Der Schweizer Strommarkt \u2013 der Teil des europ\u00e4ischen Strommarkts ist \u2013 besteht aus einem Geflecht verschiedener Teilm\u00e4rkte. Der Grund daf\u00fcr ist eine technische Notwendigkeit. Denn im Stromnetz m\u00fcssen Angebot und Nachfrage jederzeit ausgeglichen sein. Ansonsten drohen Ausf\u00e4lle des Stromnetzes, welche erhebliche Kosten verursachen k\u00f6nnen.<\/p>\n
Da Strom im Moment des Verbrauchs erzeugt werden muss, wird auf den eigentlichen Energiem\u00e4rkten nicht das physische Gut per se gehandelt, sondern die erwartete Stromnachfrage und -erzeugung. Wie auf anderen Rohstoffm\u00e4rkten wird dies durch eine Mischung aus lang- und kurzfristigen Handelsaktivit\u00e4ten erreicht. Die kurzfristigen M\u00e4rkte \u2013 insbesondere der Day-Ahead-Markt \u2013 folgen dabei dem sogenannten Grenzkosten- oder Merit-Order-Prinzip: Der Marktpreis wird hier durch die Kosten der letzten noch ben\u00f6tigten Stromeinheit bestimmt.[1]<\/a> Konkret heisst das: Kann die Stromnachfrage durch Erneuerbare oder andere Kraftwerke mit niedrigen Grenzkosten gedeckt werden, sind die Marktpreise tief; muss bei der Produktion als letzte Einheit ein Gaskraftwerk mit hohen Grenzkosten einspringen, entsprechen dessen Grenzkosten dann dem Marktpreis auf dem kurzfristigen Markt.<\/p>\n Auch beim kurzfristigen Handel, der sich an der erwarteten Stromerzeugung und -nachfrage orientiert, ergeben sich zwangsweise Abweichungen zu den tats\u00e4chlichen Lieferungen. Daher wird neben den Energiem\u00e4rkten ein zweiter Marktzweig ben\u00f6tigt, welcher es erm\u00f6glicht, diese Abweichungen zu managen und das System stabil zu halten: die Regelleistungsm\u00e4rkte. Hier werden Kraftwerks- oder Nachfragekapazit\u00e4ten erworben, welche Abweichungen von der tats\u00e4chlichen Nachfrage zeitnah ausgleichen k\u00f6nnen. Die Bereitstellung dieses Service ist vergleichbar mit einer Versicherung, welche alle Teilnehmer (z. B. \u00fcber die Netztarife) finanzieren m\u00fcssen.<\/p>\n Damit Energie nicht nur im eigenen Land, sondern auch international gehandelt werden kann, ist schliesslich auch Netzkapazit\u00e4t n\u00f6tig. In den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten werden Strom und Netzkapazit\u00e4ten implizit, das heisst gemeinsam gehandelt. Teilweise \u2013 so etwa an der Schweizer Grenze \u2013 geschieht das allerdings noch explizit, sprich: H\u00e4ndler erwerben diese Kapazit\u00e4t getrennt von der zu transportierenden Energie. Dies ist jedoch ineffizienter als integrierter impliziter Handel.<\/p>\n In diesen kurz- und langfristigen Teilm\u00e4rkten herrscht in unterschiedlichem Masse Wettbewerb. Das physische Stromnetz stellt ein nat\u00fcrliches Monopol dar. In den meisten L\u00e4ndern wird das H\u00f6chstspannungsnetz \u2013 auch \u00dcbertragungsnetz genannt \u2013 daher durch einen zentralen Netzbetreiber gef\u00fchrt, der einen sicheren Betrieb des Netzes gew\u00e4hrleistet und einer strikten Regulierung unterliegt. In der Schweiz ist dieser zentrale Netzbetreiber Swissgrid.<\/p>\n Die feingliedrigen Verteilnetze (von Hochspannung herunter bis auf Niederspannung) werden meist von regionalen Versorgern betrieben. Auch hier liegt kein Wettbewerb vor, und der Netzbetrieb ist von den \u00fcbrigen Gesch\u00e4ften der Versorger getrennt. Die f\u00fcr den Betrieb des Netzes notwendigen Dienstleistungen werden vom Netzbetreiber eingekauft. Hier gibt es begrenzten Wettbewerb in Form von Ausschreibungen, Auktionen oder den oben beschriebenen Regelleistungsm\u00e4rkten.<\/p>\n Die eigentlichen M\u00e4rkte f\u00fcr Energie \u2013 die langfristigen Futurem\u00e4rkte sowie die kurzfristigen Day-Ahead- und Intraday-M\u00e4rkte \u2013 sind durch st\u00e4rkeren Wettbewerb gepr\u00e4gt. Prinzipiell reflektieren dort die Preise erwartete oder aktuelle Knappheiten. In den meisten L\u00e4ndern gibt es aber auch in diesen M\u00e4rkten Interventionen: so etwa Abnahmepflichten, Handelspriorisierungen, direkte Subventionen (z. B. f\u00fcr erneuerbaren Strom) oder indirekte Subventionen (in Form von nicht internalisierten externen Kosten fossiler Energietr\u00e4ger oder gesellschaftlich getragene Kernenergierisiken). Diese Interventionen f\u00fchren zu verzerrten Marktpreisen und sind insbesondere dazu gedacht, Investitionsentscheidungen zu lenken.<\/p>\n Schliesslich sind da noch die Endkundenm\u00e4rkte. Je nach Land sind sie durch mehr oder weniger Wettbewerb gekennzeichnet. Bei Grosskunden finden sich oft wettbewerbliche Strukturen, die Knappheitssignale an die Verbraucher weitergeben. Bei Kleinkunden sind starre Preisstrukturen ohne Knappheitssignale noch die Regel. So auch in der Schweiz, wo nur Grosskunden (ab 100 MWh Verbrauch pro Jahr) ihren Anbieter frei w\u00e4hlen k\u00f6nnen.<\/p>\n Insbesondere zwei zuk\u00fcnftige Trends werden grundlegende Auswirkungen auf die Organisation des Stromsystems in der Schweiz haben: der zunehmende Anteil an erneuerbaren Energien und die steigende Elektrifizierung.<\/p>\n Der zuk\u00fcnftige Strommix wird einen hohen Anteil an Elektrizit\u00e4t aus Wind- und Sonnenenergie beinhalten. Einerseits wird die Erzeugung dadurch wetterabh\u00e4ngiger als bisher. Um Schwankungen in der Versorgung ausgleichen zu k\u00f6nnen, ben\u00f6tigt es mehr Back-up-Kapazit\u00e4t, das heisst L\u00fcckenf\u00fcller, die einspringen, wenn die Sonne nicht scheint oder der Wind nicht weht. Das kann in Batterien gespeicherter \u00dcberschussstrom aus Sonnen- und Windenergie sein oder Kraftwerke mit emissionsfreien Brennstoffen.<\/p>\n Mit den erneuerbaren Energien ver\u00e4ndert sich andererseits auch die Kostenstruktur des Systems. Denn Windturbinen und Fotovoltaikanlagen haben kaum variable Erzeugungskosten. Wird die Stromnachfrage also allein durch Wind oder Sonnenenergie gedeckt, f\u00e4llt der Marktpreis auf den Energiem\u00e4rkten gem\u00e4ss Merit-Order auf nahe null. Je h\u00f6her der Anteil der Erneuerbaren, desto \u00f6fter wird das k\u00fcnftig der Fall sein. Hier stellt sich die Frage, ob bei diesem Preismechanismus ausreichend Deckungsbeitr\u00e4ge f\u00fcr Investitionen erzielt werden k\u00f6nnen.<\/p>\n Der zweite Trend ist die Elektrifizierung im W\u00e4rme- und Mobilit\u00e4tssektor, die bisher durch fossile Energien gedeckt wurde. Dadurch wird die Gesamtnachfrage nach Strom deutlich ansteigen, und es braucht gute Anreize f\u00fcr mehr Flexibilit\u00e4t auf der Nachfrageseite. Die Gestaltung von effizienten Stromm\u00e4rkten wird deshalb immer bedeutsamer.<\/p>\n Doch welches Strommarktdesign steuert das neue Stromsystem am besten? Aktuell werden drei Stossrichtungen diskutiert:<\/p>\n Eine M\u00f6glichkeit ist der Energy-Only-Markt<\/em>. Hier werden alle Investitions- und Nutzungsanreize dem eigentlichen Energiemarkt mit Future-, Day-Ahead- und Intraday-Handel \u00fcberlassen. In einem solchen Markt wird das Preisbild deutlich wetterabh\u00e4ngiger und volatiler: An sonnigen Sommertagen ist Strom nahezu kostenfrei, an dunklen Wintertagen deutlich teurer. Zudem m\u00fcssen die Unternehmen im Markt auch gen\u00fcgend hohe Deckungsbeitr\u00e4ge f\u00fcr die Investitionskosten f\u00fcr Erneuerbare und Back-up-Kapazit\u00e4ten erwirtschaften. Eine Back-up-Anlage, wie etwa wasserstoffbetriebene Gasturbinen, welche nur alle paar Jahre f\u00fcr wenige Stunden ben\u00f6tigt wird, braucht daher sehr hohe Preisspitzen. In einem solchen System spielen Preiserwartungen und Risikobereitschaft zentrale Rollen.<\/p>\n Eine zweite M\u00f6glichkeit sind Kapazit\u00e4tsm\u00e4rkte<\/em>. Sie stellen einen Zusatz zu den Energiem\u00e4rkten von heute dar. Vergleichbar mit den Regelleistungsm\u00e4rkten wird auf einem Kapazit\u00e4tsmarkt das Vorhalten reiner Erzeugungskapazit\u00e4t verg\u00fctet. Solange die \u00fcber den Kapazit\u00e4tsmarkt vorgegebene Kapazit\u00e4t \u00fcber der erwarteten Lastspitze liegt, wird es nicht zu hohen Preisspitzen im Energiemarkt kommen. Zudem werden die Deckungsbeitr\u00e4ge \u00fcber den Preis im Kapazit\u00e4tsmarkt erwirtschaftet. Die Definition des gew\u00fcnschten Kapazit\u00e4tslevels ist daher das zentrale Element dieses Systems und wird die Investitionsentscheidungen massgeblich beeinflussen.<\/p>\n Eine weitere M\u00f6glichkeit w\u00e4re es, die Versorgungssicherheit als privates Gut<\/em> zu handeln. Wie in anderen M\u00e4rkten mit Nullgrenzkosten (z. B. beim Mobilfunk) k\u00f6nnte die Versorgungsqualit\u00e4t (beim Mobilfunk die Netzabdeckung oder -geschwindigkeit) bepreist und zur Finanzierung von Investitionskosten verwendet werden. Die Energie selbst w\u00fcrde nur noch einen geringen Preis haben. Ein solches neues Marktsystem k\u00f6nnte viele der heutigen Interventionen wie die F\u00f6rderung von Erneuerbaren oder die Ausschreibungen f\u00fcr langfristige Reservekapazit\u00e4ten \u00fcberfl\u00fcssig machen, da es Anreize f\u00fcr Nachfrageflexibilit\u00e4t und Investitionssicherheit f\u00fcr Erneuerbare bietet und klare Verantwortung f\u00fcr die Versorgungssicherheit zuordnet. Es w\u00e4re aber ein grundlegender Systemwechsel. Denn die Versorgungssicherheit w\u00fcrde nicht mehr f\u00fcr alle gleich, sondern nach individuellen Pr\u00e4ferenzen bereitgestellt. Technisch w\u00e4re dies mittels Smart Grid und Smart Meters bereits heute m\u00f6glich, weil damit gewisse Stromkreise von Kunden abgeschaltet werden k\u00f6nnten. Insbesondere f\u00fcr Kunden mit eigenen Speichern (Batteriespeicher f\u00fcr PV oder Elektrofahrzeug, W\u00e4rmespeicher) k\u00f6nnten Tarife mit reduzierter Versorgungssicherheit interessant sein.<\/p>\n Welches der Systeme am Ende den Vorzug erh\u00e4lt, ist ein politischer Entscheid. Soll das Stromsystem durch staatliche Lenkung von Investitionen gepr\u00e4gt sein? Sind Vorgaben zur Versorgungssicherheit (Kapazit\u00e4tsmarkt) gew\u00fcnscht? Soll den Marktakteuren mehr Risiko, aber auch die individuelle Wahl ihrer Versorgungssicherheit zugestanden werden? Wenn dieser politische Entscheid getroffen worden ist, kann die Wissenschaft Vorschl\u00e4ge f\u00fcr ein geeignetes Marktdesign liefern.<\/p>\n <\/p>\n Der Schweizer Strommarkt \u2013 der Teil des europ\u00e4ischen Strommarkts ist \u2013 besteht aus einem Geflecht verschiedener Teilm\u00e4rkte. Der Grund daf\u00fcr ist eine technische Notwendigkeit. 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So funktioniert der Strommarkt Da Strom im Moment des Verbrauchs erzeugt […]<\/p>","protected":false},"author":10754,"featured_media":185403,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"_acf_changed":false,"om_disable_all_campaigns":false,"ep_exclude_from_search":false,"footnotes":""},"post__type":[69,66],"post_opinion":[],"post_serie":[],"post_content_category":[154],"post_content_subject":[124,182],"acf":{"seco_author":10754,"seco_co_author":[4771],"author_override":"","seco_author_post_ocupation_year":"","seco_author_post_occupation_de":"Professor f\u00fcr Umwelt\u00f6konomie, Universit\u00e4t Basel","seco_author_post_occupation_fr":"Professeur d\u2019\u00e9conomie de l\u2019environnement, Universit\u00e9 de B\u00e2le","seco_co_authors_post_ocupation":[{"seco_co_author":4771,"seco_co_author_post_occupation_year":"","seco_co_author_post_occupation_de":"Professor f\u00fcr Energie\u00f6konomie, Universit\u00e4t Basel","seco_co_author_post_occupation_fr":"Professeur d\u2019\u00e9conomie \u00e9nerg\u00e9tique \u00e0 l\u2019universit\u00e9 de B\u00e2le"}],"short_title":"Elektrizit\u00e4t: Wie viel Markt darf es sein?","post_lead":"Mit der Transformation zu einem erneuerbaren Stromsystem braucht es auch ein neues Marktdesign. 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