Energiemärkte verstehen: Ein Blick auf den Strommarkt mit Finbridge

Foto von Jack Charles auf Unsplash (Download am 06.01.25)

Energiemärkte befinden sich weltweit in einem tiefgehenden Wandel. Getrieben von der Energiewende, regulatorischen Veränderungen und technologischen Innovationen verändern sich Marktmechanismen und Geschäftsmodelle grundlegend. Genau an dieser Schnittstelle aus Marktlogik, Regulierung und Risikomanagement entscheidet sich nachhaltiger Erfolg. Ähnlich wie bei Finanzinstituten, die in hochdynamischen, streng überwachten Marktumfeldern agieren und mit denen wir uns sehr gut auskennen, spielen Markt- und Kreditrisiken, Compliance, Handelsprozesse eine zentrale Rolle. Darüber hinaus wird Energie und insbesondere Strom auch in Form von Finanzprodukten gehandelt, mit denen wir ebenfalls bestens vertraut sind. Die Teilnehmer am Strommarkt unterliegen einer Vielzahl nationaler und europäischer Regulierungen – deren fachlich-technische Umsetzung gehört ebenfalls zu unserem Know-how. Deshalb möchten wir euch in diesem Insight auf eine spannende Erkundungstour durch unser heimisches Stromnetz mitnehmen.

Die Player im Strommarkt und Mechaniken des Stromnetzes

Netzstabilität und Versorgungssicherheit sind ein hohes Gut, das wir in Deutschland genießen. Für uns als Verbraucher bedeutet das, dass an jeder Haushaltssteckdose zuverlässig 230 Volt Wechselspannung bei 50 Hertz anliegen.

Eine besondere Eigenschaft von Strom ist jedoch, dass er sich nur schwer in relevanten Mengen speichern lässt. Einfach ausgedrückt: Die entnommene Leistung muss im System der erzeugten Leistung entsprechen – eine Tatsache, dessen sich viele Menschen nicht bewusst sind. An diesem technischen Wunder sind zahlreiche Akteure bzw. Marktteilnehmer beteiligt, die laut dem abgebildeten Schema an unserem Stromnetz angekoppelt sind und die wir hier kurz vorstellen möchten:

*Abbildung 1: Vereinfachte Darstellung der Marktteilnehmer des deutschen Strommarkt*

Stromerzeuger: Der grundlegendste Teilnehmer eines Strommarktes ist selbstverständlich der Erzeuger.

Die momentane Erzeugung von Strom oder elektrischer Energie bezeichnet man als Leistung, ausgedrückt in Watt (W). Wird elektrische Leistung über einen Zeitraum erbracht, spricht man von elektrischer Arbeit. Diese ergibt sich aus Leistung × Zeit.

Je nach Anwendungsfall in der Physik wird elektrische Arbeit in Wattsekunden (Ws) angegeben – also die Leistung von einem Watt für eine Sekunde – oder in Megawattstunden (MWh). Eine Megawattstunde entspricht der Leistung von einer Millionen Watt (1.000.000 W) über eine Stunde (1 h). Entsprechend logisch ist es, dass eine Megawattstunde 3,6 Milliarden Ws entspricht.

Der Privatverbraucher hingegen denkt in der Regel in Kilowattstunden (kWh). Mit einer Kilowattstunde kann er beispielsweise seinen 200-Watt-Fernseher fünf Stunden lang betreiben.

All diese Überlegungen wären jedoch sinnlos, wenn der Stromerzeuger am Anfang der Kette diesen Strom nicht in seinem Kraftwerk erzeugen würde.

Netzbetreiber: Ist der Stromerzeuger der Hersteller unseres Produkts „Strom“, so ist der Netzbetreiber der Logistiker, der diesen verteilt. Doch auch hier ist die Welt nicht mit einem Satz erklärt. Vereinfacht gesagt, bestehen die Aufgaben eines Netzbetreibers aus dem Bau, Betrieb und der Instandhaltung von Stromnetzen, damit diese den Strom zuverlässig transportieren können.

Die vier bekanntesten Namen im Zusammenhang mit dem Begriff Netzbetreiber sind:

Amprion
50Hertz Transmission
TenneT TSO
TransnetBW

Diese Unternehmen betreiben unser sogenanntes Übertragungsnetz oder Höchstspannungsnetz. Auf diesem Netz werden große Leistungen über weite Strecken transportiert. Die Spannung beträgt hier – je nach Standort – 380 kV oder 220 kV.

Der Grund für diese hohe Netzspannung im Übertragungsnetz ist die Minimierung der Verlustleistung bei der Übertragung. Die Verlustleistung hat die unangenehme Eigenschaft, quadratisch mit der Stromstärke zu steigen. Dies lässt sich leicht aus den bekannten Zusammenhängen herleiten:

$P= U\cdot I$,
$U=R\cdot I$ (in 1 eingesetzt) und
$P = R\cdot I^2$

mit:

P als Leistung in Watt (W),

U als Spannung in Volt (V) und

I als Stromstärke in Ampere (A).

Somit kann man durch ein Erhöhen der Spannung und ein damit einhergehendes Absenken der Stromstärke die Verlustleistung deutlich reduzieren.

Das Höchstspannungsnetz ist zudem das Netz, das unseren heimischen Strommarkt, mit dem unserer europäischen Nachbarn verbindet. Direkt angeschlossen an dieses Netz sind in der Regel große Kraftwerke. Neben dem Höchstspannungsnetz existiert das Hochspannungsnetz mit etwa 110 kV. An dieses sind kleinere Kraftwerke sowie große Verbraucher wie die Industrie oder die Deutsche Bahn angebunden. Darüber hinaus gibt es regionale Mittelspannungsnetze (10 bis 30 kV) und lokale Niederspannungsnetze mit 0,4 kV, die unsere Haushalte mit Strom versorgen.

Die unterschiedlichen Spannungsebenen sind über Transformatoren miteinander verbunden. Für das Hoch-, Mittel- und Niederspannungsnetz sind die sogenannten Verteilnetzbetreiber verantwortlich – von denen es in Deutschland über 800 gibt (Beispiele: Stadtwerke München, Bayernwerk Netz GmbH).

Die folgende Abbildung von SMARD veranschaulicht abschließend die verschiedenen Netzebenen übersichtlich:

*Abbildung 2: Netzebenen und Stromfluss des deutschen Stromnetzes (in [1] ausführlichere Darstellung)*

Stromhändler/Lieferanten: Stromhändler oder Lieferanten sind jene Parteien, bei denen Marktteilnehmer Strom erwerben können. Sie beschaffen Strom am Markt und geben diesen an ihre jeweiligen Kunden – privat, gewerblich oder industriell – weiter.

Zu ihren Aufgaben gehört neben der Beschaffung auch der Vertrieb des Stroms an die Kunden. Außerdem kümmern sich die Händler um die Organisation des Stromtransports. Der eigentliche Transport erfolgt über den lokalen Netzbetreiber, der dafür ein sogenanntes Netznutzungsentgelt erhält. Der Endkundenstrompreis in Deutschland setzt sich im Übrigen aus folgenden Komponenten zusammen:

Beschaffungskosten: Einkauf des Stroms an den Märkten
Netzentgelt: Stromtransport, Messstellenbetrieb, Abrechnung
Vertriebskosten: Kosten für Werbung und Absatz
Steuern: Mehrwertsteuer, Stromsteuer
Abgaben: Konzessionsabgabe, KWK-Aufschlag
Umlagen: Offshore-Netzumlage, §19 StromNEV-Umlage.

Die folgende Abbildung – basierend auf Daten des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) – gibt eine Übersicht über die Zusammensetzung des Strompreises für Industrie- und Privatkunden:

*Abbildung 3: Zusammensetzung der Haushalts- und Industriestrompreise in Deutschland*

Ebenfalls bemerkenswert ist, dass das Energiewirtschaftsgesetz eine Trennung von Stromhandel und Netzbetrieb vorschreibt. Die Idee dahinter: Lokale Netzbetreiber wie Stadtwerke dürfen zwar als Händler auftreten, können jedoch keine lokalen Monopole bilden, da sie verpflichtet sind, ihr Netz jedem Händler diskriminierungsfrei zur Verfügung zu stellen.

Messstellenbetreiber: Dieser Akteur am Markt hat die Aufgabe, beim Verbraucher Stromzähler zu installieren und zu warten. Zudem ist er über den Stromzähler für die Messung und die Übermittlung der Verbrauchsdaten an den Stromhändler verantwortlich.

Im Zusammenhang mit Stromzählern fallen heute häufig die Begriffe:

Ferraris-Zähler (analoger Stromzähler)
Digitale Stromzähler
Smart Meter

Ferraris-Zähler messen den Stromverbrauch, indem eine drehbar gelagerte Scheibe durch ein magnetisches Wechselfeld angetrieben wird, das vom verbrauchten Strom induziert wird.

Digitale Stromzähler hingegen erfassen über elektronische Schaltungen die anliegende Spannung und den durchflossenen Strom. Beide Varianten müssen – im Gegensatz zum Smart Meter – noch manuell abgelesen werden.

Ein Smart Meter wiederum verfügt über ein Gateway, das eine Echtzeit-Auswertung der Daten ermöglicht. In Deutschland ist ein Smart Meter seit Januar 2025 verpflichtend bei:

einem durchschnittlichen Jahresstromverbrauch von 6.000 kWh oder
einer installierten Photovoltaikanlage mit einer Leistung von mehr als 7 kW.

Bilanzkreisverantwortlicher: Der letzte Teilnehmer, den wir vorstellen, ist der Bilanzkreisverantwortliche.

Ein Bilanzkreis ist eine virtuelle Einheit, die eine beliebige Anzahl von Einspeise- und Entnahmestellen bündelt – vergleichbar mit einem „Stromkonto“. Jeder Bilanzkreis wird einer Regelzone zugeordnet, die in Deutschland von einem der vier Übertragungsnetzbetreiber verwaltet wird. Jeder Stromverbraucher und -produzent ist einem solchen Bilanzkreis zugeordnet.

Die Aufgabe des Bilanzkreisverantwortlichen besteht darin, den Saldo seines Bilanzkreises auszugleichen, sodass folgende Gleichung gilt:

$$\sum Verbrauch +\sum Abfluss =\sum Zufluss +\sum Produktion $$

Diese Aufgabe ist von zentraler Bedeutung für die Netzstabilität. Um dies sicherzustellen, meldet der Bilanzkreisverantwortliche eine Day-Ahead-Prognose auf Viertelstundenbasis für Stromproduktion und -verbrauch an den Bilanzkreiskoordinator.

Der Bilanzkreiskoordinator, verkörpert durch den jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber, aggregiert diese Prognosen und ermittelt die Regelenergie, die benötigt wird, um das Netz bei Abweichungen zwischen Prognose und Realität zu stabilisieren.

Arten der Regelenergie

Primärregelenergie: Energie, die von Kraftwerken bereitgestellt wird, die eine frequenzbasierte Leistungsregulierung beherrschen. Sie reagiert automatisch auf Frequenzabweichungen und muss spätestens 30 Sekunden nach Eintritt des Ereignisses und bis zu 15 Minuten verfügbar sein.
Sekundärregelenergie: Entlastet die Primärregelenergie und wird automatisch in der betroffenen Regelzone aktiviert. Geeignete Kraftwerke sind Turbinen- und Pumpspeicherkraftwerke. Sie muss spätestens nach 5 Minuten und bis zu 1 Stunde bereitstehen.
Tertiärregelenergie (Minutenreserve): Muss innerhalb von 15 Minuten vollständig und bis zu 1 Stunde erbracht werden.

Marktmechanismen für Regelenergie

Der Markt für Regelenergie ist komplex. Grundsätzlich wird Regelleistung ausgeschrieben. Bei Sekundär- und Tertiärregelenergie kommt ein zweistufiges Verfahren zum Einsatz:

Vorhalten von Regelleistung wird vergütet.
Erbringen von Regelarbeit wird separat vergütet.

Anbieter, die einen Zuschlag für das Vorhalten erhalten, müssen auch auf dem Regelarbeitsmarkt anbieten. Sie werden unabhängig vom Abruf für die Bereitstellung vergütet.

Auf dem Regelarbeitsmarkt können auch Anbieter teilnehmen, die spontan freie Kapazitäten haben – oft zu niedrigeren Preisen. Beide Märkte funktionieren nach dem Merit-Order-Prinzip, bei dem die Grenzkosten des teuersten bezuschlagten Angebots die Vergütung aller bestimmen.

Im Primärregelmarkt gibt es ebenfalls eine Merit-Order, jedoch keine Trennung zwischen Leistung und Arbeit. Damit haben wir zunächst einen grundlegenden Einblick in die Marktteilnehmer und ihre Aufgaben gewonnen. Im Folgenden wollen wir uns dem Stromhandel widmen.

Stromhandel in Deutschland

Grundsätzlich gibt es zwei Marktarten, auf denen Strom in Deutschland gehandelt wird – und beide haben ihre Daseinsberechtigung.

1. OTC-Handel (Over-the-Counter)

Hier können Marktteilnehmer – ähnlich wie auf anderen Finanzmärkten – bilaterale Geschäfte außerhalb standardisierter Börsen abschließen. In Deutschland wird etwa drei Viertel des produzierten Stroms auf diesem Weg gehandelt. Damit ist der OTC-Handel vom Handelsvolumen her der bedeutendere Markt.

2. Strombörsen

Neben dem OTC-Handel gibt es die Strombörsen. Die wichtigsten für den deutschen Markt sind:

European Energy Exchange (EEX) in Leipzig für den Terminmarkt
European Power Exchange (EPEX) für den Spotmarkt

Auf Strombörsen werden – analog zum Finanzmarkt – standardisierte Kontrakte gehandelt. Obwohl hier nur etwa ein Viertel des Stroms umgesetzt wird, kommen Angebot und Nachfrage effizient zusammen. Die Börsenpreise gelten daher als Preisimpulsgeber für den OTC-Handel.

Eine mögliche Erklärung für den hohen Marktanteil des OTC-Handels liegt in den Markteintrittshürden der Börsen. Für die EEX sind beispielsweise erforderlich:

eine Händlerprüfung,
Eigenkapitalanforderungen,
eine technische Anbindung an die Handelssysteme,
sowie die Anerkennung beim Clearinghaus European Commodity Clearing AG (ECC).

Diese Anforderungen machen eine Teilnahme für kleinere Unternehmen oft kaum realisierbar.

Unterscheidung zwischen Spot und Terminmarkt

Terminmarkt

Auf dem Terminmarkt sind zwei Produktklassen besonders relevant: Futures und Optionen.

Ein Future ist die vertragliche Verpflichtung zwischen zwei Parteien, Strom in einem bestimmten Zeitraum zu einem festgelegten Preis zu liefern.

Eine Option hingegen räumt dem Käufer das Recht, aber nicht die Pflicht ein, Strom zu einem bestimmten Zeitpunkt zu einem bestimmten Preis zu kaufen (Call-Option) oder zu verkaufen (Put-Option).

Diese Kontraktarten erfüllen für Marktteilnehmer zwei zentrale Funktionen:

Absicherung gegen unvorhergesehene Preisschwankungen durch Fixierung der Lieferpreise
Beschaffung von Base- und Peak-Strom

Während der erste Punkt intuitiv verständlich ist, benötigt der zweite etwas Kontext:

Der Stromhandel steht vor dem konstanten Problem, dass Strom kaum speicherbar ist und der reale Bedarf auf Basis von Prognosen gedeckt werden muss. Base- und Peakstromverträge sind Terminkontrakte, die als Grundbausteine für die Deckung dieser Nachfrage dienen.

Beide werden in der Leistungseinheit MW gehandelt und unterscheiden sich hinsichtlich des Lieferzeitraums:

Base-Terminkontrakte: Die vereinbarte Leistung wird über den gesamten Lieferzeitraum konstant geliefert.
Peak-Terminkontrakte: Die vereinbarte Leistung wird nur von 8:00 Uhr bis 20:00 Uhr geliefert.

Dies wird in der folgenden Abbildung nochmals veranschaulicht:

*Abbildung 4 Lastprofil von Base- und Peakstrom*

Die Existenz von Base- und Peak-Kontrakten erklärt sich dadurch, dass der Strombedarf zu Wachzeiten deutlich höher ist als während der Schlafenszeiten. Als Beleg hierfür dient der folgende Screenshot von SMARD, der Marktdatenplattform des Bundesnetzagentur:

*Abbildung 5 Deutsche Stromerzeugung und Netzlast vom 13.11.2025 bis 23.11.2025 (in [2] ausführlichere Darstellung)*

Die rote Linie, welche die Netzlast darstellt, zeigt eine zyklische, sinusartige Schwankung. Die niedrigen Täler entsprechen den Nachtphasen. Entsprechend ist ein Kontrakt, der nur tagsüber liefert, ein sinnvoller Baustein. Dennoch entstehen zwangsläufig Lücken zwischen Bedarfsprognose und Beschaffung am Terminmarkt. Diese werden über den Spotmarkt geschlossen.

Spotmarkt

Mit den bisher besprochenen Terminmarktprodukten ist ein exaktes Matching von Bedarf und Beschaffung schwierig. Dies ist jedoch notwendig, da Strom ein kaum speicherbares Gut ist und die erzeugte Leistung jederzeit der Nachfrage entsprechen muss.

Zum Schließen dieser Beschaffungslücken dient der Spotmarkt, der zwei Teilmärkte umfasst:

Day-Ahead-Markt: Hier werden Produkte für den Folgetag in Stundenscheiben gehandelt.
Intraday-Markt: Hier erfolgt der Handel in Viertelstundenscheiben und mit einer kleinsten Leistungseinheit von 0,1 MW.

Der Spotmarkt kann OTC oder über eine Börse abgewickelt werden.

Ein Blick auf den Europäischen Markt und Regulatoren

Was die BaFin für die Finanzmärkte ist, das ist die Bundesnetzagentur für den Strommarkt. Als zuständige Behörde sorgt sie für unverfälschten Wettbewerb, überwacht die Zuverlässigkeit der Verteilinfrastruktur und die Netzstabilität. Außerdem fördert sie gezielt Umweltfreundlichkeit, Effizienz und Preisgünstigkeit der Elektrizität. Die Bundesnetzagentur ist zudem für die Umsetzung europäischen Rechts im Energiemarkt verantwortlich und fungiert als Ansprechpartner bei Problemen. Bleiben wir bei der Finanzmarkt-Analogie: Auf europäischer Ebene entspricht die Rolle der ESMA im Finanzmarkt der in Ljubljana ansässigen European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER). ACER hat im Wesentlichen dieselben Aufgaben wie die Bundesnetzagentur – nur auf europäischer Ebene. Ihre Ziele sind:

Transparenz fördern
Umweltfreundlichkeit stärken
Marktmanipulation verhindern
Stabile und kostengünstige Stromversorgung sicherstellen

Darüber hinaus koordiniert ACER-Regulierungsmaßnahmen innerhalb der EU.

Ein prominentes Beispiel für die Zusammenarbeit zwischen der Bundesnetzagentur, anderen nationalen Energiebehörden und ACER ist die REMIT-Verordnung. Diese verpflichtet Marktteilnehmer, ihre Strommarkttransaktionen an die nationale Behörde zu melden, die sie an ACER weiterleitet. ACER aggregiert die Daten und veröffentlicht Teile davon. Ziel: Insiderhandel und Marktmanipulation auf europäischer Ebene aufdecken sowie Transparenz und Wettbewerb erhöhen.

Der europäische Strommarkt und Marktkopplung

Ein europäischer Strommarkt existiert und wird von der EU aktiv gefördert. Die europäischen Länder sind über Grenzkuppelstellen miteinander verbunden. Diese ermöglichen grenzüberschreitende Stromübertragung und damit eine Angleichung der Großhandelsstrompreise auf europäischem Niveau.

Diese Marktkopplung ist insbesondere auf dem Spotmarkt relevant – stärker im Day-Ahead-Handel als im Intraday-Handel. In beiden Fällen können Stromanbieter ihren Strom auch international anbieten. Eine vollständige Preisangleichung ist jedoch noch nicht erreicht, da die Übertragungskapazitäten der Grenzkuppelstellen technisch begrenzt sind.

Die Vorteile eines gekoppelten Stromsystems liegen auf der Hand:

Überkapazitäten (z. B. aus starken Wind- oder Sonnenphasen) können günstig in andere Länder exportiert werden.
Große Märkte mit vielen Anbietern sind stabiler und effizienter.

Das Verfahren, bei dem Angebot und Nachfrage international automatisiert gematcht werden, nennt man Market Coupling. Das europäische System trägt den Namen Price Coupling of Regions (PCR). Aktuell sind 19 EU-Länder daran beteiligt.

Ihr direkter Draht zu uns:

Sie planen ein Projekt oder möchten sich unverbindlich zu diesem Thema austauschen? Wir sind für Sie da!

Unser interdisziplinäres Netzwerk aus naturwissenschaftlicher und wirtschaftlicher Expertise freut sich darauf, Sie kennenzulernen und Ihr Anliegen gemeinsam voranzubringen.

Kontaktieren Sie uns – wir freuen uns auf den Dialog!