Die EU-Strom­preis­krise – Schuld des Marktdesigns?

Seit Herbst 2021 herrscht auf den europäischen Strommärkten ein noch nie da gewesenes Preisniveau mit einem Anstieg der Strompreise um 200% innerhalb von weniger als einem Jahr. Diese angespannte Marktsituation wurde durch geopolitische Ereignisse, namentlich den Krieg in der Ukraine, der sich auf die Gaslieferungen nach Europa auswirkt, noch weiter verschärft.

Energiepreise sind ein äusserst sensibles politisches Thema. Für vulnerable Endkundengruppen können sie zur Armutsfalle werden, während sie in der Industrie zu höheren Kosten der nachgelagerten Produkte führen und damit die Inflation generell anheizen. Die hohen Energiepreise wirken sich auf die einzelnen Länder Europas aber unterschiedlich aus, was zu Meinungsverschiedenheiten zwischen den EU-Mitgliedstaaten führte, wie auf die Preiskrise reagiert werden soll.

Während die EU-Kommission und einige Mitgliedstaaten den EU-Energiebinnenmarkt weitgehend verteidigen, geben andere dem Strommarktdesign die Schuld. In letzter Zeit wurden Markteingriffe wie Strompreisobergrenzen als möglicher Ausweg aus der Energiepreiskrise diskutiert – und in einigen Ländern wie Spanien und Portugal bereits umgesetzt. Aber ist das Design des Strommarktes wirklich schuld an der aktuellen Preiskrise auf dem europäischen Strommarkt? Und welche Rolle kommt der Schweiz mit ihrem Sonderstatus zu?

Angebot und Nachfrage sind Grundlagen des Stromsystems

Strom ist keine Ware wie jede andere, denn er hat die Besonderheit, dass er nicht effizient in grossen Mengen und für längere Zeit gespeichert werden kann. Ausserdem muss die Frequenz im Stromnetz jederzeit stabil bleiben: Die Übertragungsnetze müssen in Echtzeit zwischen der Einspeisung des erzeugten Stroms und dem Verbrauch desselben ausgeglichen werden. In der Schweiz fällt diese Aufgabe Swissgrid zu. Das Gleichgewicht von Angebot und Nachfrage ist daher für die Stabilität des Stromsystems von entscheidender Bedeutung.

Dies macht den Kurzfristmarkt zu einem wichtigen Instrument für das Gleichgewicht des Systems: Im Gegensatz zum Terminmarkt, der ein reiner Finanzmarkt ist, löst der Kurzfristmarkt, der auch als Spot-Markt bezeichnet wird, eine physische Lieferung des gehandelten Stroms aus. Der Strom kann über eine Auktion für die Lieferung am nächsten Tag (Day-Ahead) gehandelt werden, und kurzfristige Anpassungen können über den kontinuierlichen Handel für die Lieferung am selben Tag (Intraday) vorgenommen werden. Die Europäische Strombörse Epex Spot betreibt solche Strom-Spot-Märkte in 13 Ländern, darunter auch die Schweiz.

Stromflüsse folgen den Preisen –  zum Nutzen aller Europäer

Basierend auf den von Börsenmitgliedern eingegebenen anonymen Geboten für den Kauf oder Verkauf von bestimmten Strommengen ermittelt die Epex Spot den Referenzpreis für Strom für jede Stunde eines jeden Tages. Diese Referenzpreise sind ausschlaggebend für die Erzeugungs- und Verbrauchsentscheidungen des gesamten Sektors – welche Anlage wird aktiviert? Welche wird vom Netz genommen? Wer verbraucht wann welche Strommenge? Diese Fragen werden durch den Markt entschieden. Insbesondere die Ergebnisse der Day-Ahead-Auktion sind hier von entscheidender Bedeutung, da sie die Stromflüsse auf dem gesamten Kontinent massgeblich bestimmen. Dies geschieht durch den Mechanismus der Marktkopplung.

Alle Strombörsen der 27 EU-Länder, die am Single Day-Ahead Coupling beteiligt sind – für die Schweiz ist dies aktuell nicht der Fall – berechnen simultan, durch einen gemeinsamen Algorithmus, die Strompreise für Europa basierend auf Angebot und Nachfrage. Dieser Algorithmus berechnet die Angebots- und Nachfragekurven für jedes Land auf der Grundlage der Order-Bücher und ermittelt den Marktpreis an deren Schnittpunkt. Bei dieser Berechnung berücksichtigt der Algorithmus alle verfügbaren grenzüberschreitenden Kapazitäten zwischen den Ländern und sorgt so für eine optimale Nutzung dieser Verbindungsleitungen. Strom fliesst von einem Gebiet mit niedrigerem Preis in ein Gebiet mit höherem Preis, solange grenzüberschreitende Kapazitäten verfügbar sind. Dieser Mechanismus schafft einen jährlichen Wohlfahrtsgewinn von 34 Mrd. Euro für Europäer.

Die Schweiz ist hier ein Sonderfall, da sie nicht über den beschriebenen Marktkopplungsmechanismus mit ihren Nachbarländern verbunden ist. Das bedeutet, dass in der Schweiz täglich eine isolierte lokale Day-Ahead-Auktion stattfindet, eine Stunde vor der gekoppelten europäischen Auktion. Um Strom zu importieren oder zu exportieren, müssen Marktteilnehmer in der Schweiz grenzüberschreitende Kapazitäten an den Grenzkoppelstellen gesondert kaufen, um dann den gehandelten Strom zu transportieren. Dieser sogenannte explizite Stromhandel ist viel weniger effizient als der implizite Handel der europäischen Day-Ahead-Auktion, bei dem Strom und Grenzkapazitäten simultan gehandelt werden.

Merit-Order – zuerst werden die günstigsten Erzeuger abgerufen

Das der Day-Ahead-Auktion zugrunde liegende Prinzip, die sogenannte Merit-Order, welche die Abrufreihenfolge von Anlagen festlegt, wurde jüngst wiederholt für die Strompreiskrise verantwortlich gemacht. Die Preisbildung auf dem Day-Ahead-Markt erfolgt grenzkostenbasiert, das heisst die Kraftwerke werden in der Reihenfolge ihrer Grenzkosten auf den Markt gebracht, angefangen bei den günstigsten (zum Beispiel erneuerbare Energien) bis hin zu den teuersten (Kohle und Gas). Die Grenzkosten geben an, wie viel es einen Erzeuger kostet, eine zusätzliche Megawattstunde Strom zu erzeugen. Nach diesem Prinzip werden zunächst die günstigen Erzeugungseinheiten abgerufen, um die Nachfrage zu decken, und erst wenn diese voll ausgeschöpft sind, werden die teureren Erzeuger aktiviert.

Auch wenn der Schweizer Day-Ahead-Markt nicht an der europäischen Marktkopplung teilnimmt, so folgt er ebenso diesem Preisbildungsmechanismus. Am Ende der Day-Ahead-Auktion wird allen Erzeugern der gleiche Preis gezahlt. So ermöglicht das Merit-Order-Prinzip allen Erzeugern, ihre Kosten jederzeit zu decken und gleichzeitig die Versorgung sicherzustellen. Darüber hinaus wird die Nachfrage zum tiefstmöglichen Preis gedeckt, denn man beginnt die Nachfrage wie dargestellt zu den günstigsten Erzeugungspreisen zu decken und geht dann schrittweise vor. Wenn die Erzeugung aus erneuerbaren Energien nicht ausreicht und die Nachfrage hoch ist, werden in der Schweiz vor allem die Gasanlagen den Preis bestimmen. Genau das ist in den letzten Monaten geschehen.

Scheinbar simple Lösungen bergen Risiken

Die Strompreise der letzten Monate spiegeln die Angebots- und Nachfragebedingungen in Europa wider. Daran ist nicht das Marktdesign schuld, es macht die Situation lediglich transparent. Es handelt sich eben nicht um eine Marktkrise, und auch die Strompreisfindung ist nicht verfehlt. Vielmehr liegt eine wesentlich aus politischen Gründen entstandene Versorgungskrise mit konventionellen Energieträgern vor. Und die dort entstandenen hohen Preise werden durch den Strommarkt korrekt verarbeitet und weitergegeben.

Dennoch mehren sich unter dem Druck, die Energiepreiskrise in den Griff zu bekommen, die Rufe nach Eingriffen in den Preisbildungsmechanismus. Das mag wie eine schnelle Lösung aussehen, hat aber gefährliche Folgen. Das zeigt die folgende genauere Betrachtung von derzeit ventilierten Ideen.

Eine nationale Preisobergrenze würde den Marktpreis in einem Land künstlich begrenzen. Da diese Preise aber die Import- und Exportströme bestimmen, könnte ein Land, das sich auf eine Preisobergrenze verlässt, mehr exportieren, obwohl der Strom bereits knapp ist, und damit gleichzeitig die nationale und europäische Versorgungssicherheit gefährden. Nicht zuletzt deshalb sieht auch die Europäische Kommission eine nationale Lösung in jenen EU-Ländern als geboten oder zulässig an, die nur unzureichend über grenzüberschreitende Kapazitäten an den gemeinsamen europäischen Markt angebunden sind, wie eben Spanien und Portugal.

Ein weiterer Punkt, der ins Zentrum der Debatte gerückt ist, ist die grenzkostenbasierte Preisbildung. Hierbei wird vor allem kritisiert, dass der teuerste Erzeuger – also aktuell Gas – den Preis setzt. Im Umkehrschluss bedeutet dies aber auch, dass die Nachfrage immer zum tiefstmöglichen Preis gedeckt wird und dass günstige Erneuerbare vorrangig aktiviert werden. Weder Politik noch Forschung konnten bisher einen alternativen und effizienteren Preisbildungsmechanismus für den Stromsektor vorlegen.

Der wohl technischste Aspekt der Debatte besteht im Vorschlag eines Paradigmenwechsels vom sogenannten Pay-as-clear zu Pay-as-bid. Pay-as-clear bezeichnet das Modell, auf welchem die Day-Ahead-Auktion basiert: Alle ausgeführten Transaktionen finden zum singulären Markträumungspreis (market clearing price) statt. Ein alternatives Modell ist Pay-as-bid, welches beispielsweise im Intraday-Markt angewendet wird: Marktteilnehmer bieten zu einem für sie akzeptablen Preis. Sobald sich zwei Gebote entsprechen, werden diese ausgeführt.

Es gibt theoretisch so viele Preise pro Handelssession, wie es Transaktionen gibt. Vergleicht man nun die Preiskurven von Day-Ahead und Intraday für beispielsweise Deutschland, so lässt sich aber feststellen, dass ein Wechsel weg von Pay-as-clear nicht zu niedrigeren Preisen führt (Bild oben). Warum? Die Begründung liegt darin, dass ein Wechsel des Preisbildungsverfahrens auch zu einer Veränderung des Gebotsverhaltens führt. Während das Pay-as-clear-Verfahren für eine Anlage mit niedrigen Grenzkosten zum Markträumungsgebot führt, wäre der Preis im Pay-as-bid-Verfahren vom konkreten Gebot abhängig. Der Anlagenbetreiber wird aber weiterhin bestrebt bleiben, den besten Preis zu erzielen. Er wird also versuchen, Angebots- und Nachfragevolumen abzuschätzen, die Zahlungsbereitschaft vorherzusagen und tendenziell mit höheren Geboten in den Markt gehen. Auch die letztliche Aktivierung von Produktionskapazitäten basiert nicht mehr auf ökonomischer Effizienz, sondern auf der Fähigkeit der Marktteilnehmer, den Marktpreis zu antizipieren. Die Fehleranfälligkeit dieser Vorhersagen und die grundsätzliche Tendenz, mit höheren Preisen in den Markt zu gehen, können damit zu einer weniger effizienten Preisfindung führen.

Eine Mischung der skizzierten, idealtypischen Massnahmen wird nun in Spanien und Portugal umgesetzt. Hier soll der Gaspreis, der für die Gebote von kalorischen Kraftwerken (also auch Kohle) im Strommarkt veranschlagt wird, begrenzt werden. Das führt dazu, dass Kohle- und Gasanlagenbetreiber zu günstigeren Preisen zu bieten verpflichtet sind. Das soll den Strompreis auf zirka 130 Euro pro MWh reduzieren.

Die Betreiber dieser Anlagen bekommen aber eine zusätzliche Entlohnung, die den Fehlbetrag zur Kostendeckung einer kalorischen Anlage mit durchschnittlicher Effizienz ausgleichen soll. Diese Kosten sind ebenfalls von den Konsumenten zu tragen. Auch die Erlöse und Engpassrenten aus der Bewirtschaftung der Grenzkapazitäten sollen herangezogen werden. Damit werden also effektiv zwei Preise eingeführt: ein technologieunabhängiger zu etwa 130 Euro und ein anderer, höherer für kalorische Kraftwerke, der aus der Summe der beiden erwähnten Komponenten besteht.

Auch das mindert die durchschnittlichen Preise – aber zu welchen Kosten? Erstens handelt es sich hier um nichts anderes als ein Förderregime für kalorische Kraftwerke mit entsprechendem CO₂-Fussabdruck, während die Erlöse für erneuerbare Energieträger reduziert werden. Zweitens führt dieses Modell zu zusätzlicher Produktion aus kalorischen Energieträgern, womit nicht nur die Abhängigkeit von Gas und Kohle erhöht, sondern auch deren Preise noch zusätzlich angehoben wird! Drittens greift man damit in den gesamteuropäischen Wettbewerb ein und bevorzugt inländische Erzeuger mit hohem CO₂-Ausstoss. Viertens wird das für den Ausbau der Grenzkapazitäten reservierte Geld aus der Engpassrente umgewidmet und nicht nachhaltig verbraucht. Fünftens wird die Bedeutung des Preissignals, das eigentlich Energieeffizienz-Massnahmen, Energieeinsparungen und Umrüstungen auf nachhaltige Energieträger anreizen sollte, gemindert. Sechstens bleiben andere Nutzungen von Gas (beispielsweise industrielle Nutzung und Heizen) unberücksichtigt, obwohl sie unter den durch die Massnahme weiter hochgeschraubten Preisen zusätzlich leiden werden. Eine Ausdehnung der Pläne in Spanien und Portugal auf ganz Europa zöge somit eine ganze Reihe von negativen und unerwünschten Folgen nach sich, die das (verständliche) Interesse an niedrigeren Strompreisen nicht rechtfertigen.

Da alle Stromerzeuger auf dem Strommarkt den gleichen Preis erhalten, argumentieren andere schliesslich, dass billige Erzeugungseinheiten derzeit «übermässige» Gewinne erzielten und dass diese Gewinne durch Steuern umverteilt werden sollten. Die Definition von «übermässigen Gewinnen» muss dabei aber mit Vorsicht gehandhabt werden, da diese nicht unweigerlich der Realität entsprechen. Ein Markträumungspreis über den Grenzkosten sagt nämlich noch nichts über die (Über-)Deckung der Gesamtkosten aus. Tatsächlich müssen auch die Fixkosten zur Deckung der Anfangsinvestitionen – die bei dekarbonisierten Erzeugungstechnologien in der Regel hoch sind – wieder hereingeholt werden. Steuerliche Massnahmen sollten Anreize schaffen für Investitionen in erneuerbare Energien und Flexibilität, und nicht das Gegenteil.

Daher sind solche Massnahmen mit Bedacht einzusetzen, um die Energiewende nicht zu gefährden. Die (vermeintlich) höchsten Profite in der aktuellen Situation fallen nämlich bei den Erneuerbaren an. Diverse Umverteilungsmassnahmen können wirksam sein, um die Verbraucher zu schützen, wenn sie ex-post angewandt werden und keine Marktverzerrungen verursachen – wie etwa gezielte Pauschalzahlungen. In der sogenannten EU-Toolbox, die die Kommission den Mitgliedstaaten Ende 2021 vorgeschlagen hat, sind mehrere solche Massnahmen aufgeführt.

Marktkopplung ist eine Stärke, keine Schwäche

Die europäische Marktkopplung optimiert die Nutzung der Interkonnektoren, hilft Preisspitzen – positive oder negative – abzudämpfen und erhöht die Versorgungssicherheit. Nicht zuletzt führt Sie auch zu Preiskonvergenz zwischen den Marktgebieten, sofern genügend Grenzkapazitäten zur Verfügung stehen. Im Kontext der Energiepreiskrise hat auch dies zu vermehrter Kritik geführt, da Politiker einiger Mitgliedsstaaten, beispielsweise Frankreich, behaupteten, sie würden die Preisspitzen ihrer Nachbarn «mitbezahlen». Abgesehen davon, dass beispielsweise Frankreich vor allem im Winter auf die Importe durch Marktkopplung angewiesen ist, um seinen Stromverbrauch zu decken, trifft diese Behauptung auch im Hinblick auf die Preisentwicklung in nicht gekoppelten Ländern wie der Schweiz nicht zu.

Die Preiskurve der gekoppelten Epex-Day-Ahead-Märkte von Deutschland, Frankreich und Österreich im Vergleich mit dem Swissix des Schweizer Day-Ahead-Marktes (Bild oben) macht deutlich, dass, gerade bei einer angespannten Marktlage, die Strommarktkopplung eine Stärke ist, und nicht eine Schwäche.

Was die Strompreise heute besagen, ist, dass die Schweizer und Europäer nicht mehr auf fossile Brennstoffe bauen sollten, um ihren Strombedarf zu decken. Es ist das stärkste Signal für Investitionen in saubere Technologien und Flexibilität im ganzen letzten Jahrzehnt. Anstatt diese Aufforderung zu einer raschen Energiewende durch voreilige Eingriffe in das Strommarktdesign zu unterdrücken, sollten Politiker, Industrie und Bürger alle ihre Anstrengungen auf die Dekarbonisierung des Energiesektors richten. Davon profitieren am Ende alle, sowohl die Schweiz als auch Europa.