Stromgroßhandelsmärkte: Wie Strom gehandelt und bepreist wird, bevor er den Endverbraucher erreicht

Definition des Stromgroßhandelsmarktes
Der Stromgroßhandelsmarkt ist der Warenterminmarkt, auf dem Stromerzeuger Energie an Versorgungsunternehmen, Energiehändler und große Industrieabnehmer verkaufen, bevor diese beim Endverbraucher ankommt. Im Gegensatz zu den meisten Rohstoffen kann Strom nicht in großem Maßstab wirtschaftlich gespeichert werden, was bedeutet, dass Angebot und Nachfrage in Echtzeit ausgeglichen werden müssen – und die Marktpreisbildungsmechanismen spiegeln diese einzigartige Einschränkung wider. Die Großhandelspreise für Strom werden durch Auktionen festgelegt, die je nach Marktstruktur alle fünf Minuten bis 24 Stunden im Voraus abgewickelt werden. In den Vereinigten Staaten werden etwa zwei Drittel der Stromlast von Regionen bedient, die organisierte Großhandelsmärkte betreiben, welche von der Federal Energy Regulatory Commission (FERC) reguliert werden.

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Inhaltsverzeichnis

1. Was ist der Stromgroßhandelsmarkt?
2. Wie werden Großhandelsstrompreise festgelegt: Das Merit-Order-Prinzip
3. Day-Ahead- und Echtzeitmärkte: Die zwei Ebenen
4. Locational Marginal Pricing (LMP) und Netzengpässe
5. Kapazitätsmärkte: Bezahlung für Verfügbarkeit, nicht nur für Erzeugung
6. Systemdienstleistungen: Die Notdienste des Stromnetzes
7. ISOs und RTOs: Wer betreibt den Großhandelsmarkt?
8. Wie gelangen Großhandelspreise auf Ihre Stromrechnung?
9. Häufig gestellte Fragen
10. Wichtige Erkenntnisse

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Was ist der Stromgroßhandelsmarkt?

Etwa ein Drittel Ihrer Stromrechnung wird von einem Rohstoffmarkt bestimmt, von dem Sie wahrscheinlich noch nie gehört haben – dem Stromgroßhandelsmarkt. Die anderen zwei Drittel decken Übertragungsleitungen, lokale Verteilungsinfrastruktur und staatliche politische Kosten ab. So funktioniert das Drittel des Rohstoffmarktes tatsächlich.

Strom wird in Kraftwerken erzeugt – Kernreaktoren, Erdgasturbinen, Kohlekraftwerke, Windparks, Solaranlagen – und über Hochspannungsleitungen zu den Ballungszentren übertragen. Bevor dieser Strom den Verbraucher erreicht, durchläuft er den Großhandelsmarkt: den Ort, an dem Erzeuger Strom in großen Mengen verkaufen und Versorgungsunternehmen oder Energiehändler ihn kaufen.

Strom ist ein Rohstoff mit einer ungewöhnlichen Eigenschaft: Er kann nicht in großem Maßstab gespeichert werden. Im Gegensatz zu Öl in einem Tank oder Weizen in einem Silo müssen Elektronen, die in einem Kraftwerk produziert werden, fast zeitgleich mit ihrer Produktion verbraucht werden. Angebot und Nachfrage müssen in Echtzeit ausgeglichen werden – bis auf die Sekunde genau. Tun sie das nicht, weicht die Netzfrequenz von 60 Hz (in Nordamerika) oder 50 Hz (in Europa) ab, und die Systeme schalten ab. Die Verwaltung dieses Gleichgewichts ist die zentrale operative Herausforderung der Stromgroßhandelsmärkte.

Die Hintergrundgeschichte der Deregulierung: Die moderne US-Stromgroßhandelsmarktstruktur ging aus der bundesweiten Deregulierung in den 1990er Jahren hervor. Vor der Deregulierung waren Versorgungsunternehmen vertikal integrierte Monopole – sie besaßen Erzeugung, Übertragung und Verteilung in einem einzigen Versorgungsgebiet und verkauften Strom zu regulierten Preisen. FERC Order 888 (1996) verpflichtete Versorgungsunternehmen, ihre Übertragungsleitungen für Wettbewerber zu öffnen. FERC Order 2000 (1999) förderte die Gründung von Regional Transmission Organizations (RTOs), um das Stromnetz unabhängig von den Erzeugern zu verwalten. Diese beiden Verordnungen schufen den Rahmen für wettbewerbsorientierte Großhandelsmärkte.

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Wie werden Großhandelsstrompreise festgelegt: Das Merit-Order-Prinzip

Die Merit-Order ist der Mechanismus, der bestimmt, welche Kraftwerke laufen und zu welchem Preis Strom auf dem Großhandelsmarkt gehandelt wird.

Hier ist die Grundlogik: Jedes Kraftwerk hat kurzfristige Grenzkosten (Short-Run Marginal Cost – SRMC) – die Kosten für die Erzeugung einer zusätzlichen Megawattstunde Strom unter der Voraussetzung, dass das Kraftwerk bereits gebaut und in Betrieb ist. Dies sind primär Brennstoffkosten. Ein Solar- oder Windpark hat nahezu null SRMC (kein Brennstoff). Die SRMC eines Kernkraftwerks bestehen hauptsächlich aus Uranbrennstoff und Betriebsarbeitskosten – niedrig, aber nicht null. Die SRMC eines Erdgasspitzenlastkraftwerks bestehen hauptsächlich aus den Kosten für das verbrannte Gas – relativ hoch.

Der Netzbetreiber (ISO oder RTO) sammelt Gebote von allen Erzeugern in der Region ein. Die Erzeuger übermitteln den Mindestpreis, zu dem sie bereit sind, Strom zu erzeugen. Der Netzbetreiber stapelt diese Gebote dann von niedrig nach hoch – dieser Stapel ist die Merit-Order.

Die Merit-Order in der Praxis:

Rang	Anlagentyp	Typische SRMC	Warum niedriges Gebot?
1	Wind und Solar	~$0/MWh	Keine Brennstoffkosten; Betreiber bieten bei oder nahe null
2	Kernkraft	$10–20/MWh	Niedrige Brennstoffkosten; für Dauerbetrieb ausgelegt
3	Kohle (Grundlast)	$20–40/MWh	Günstiger Brennstoff; für Dauerbetrieb ausgelegt
4	Gas-Kombikraftwerk (CCGT)	$30–70/MWh	Moderate Gaskosten
5	Einfaches Gaskraftwerk (Spitzenlast)	$60–150+/MWh	Hoher Gasverbrauch pro MWh; läuft nur bei Spitzennachfrage

Der Netzbetreiber akzeptiert Gebote, beginnend bei den günstigsten, bis der Nachfragebedarf gedeckt ist. Das letzte (teuerste) akzeptierte Gebot legt den Clearingpreis fest – dies wird als einheitlicher Clearingpreis oder Marktpreis (Market Clearing Price – MCP) bezeichnet. Jeder Erzeuger, dessen Gebot akzeptiert wurde, erhält denselben Preis, unabhängig von seinem eigenen Gebot.

Dies ist der Mechanismus, der das berühmte Kältewellen-Ereignis in Texas im Februar 2021 so teuer machte: Die Nachfrage war extrem (Heizlast während einer historisch kalten Woche), und die meiste Erzeugungskapazität war aufgrund der extremen Kälte offline oder eingeschränkt. Der Clearingpreis erreichte das ERCOT-Marktpreislimit von $9.000/MWh – das maximal zulässige – für längere Zeiträume. Verbraucher und Einzelhandelsanbieter, die Echtzeit-Marktpreisen ausgesetzt waren, sahen sich Stromrechnungen gegenüber, die um Größenordnungen über dem Normalwert lagen.

Warum Erdgas so oft den Preis bestimmt: In den meisten nordamerikanischen und europäischen Großhandelsmärkten ist die Stromerzeugung aus Erdgas häufig das “marginale” (zuletzt akzeptierte, preisbestimmende) Kraftwerk, da Gaskraftwerke flexibel sind (hoch- und runterfahren können) und in der Regel genug von ihnen vorhanden sind, um den Markt bei den meisten Nachfrageniveaus zu räumen. Dies bedeutet, dass Großhandelsstrompreise eng mit den Erdgaspreisen korrelieren – insbesondere in gaslastigen Märkten wie PJM und ERCOT. Wenn die Gaspreise steigen (wie im Winter 2021–2022 in Europa nach dem Einmarsch Russlands in die Ukraine), steigen die Großhandelsstrompreise proportional dazu.

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Day-Ahead- und Echtzeitmärkte: Die zwei Ebenen

Stromgroßhandelsmärkte arbeiten in zwei aufeinanderfolgenden Zeitrahmen, die zusammen die Unsicherheit bei der Prognose von Nachfrage und Erzeugung bewältigen.

Day-Ahead-Markt (DAM)

Der Day-Ahead-Markt ist eine Auktion, die am Tag vor der Lieferung durchgeführt wird. Netzbetreiber veröffentlichen Nachfrageprognosen für jede Stunde des folgenden Tages. Erzeuger und lastbedienende Einheiten geben Gebote und Angebote ab. Der Netzbetreiber räumt den Markt und veröffentlicht Day-Ahead-Preise für jede Stunde.

Teilnehmer, die im Day-Ahead-Markt zum Zug kommen, sind finanziell an diese Zeitpläne gebunden und auf Day-Ahead-Preise festgelegt – selbst wenn die Bedingungen in Echtzeit abweichen.

Der Day-Ahead-Markt bietet:
– Preissicherheit für die meisten Teilnehmer (sie kennen ihre Kosten/Einnahmen 24 Stunden im Voraus)
– Informationen zur Netzplanung (der Betreiber weiß ungefähr, was morgen laufen wird)
– Absicherung (Hedging) gegen volatile Echtzeitpreise

In gut funktionierenden Märkten werden etwa 80–90 % des Stroms im Day-Ahead-Markt gebunden und bepreist.

Echtzeitmarkt (RTM)

Der Echtzeitmarkt bewältigt die Abweichungen vom Day-Ahead-Zeitplan – die tatsächliche Nachfrage unterscheidet sich immer etwas von der Prognose, und Erzeuger können aufgrund von Geräteproblemen möglicherweise ihre geplante Leistung nicht erbringen.

Echtzeitpreise werden in den meisten US-Märkten alle 5 Minuten geklärt. Der Clearing-Mechanismus ist derselbe wie bei Day-Ahead (Merit-Order), verwendet aber die tatsächlichen, aktuellen Nachfrage- und Verfügbarkeitsbedingungen.

Echtzeitpreise sind volatiler als Day-Ahead-Preise – manchmal dramatisch. Eine plötzliche Hitzewelle im Sommer, ein großes Kraftwerk, das ausfällt, oder ein Defizit bei der Windstromerzeugung können dazu führen, dass Echtzeitpreise innerhalb von Minuten stark über die Day-Ahead-Preise steigen.

Die Beziehung zwischen beiden: Die meisten Marktteilnehmer sichern ihre Echtzeit-Exposition ab, indem sie im Day-Ahead-Markt handeln. Ein Erzeuger, der Strom im Day-Ahead-Markt zu 50 $/MWh verkauft, ist geschützt, wenn die Echtzeitpreise auf 20 $/MWh fallen (er erhält 50 $ unabhängig davon). Eine lastbedienende Einheit, die Day-Ahead zu 50 $ gekauft hat, ist geschützt, wenn die Echtzeitpreise auf 200 $/MWh steigen. Die Differenz zwischen Day-Ahead und Echtzeit ist ein “Basisrisiko”, das erfahrene Teilnehmer aktiv managen.

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Locational Marginal Pricing (LMP) und Netzengpässe

Die meisten US-Großhandelsmärkte verwenden Locational Marginal Pricing (LMP) – ein System, bei dem der Strompreis je nach Ort im Netz variiert, anstatt in der gesamten Region einheitlich zu sein.

Das klingt technisch, aber die Logik ist einfach: Strompreise sollten nicht nur die Kosten für die Erzeugung des Stroms widerspiegeln, sondern auch die Kosten dafür, diesen Strom über das Übertragungsnetz dorthin zu bringen, wo er benötigt wird.

Warum Preise je nach Ort variieren: Das Übertragungsnetz hat physische Grenzen. Eine 500-kV-Übertragungsleitung kann nur eine bestimmte Anzahl von Megawatt übertragen. Wenn die Nachfrage die Kapazität der Leitung übersteigt, steht der Netzbetreiber vor einem Engpass (Congestion) – er kann den Strom nicht einfach vom günstigsten Erzeuger an alle Orte liefern.

Wenn eine Übertragungsleitung überlastet ist, muss der Betreiber:
1. Die Leistung von günstigen Erzeugern auf der “schweren” Seite des Engpasses reduzieren
2. Die Leistung von teureren Erzeugern auf der “leichten” (Nachfrage-) Seite erhöhen

Dies erhöht den effektiven Preis am eingeschränkten Standort. LMP erfasst diese Kosten explizit: Der LMP an jedem Knotenpunkt im Netz ist die Summe aus drei Komponenten:

LMP = Energiekomponente + Engpasskomponente + Verlustkomponente

• Energiekomponente: Der einheitliche systemweite Energiepreis (Merit-Order-Clearingpreis)
• Engpasskomponente: Die Kosten für die Umleitung von Strom um Übertragungsengpässe – kann positiv oder negativ sein
• Verlustkomponente: Die Kosten für Übertragungsverluste (Strom, der als Wärme in den Übertragungsleitungen verloren geht)

Praktische Bedeutung: Ein Projekt für erneuerbare Energien an einem abgelegenen Ort – ein Windpark im westlichen Kansas, ein Solarpark im ländlichen New Mexico – kann mit deutlich niedrigeren LMPs konfrontiert sein als der Systemdurchschnitt, wenn der Übertragungsweg zwischen ihm und den Lastzentren chronisch überlastet ist. Investoren, die die Wirtschaftlichkeit solcher Projekte modellieren, müssen den erwarteten LMP am Standort des Projekts (dem “Sammelschienenpreis”) berücksichtigen, nicht den regionalen Durchschnitt.

Der LMP-Rahmen schafft auch Financial Transmission Rights (FTRs) – Finanzinstrumente, die gegen Engpasskosten absichern. Teilnehmer, die dem Engpassrisiko ausgesetzt sind (lastbedienende Einheiten auf der eingeschränkten Seite eines Engpasses), können FTRs kaufen, um die Engpasskomponente ihres LMP festzuschreiben.

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Kapazitätsmärkte: Bezahlung für Verfügbarkeit, nicht nur für Erzeugung

Ein reiner Energiemarkt – bei dem Erzeuger nur bezahlt werden, wenn sie Strom produzieren – schafft ein bekanntes Problem: Er bietet möglicherweise keinen ausreichenden Anreiz für Erzeuger, in die überschüssige Kapazität zu investieren und diese aufrechtzuerhalten, die für die Zuverlässigkeit in Zeiten extremer Spitzennachfrage erforderlich ist.

Das Problem der fehlenden Einnahmen: Ein Spitzenlast-Gaskraftwerk erzielt möglicherweise den Großteil seiner Einnahmen in nur wenigen hundert Stunden pro Jahr (während der Spitzenzeiten im Sommer). Wenn das Preislimit des Energiemarktes zu niedrig ist oder es zu wenige Spitzenstunden gibt, um ausreichende Einnahmen zu erzielen, könnten die Betreiber von Spitzenlastkraftwerken ihre Anlagen stilllegen – was das Netz mit unzureichender Reservekapazität zurücklässt.

Die Lösung in den meisten US-Märkten: Kapazitätsmärkte, die von den Energiemärkten getrennt sind und Erzeuger für ihre Verfügbarkeit bezahlen – ihre Verpflichtung, zur Produktion bereit zu sein – anstatt für die tatsächliche Erzeugung.

In Kapazitätsmärkten:
– Bestimmen Netzbetreiber 3–4 Jahre im Voraus, wie viel Kapazität (in Megawatt) die Region benötigt, um die Zuverlässigkeit zu gewährleisten
– Bieten Erzeuger und Ressourcen für das Nachfragemanagement (Demand Response) an, diese Kapazität bereitzustellen
– Eine Kapazitätsauktion findet statt, und die akzeptierten Ressourcen erhalten eine Kapazitätszahlung (in $/MW-Jahr)
– Erzeuger, die Kapazitätszahlungen erhalten, sind verpflichtet, in Zeiten hoher Nachfrage verfügbar zu sein

Große US-Kapazitätsmärkte:

Markt	Region	Betreiber
RPM (Reliability Pricing Model)	PJM (Mid-Atlantic, Midwest)	PJM Interconnection
ICAP (Installed Capacity)	New England	ISO-NE
ICAP	New York	NYISO
Nicht genutzt	ERCOT (Texas)	ERCOT (nur Energiemarkt)
Nicht genutzt	MISO (Midwest, South)	MISO (auf dem Weg zum Kapazitätsmarkt)

ERCOT’s reines Energiemarktmodell (Texas) verlässt sich darauf, dass die Energiepreise bei Knappheit auf sehr hohe Niveaus steigen können – was theoretisch angemessene Investitionen anreizen soll. Der Wintersturm vom Februar 2021 war ein Stresstest für dieses Modell: Die Preise erreichten 9.000 $/MWh, konnten aber dennoch keine weit verbreiteten Stromausfälle verhindern, da das Problem die Erzeugungsfähigkeit bei extremer Kälte war und nicht ein Kapazitätsdefizit an sich.

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Systemdienstleistungen: Die Notdienste des Stromnetzes

Selbst mit einem gut funktionierenden Energiemarkt und ausreichender Kapazität benötigt der Netzbetreiber zusätzliche Dienste, um die Zuverlässigkeit von Sekunde zu Sekunde aufrechtzuerhalten. Dies sind Systemdienstleistungen (Ancillary Services) – die separat vom Energiepreis bezahlt werden.

Wichtige Arten von Systemdienstleistungen:

Frequenzregelung: Das Netz muss 60 Hz (Nordamerika) oder 50 Hz (Europa) aufrechterhalten. Die Frequenz fällt, wenn die Nachfrage das Angebot übersteigt, und steigt, wenn das Angebot die Nachfrage übersteigt. Netzbetreiber beschaffen Regelenergiedienste von Erzeugern (und zunehmend von Batterien), die die Leistung als Reaktion auf automatische Steuersignale innerhalb von Sekunden nach oben oder unten anpassen können. Anbieter von Regelleistung erhalten eine Reservierungsgebühr plus eine Leistungsvergütung.

Regelleistung (Spinning Reserve): Erzeuger, die online sind, mit dem Netz synchronisiert sind und in der Lage sind, die Leistung innerhalb von 10–15 Minuten zu erhöhen. Wenn ein großer Erzeuger plötzlich vom Netz geht, benötigt der Netzbetreiber sofortige Ersatzkapazität. Anbieter von Spinning Reserve werden dafür bezahlt, Kapazität bereitzuhalten, selbst wenn sie diese nie nutzen müssen.

Nicht-rotierende Reserve (Operating Reserve): Erzeuger, die innerhalb von 30 Minuten online gehen können. Weniger wertvoll als Spinning Reserve, da sie nicht so schnell reagieren können.

Spannungsunterstützung (Blindleistung): Das Netz muss auch die Spannung in akzeptablen Bereichen halten. Bestimmte Erzeuger liefern Blindleistung – eine Art von Energie, die das Spannungsniveau unterstützt – als Systemdienstleistung.

Demand Response: Große industrielle Verbraucher, die zustimmen, ihren Stromverbrauch auf Anfrage des Netzbetreibers zu reduzieren. Sie werden dafür bezahlt, dass sie sich bereit erklären, bei Bedarf die Last zu reduzieren, und fungieren effektiv als “virtueller Erzeuger”, der die Nachfrage reduziert, anstatt das Angebot zu erhöhen. Aluminiumhütten, Wasseraufbereitungsanlagen und große Fertigungsanlagen sind typische Teilnehmer an Demand-Response-Programmen.

Systemdienstleistungen fügen Erzeugern mit flexiblen Fähigkeiten Einnahmequellen hinzu – insbesondere Gaskraftwerken, Wasserkraft und zunehmend großflächigen Batterien. Für Netzbetreiber ist die Beschaffung angemessener Systemdienstleistungen eine Übung im Zuverlässigkeitsmanagement, die parallel zu den Energie- und Kapazitätsmärkten läuft.

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ISOs und RTOs: Wer betreibt den Großhandelsmarkt?

In Regionen mit wettbewerbsorientierten Großhandelsmärkten wird der Markt von einem Independent System Operator (ISO) oder einer Regional Transmission Organization (RTO) betrieben. Dies sind gemeinnützige Organisationen, die das Übertragungsnetz betreiben und die Großhandelsmärkte führen, ohne selbst Erzeugungs- oder Übertragungsanlagen zu besitzen.

Große US-ISOs und RTOs:

Betreiber	Region	Abgedeckte Bundesstaaten	Ungefähre Last
PJM Interconnection	Mid-Atlantic und Midwest	DC, DE, IL, IN, KY, MD, MI, NJ, NC, OH, PA, TN, VA, WV	~900 TWh/Jahr
MISO	Midwest und South	15 Bundesstaaten + Manitoba	~700 TWh/Jahr
CAISO	Kalifornien	Hauptsächlich Kalifornien	~280 TWh/Jahr
SPP	Zentrale USA	14 Bundesstaaten	~280 TWh/Jahr
ERCOT	Texas	Großteil von Texas	~400 TWh/Jahr
ISO-NE	New England	6 New-England-Staaten	~125 TWh/Jahr
NYISO	New York	Bundesstaat New York	~165 TWh/Jahr

Etwa zwei Drittel der US-Stromlast fallen in RTO/ISO-Regionen. Das verbleibende Drittel – Teile des Südostens, des pazifischen Nordwestens und anderer Gebiete – wird weiterhin von vertikal integrierten Versorgungsunternehmen bedient, die unter staatlich regulierten Preisstrukturen arbeiten, ohne organisierte Großhandelsmärkte im gleichen Sinne.

Die FERC reguliert ISOs und RTOs gemäß dem Federal Power Act und legt Regeln für Marktdesign, Tariftransparenz und Nichtdiskriminierung fest. Staatliche öffentliche Versorgungsaufsichtsbehörden regulieren den Stromverkauf im Einzelhandel – die Verbindung zwischen Großhandelspreisen und dem, was Verbraucher tatsächlich zahlen.

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Wie gelangen Großhandelspreise auf Ihre Stromrechnung?

Großhandelsstrompreise machen etwa ein Drittel der typischen privaten Stromrechnung aus. Der Rest deckt die physische Infrastruktur und den regulatorischen Aufwand ab.

Aufschlüsselung der typischen US-Stromrechnung für Privathaushalte:

Komponente	Ungefährer Anteil	Was es abdeckt
Energie (Großhandel)	~30–35%	Die tatsächlichen Kosten für den Stromrohstoff
Übertragung	~10–15%	Hochspannungsleitungen, die Strom von Erzeugern zur Verteilung transportieren
Verteilung	~25–35%	Lokale Leitungen, Transformatoren und Infrastruktur, die Strom in Häuser liefert
Systemvorteile / Politik	~15–25%	Staatliche Programme: Subventionen für erneuerbare Energien, Unterstützung für einkommensschwache Haushalte, Effizienzprogramme

Daten von ISO New England zeigen beständig, dass Großhandelsenergie etwa ein Drittel der Einzelhandelsrechnungen für Privatkunden ausmacht – obwohl dies je nach Bundesstaat und Versorgungsunternehmen variiert.

Wie die Verbindung zwischen Groß- und Einzelhandel funktioniert:

In Staaten mit regulierten Versorgungsunternehmen kauft (oder erzeugt) ein vertikal integriertes Versorgungsunternehmen Großhandelsstrom und verkauft ihn zu Einzelhandelspreisen, die von der staatlichen Versorgungsaufsichtsbehörde festgelegt werden. Preisverfahren sind selten – manchmal liegen Jahre dazwischen –, daher tauchen kurzfristige Änderungen der Großhandelspreise nicht unmittelbar auf den Kundenrechnungen auf.

In Staaten mit dereguliertem Einzelhandel (Texas, Illinois, Ohio, Teile des Nordostens) können Verbraucher ihren Stromanbieter wählen. Diejenigen, die Festpreisverträge abgeschlossen haben, sind vor kurzfristigen Spitzen bei den Großhandelspreisen geschützt. Diejenigen mit variablen oder indexierten Verträgen (bei denen die Einzelhandelspreise den Großhandelspreisen folgen) sind der Volatilität ausgesetzt. Dies ist der Grund, warum einige texanische Privatkunden während der Krise im Februar 2021 Stromrechnungen von 5.000–17.000 $ erhielten – sie hatten variable Verträge, die den Echtzeitpreisen von 9.000 $/MWh ausgesetzt waren.

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Häufig gestellte Fragen

Warum können wir überschüssigen Strom nicht einfach speichern und nutzen, wenn die Preise hoch sind?

Wir können das zunehmend, aber in begrenztem Umfang. Batteriespeichersysteme (BESS) können Strom für Stunden speichern, und Pumpspeicherkraftwerke können Energie für Tage speichern. Aber die gesamte installierte Speicherkapazität weltweit ist nur ein winziger Bruchteil der momentanen Nachfrage – viel zu klein, um die Nachfragekurve nennenswert zu glätten. Speicher wachsen schnell (insbesondere Batterien im Versorgungsmaßstab in den USA und Europa), aber die Anforderung des Netzes an den Echtzeit-Ausgleich wird für Jahrzehnte die grundlegende Einschränkung bleiben.

Warum erhalten Windparks manchmal negative Strompreise?

Windkraftanlagen bieten in Echtzeitmärkten oft zu negativen Preisen an, weil sie keine Brennstoffkosten haben und in den USA eine Produktionssteuergutschrift (Production Tax Credit – PTC) von etwa 26–28 $/MWh für jede erzeugte MWh erhalten. Sie werden weiterhin erzeugen (und die Steuergutschrift erhalten), selbst wenn der Marktpreis negativ ist, solange der Preis nicht niedriger ist als der Wert der Steuergutschrift. Deshalb sehen windstarke Märkte wie ERCOT und MISO regelmäßig negative Echtzeitpreise in den Nachtstunden, wenn der Wind weht und die Nachfrage gering ist.

Was ist der Unterschied zwischen einem Versorgungsunternehmen und einem ISO?

Ein Versorgungsunternehmen besitzt Erzeugungs-, Übertragungs- und/oder Verteilungsanlagen und bedient Einzelhandelskunden. Ein ISO/RTO besitzt keine Vermögenswerte – es ist der Marktbetreiber und Netzkoordinator. In wettbewerbsorientierten Märkten koordiniert ein ISO hunderte Erzeuger und Versorgungsunternehmen, führt die Auktionen durch und stellt sicher, dass das System im Gleichgewicht bleibt, ohne ein finanzielles Interesse am Ergebnis zu haben. Diese Unabhängigkeit ermöglicht es dem wettbewerbsorientierten Markt zu funktionieren – kein Teilnehmer kontrolliert den Markt.

Wie beeinflusst der Erdgaspreis meine Stromrechnung?

In den meisten US-Märkten ist die Stromerzeugung aus Erdgas der marginale, preisbestimmende Brennstoff – das heißt, Gaskraftwerke bestimmen den Großhandelsstrompreis für einen großen Teil der Stunden. Wenn die Erdgaspreise am Henry Hub steigen, folgen die Großhandelsstrompreise, und schließlich spiegeln sich die Einzelhandelspreise darin wider, sei es durch Tarifverfahren der Versorger oder Anpassungen bei variablen Verträgen. Deshalb erreichten die europäischen Strompreise im Jahr 2022 – als die russische Gasversorgung gedrosselt wurde – außergewöhnliche Niveaus: Der Anstieg der Gaspreise übersetzte sich durch den Merit-Order-Mechanismus direkt in Anstiege der Strompreise.

Können Einzelpersonen oder Unternehmen ihr Strompreisrisiko absichern?

Ja. Große industrielle Verbraucher (Fabriken, Rechenzentren, Aluminiumhütten) sichern sich häufig durch Stromlieferverträge (Power Purchase Agreements – PPAs) ab – langfristige Verträge mit Betreibern erneuerbarer Energien, die einen festen Strompreis festschreiben. Versorgungsunternehmen sichern sich durch Terminankäufe auf den Großhandelsmärkten ab. Einzelhändler in deregulierten Staaten bieten Festpreis-Einzelhandelsverträge an, die die Kosten der Absicherung im Austausch für Preissicherheit an die Verbraucher weitergeben. Die Komplexität der Stromabsicherung ist hoch, da die Preise gleichzeitig je nach Ort, Tageszeit und Jahreszeit variieren.

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Wichtige Erkenntnisse

• Der Stromgroßhandelsmarkt ist der Ort, an dem Erzeuger Strom in großen Mengen an Versorgungsunternehmen und Einzelhändler verkaufen, bevor er den Verbraucher erreicht – er macht etwa ein Drittel einer typischen privaten Stromrechnung aus.
• Die Preise werden durch die Merit-Order festgelegt: Erzeuger stapeln Gebote von den niedrigsten zu den höchsten Grenzkosten, und das letzte akzeptierte Gebot legt den Clearingpreis für alle akzeptierten Erzeuger fest.
• Zwei aufeinanderfolgende Marktebenen verwalten die Stromplanung: Day-Ahead-Märkte binden den Großteil des Angebots 24 Stunden im Voraus; Echtzeitmärkte (mit Klärung alle 5 Minuten) bewältigen Abweichungen.
• Locational Marginal Pricing (LMP) führt dazu, dass Strompreise je nach Standort im Netz aufgrund von Netzengpässen variieren – abgelegene Erzeuger erneuerbarer Energien können aufgrund von Engpässen mit deutlich niedrigeren Preisen als der Systemdurchschnitt konfrontiert sein.
• Kapazitätsmärkte (PJM, ISO-NE, NYISO) bezahlen Erzeuger für ihre Verfügbarkeit statt für ihre Erzeugung, was das Problem der “fehlenden Einnahmen” in reinen Energiemärkten löst und ausreichende Spitzenkapazität sicherstellt.
• Etwa zwei Drittel der US-Stromlast befinden sich in ISO/RTO-Regionen, die von der FERC reguliert werden; FERC Order 888 (1996) und Order 2000 (1999) waren die grundlegenden Meilensteine der Deregulierung.
• Die Krise bei ERCOT (Texas) im Februar 2021, bei der die Preise 9.000 $/MWh erreichten, ist das deutlichste jüngste Beispiel dafür, wie extreme Nachfrage bei gleichzeitig eingeschränktem Angebot in reinen Energiemärkten zu katastrophalen Spitzen bei den Großhandelspreisen führen kann.

Weiterführende Lektüre

Um die in diesem Artikel behandelten Themen zu vertiefen, erkunden Sie diese verwandten Leitfäden: how carbon costs feed directly into wholesale power prices, the cap-and-trade programme that prices CO2 in European power markets und the fuel that still sets the marginal generation cost in many grids.