: Beim Intraday-Handel wird auf Stromlieferungen geboten, die noch am selben Tag benötigt werden. Dabei kann bis zu fünf Minuten vor der Lieferung gekauft werden, gehandelt werden 15-Minuten-Pakete. Mit dem Intraday-Handel kann also sehr kurzfristig benötigte Energie beschafft werden.
Der Spotmarkt hat sich durch den Ausbau der erneuerbaren Energien stark verändert. Durch die volatile Energiegewinnung der Erneuerbaren kann der Preis stark schwanken. Ist es sehr sonnig oder windig, kann viel Strom angeboten werden und der Preis am Markt sinkt, kann sogar ins Negative rutschen. In Zeiten einer Dunkelflaute kann es aber auch ins Gegenteil gehen und der Strom wird teurer. Daher sind die Beschaffungskosten am Spotmarkt nicht planbar. Der Spotmarkt steht hauptsächlich als Ausgleichmarkt für unerwartete Mengenänderungen am Strommarkt bereit.
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Terminmarkt
Besser planbar ist die Strombeschaffung auf dem Terminmarkt. Hier kaufen Händler Strom langfristig ein. Das Datum der Lieferung kann dabei in der darauffolgenden Woche, im darauffolgenden Monat, teils aber auch erst im kommenden Jahr liegen. Die gehandelten Produkte heißen entsprechend „Futures“ und unterteilen sich in „Week Futures“, „Weekend-Futures“, „Month Futures“, „Quarter-Futures“ und „Year Futures“.
In der Planbarkeit liegt auch der größte Vorteil des Terminmarkts. Das Risiko ist gering, da der Preis für die Lieferung in einem fest definierten Zeitraum feststeht. Dieser richtet sich nach dem Zeitpunkt, an dem er gekauft wurde. Dafür muss jedoch lange im Voraus möglichst genau geplant werden, wie viel Strom in einem bestimmten Zeitraum in der Zukunft benötigt wird. Der Terminmarkt lohnt sich daher nur für Großabnehmer – auch, weil die Mindestabnahmemenge bei einem Megawatt (MW) liegt. Gleichzeitig profitieren sie gerade bei langen Vorauskäufen nicht von fallenden Preisen am Terminmarkt, etwa durch den fortschreitenden Ausbau von Erneuerbaren Energien.
Diese Strombörsen sind wichtig für Europa
Die größten Player für den Stromhandel in Europa sind Nord Pool und die European-Energy-Exchange-Gruppe (EEX Group), wobei die EEX die wichtigste Börse für deutsche Erzeuger und Verbraucher ist. Unter ihrem Dach befinden sich zahlreiche Strommärkte für den kurz- und den langfristigen Handel. Dabei gehören nicht nur europäische Strombörsen zur EEX Group.
European Energy Exchange (EEX): Die European Energy Exchange hat ihren Sitz in Leipzig, daneben gibt es weitere Sitze in verschiedenen europäischen Ländern wie Frankreich, Italien, Spanien, den Niederlanden, Belgien, Griechenland, Tschechien, Polen oder Serbien. Dort werden neben Strom auch Erdgas, CO2-Emissionsrechte, Frachtprodukte, Metalle und Agrarprodukte gehandelt. Die EEX wird vor allem als Terminmarkt genutzt, Strom kann dort bis zu sechs Jahre im Voraus geordert werden.
EPEX SPOT: Die EPEX SPOT (European Power Exchange) mit Sitz in Paris ist auf den Spotmarkt spezialisiert. Die Börse bietet Day-Ahead- und Intraday-Handel für Deutschland, Frankreich, Großbritannien, Schweden, Dänemark, Polen, Österreich, Schweiz, die Niederlande, Belgien, Finnland und Luxemburg. EPEX SPOT gibt es seit 2008. Die Strombörse ging aus dem Zusammenschluss des Spotmarktgeschäfts der EEX und der Strombörse Powernext hervor.
Nord Pool: Die Strombörse für Day-Ahead- und Intraday-Handel hat ihren Hauptsitz in Oslo und gehört zum Börsenbetreiber Euronext. In Norwegen hat der Handelsplatz auch seinen Ursprung unter dem Namen Statnett Marked. Nord Pool betreibt Märkte in den nordischen und baltischen Ländern, Deutschland, Polen, Frankreich, den Niederlanden, Belgien, Österreich, Luxemburg und Großbritannien und bedient auch die Strommärkte in Bulgarien, Kroatien und Georgien.
Neben den großen Strombörsen gibt es mit der EXAA (Energy Exchange Austria) einen weiteren Handelsplatz für Deutschland, Österreich und die Niederlande, dazu kommen weitere nationale Strombörsen wie die GME (Gestore Mercati Energetici) für Italien, die ELEXON für Großbritannien, die SEMO (Single Electricity Market Operator) für Irland und Nordirland, die HUPX (Hungarian Power Exchange) für Ungarn.
Im Jahr 2024 wurde an den europäischen Spotmärkten der EPEX SPOT laut Jahresbericht 879,9 TWh (2023: 724,5 TWh)an Strom gehandelt. Auf den Terminmärkten der EEX Group wurden 8.438,6 TWh gehandelt.
„Gaspreis-Schock“ und Energiekrise: Preisentwicklung an der Strombörse
Wie sensibel der Strompreis auf Einflüsse von außen reagiert, zeigt ein Blick auf die Daten des Spot-Marktes der Jahre 2015 bis 2024. Auffällig bei der Entwicklung des Strompreises sind dabei vor allem die Jahre 2021 bis 2022 – in diesen Jahren gab es einen deutlichen Preissprung zu den ansonsten stabilen Vorjahren. Lag der durchschnittliche Base-Preis am Spot-Markt in den Jahren 2015 bis 2020 zwischen 31,6 und 30,5 €/MWh, gab es 2021 einen deutlichen Anstieg auf 96,8 €/MWh. Grund für den Preissprung war eine gestiegene Nachfrage nach dem Ende der Corona-Pandemie.
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Es folgte der „Gaspreis-Schock“ im Jahr 2022. Infolge des russischen Angriffskrieges auf die Ukraine stiegen die Preise für Erdgas, was wiederum einen deutlichen Anstieg der Strompreise bis auf einen Peak von 235,4 €/MWh zur Folge hatte, getrieben durch die gestiegenen Preise für Strom aus Gaskraftwerken. Zwar fiel der Preis bis 2024 wieder auf 79,6 €/MWh, dennoch liegt der Preis weiterhin deutlich über dem Niveau vor der Energiekrise (vgl. Grafik 1).
Mit Blick auf die kommenden Jahre gehen Experten davon aus, dass die Preise sinken, sich aber deutlich über dem Niveau vor der Energiekrise halten. Das liege laut Ariadne-Projekt daran, dass die erneuerbaren Energien zwar einen kostensenkenden Effekt haben, demgegenüber steht jedoch der große Investitionsbedarf im Energiesystem. Dadurch steigen die Kosten zunächst an. Zu den Investitionen gehören zum Beispiel der Netzausbau sowie die höheren Kosten für Versorgungssicherheit, Netzstabilisierung oder Reservekraftwerke.
Den Höhepunkt erwarten die Experten für die Jahre 2030 bis 2035, wenn jährlich bis zu 70 Milliarden Euro investiert werden müssen. Danach, so die Prognose, werden sich die Preise am Day-Ahead-Markt bei circa 70 bis 80 Euro pro Megawattstunde (MWh) einpendeln. Durch Deutschlands Kohleausstieg (bis 2038) und den geplanten Rückzug aus der Erdgasverstromung (bis 2045) nimmt zudem die preissetzende Rolle der konventionellen Kraftwerke stetig ab.
Bleibt der Blick auf den Terminmarkt. Dort lagen die Base-load-Preise im Jahr 2022, also im Jahr des „Gaspreis-Schocks“, rund 150 Euro/MWh niedriger als am Spotmarkt. Im darauffolgenden Jahr allerdings, kehrte sich das Bild um. Die Energiekrise kam in gewisser Weise verspätet am Terminmarkt an. 2023 lag der Preis am Terminmarkt dann circa 203 Euro/MWh über dem Preis am Spotmarkt. Dieser Trend hielt an. Zwar nicht mehr so deutlich, dennoch lag der Strompreis am Spotmarkt knapp 52 Euro/MWh unter dem Terminmarkt.
Der Einfluss von Wind- und PV-Anlagen auf die Strombörse
Erneuerbare Energien wie Wind- und PV-Anlagen haben durch den Merit-Order-Effekt einen preissenkenden Einfluss auf den Strompreis an den Börsen – zumindest in Zeiten, in denen viel Strom produziert werden kann. Dann kommen die teuersten Kraftwerke mit ihren hohen Grenzkosten nicht mehr zum Zuge.
Durch den Ausbau der Erneuerbaren wird das immer häufiger der Fall sein. Im Jahr 2023 hatten diese etwa einen Anteil von 52,5 Prozent am Strommarkt – damit wurde in Deutschland erstmals mehr als die Hälfte des benötigten Stroms von erneuerbaren Energiequellen erzeugt. 2024 waren es bereits 59,4 Prozent. Dabei stieg der Anteil der Einspeisung aus Photovoltaik auf ein Rekordhoch von 13,8 Prozent. Die wichtigste regenerative Energiequelle bleibt die Windkraft mit 31,5 Prozent.
Zwar liegt die Energie aus Kohle- und Gaskraftwerken weiter auf hohem Niveau – 22,5 Prozent des 2024 in Deutschland eingespeisten Stroms kamen aus Kohlekraftwerken, 14,9 Prozent aus Erdgas – allerdings wurde im Vergleich zu 2023 wesentlich weniger Kohle benötigt, der Anteil nahm um 16 Prozent ab (Gesamtanteil 2023: 25,9 Prozent).
Während auf der einen Seite jedoch weniger Preisdruck steht, steht auf der anderen Seite eine erhöhte Volatilität durch die erneuerbaren Energien. Der Effekt, dass der Terminmarkt mit seiner mittel- und langfristigen Sicht einen stabileren Preis liefert als der Spot-Markt, wird sich dadurch vermutlich weiter verstärken. Davon gehen auch Wissenschaftler der Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg (FAU) aus. Preissprünge beim Strom seien das neue Normal, heißt es dort als Fazit der Studie „High electricity price despite expansion in renewables: How market trends shape Germany’s power market in the coming years”. Der wachsende Anteil der Erneuerbaren Energien am Mix der Stromerzeugung sorge in Zukunft an der Börse für stärkere Preisausschläge nach oben und unten.
Das bedeuten die Änderungen an der Strombörse für gewerbliche Verbraucher
Der Preis für Endkunden, privat und gewerblich, hängt von der Preisentwicklung an der Strombörsen ab. Da die Preise an der Börse voraussichtlich sinken werden, gehen die Prognosen davon aus, dass auch der Preis für Stromverbraucher in Zukunft weiter fällt.
Aber: Der Börsenstrompreis ist nicht der einzige Faktor, der Einfluss auf den Verbraucherpreis hat. Auch die Netzentgelte und staatlich veranlassten Preisbestandteile wie Steuern, Abgaben und Umlagen haben ihren Anteil. Da etwa die Energieversorger die Preisschwankungen an der Börse ausgleichen müssen, werden sie voraussichtlich auch die ihre Aufschläge der Energieversorger auf den Strompreis über die nächsten Jahre erhöhen.
PPA als Alternative zur Strombörse
Durch die teils starken Schwankungen an den Strombörsen hat ein anderes Modell am Markt an Bedeutung gewonnen: Power Purchase Agreements (PPA). PPAs werden direkt zwischen Stromerzeuger und Endverbraucher geschlossen, also zum Beispiel einem großen Windparkbetreiber und einem lokalen Energieversorger.
node.energy ermöglicht mittelständischen Verbrauchern, direkte Grünstromlieferverträge (PPAs) mit Wind- und Solarparks abzuschließen und dadurch stabile und günstige Preise zu sichern. Durch das Ausschalten von Zwischenhändlern in Kombination mit einem individuell auf ihr Verbrauchsprofil zugeschnittenen Erzeugungsmix entstehen Verbrauchern systemische wirtschaftliche Vorteile im Vergleich zur klassischen Strombeschaffung. Verbraucher in Industrie und Gewerbe erhalten Transparenz über die Preise und zeitliche Verfügbarkeit von Grünstrom und können davon ausgehend ihr Unternehmen aktiv auf die Realität der neuen Energiewelt vorbereiten.
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