Lektion 4 von 8

Europäische Strommärkte

Die vorigen Lektionen haben das Vokabular der US-Märkte verwendet, in denen ein Großteil der Theorie zuerst in die Praxis umgesetzt wurde. Europa löst dieselben Probleme mit einer anderen Architektur: zonale statt nodaler Preise, Strombörsen und Übertragungsnetzbetreiber mit getrennten Aufgaben und eine Kette von Märkten, die über mehr als zwanzig Länder gekoppelt sind. Wer in Europa studiert oder arbeitet, hat es genau mit diesem Markt zu tun.

Die Bausteine

Gebotszone

Das größte Gebiet, in dem Strom ohne Zuweisung von Übertragungskapazität gehandelt werden kann — ein Preis pro Zone und Marktzeiteinheit. Die meisten Zonen sind national; Deutschland und Luxemburg teilen sich eine, Italien, Norwegen, Schweden und Dänemark sind in mehrere aufgeteilt.

NEMOs (Strombörsen)

Nominated Electricity Market Operators wie EPEX SPOT und Nord Pool betreiben Day-Ahead- und Intraday-Märkte und gemeinsam die Kopplungsalgorithmen.

ÜNB

Übertragungsnetzbetreiber berechnen, wie viel zonenübergreifende Kapazität der Markt nutzen darf, führen Regelenergie und Redispatch durch und rechnen Bilanzabweichungen ab.

Bilanzkreisverantwortliche

Jeder Lieferant, Erzeuger und Händler gehört zu einem Bilanzkreis. Er meldet Fahrpläne an und zahlt für jede Abweichung.

Regulierung

Nationale Regulierungsbehörden (in Deutschland die Bundesnetzagentur) beaufsichtigen ihre Märkte, ACER koordiniert sie auf EU-Ebene.

Von Jahren im Voraus bis zur Echtzeit

Termin- und Futuresmarkt

Jahre bis Tage im Voraus, an Börsen wie der EEX oder bilateral — vor allem zur Absicherung. Langfristige grenzüberschreitende Übertragungsrechte werden separat versteigert.

Day-Ahead (SDAC)

Um 12:00 Uhr MEZ räumt der gekoppelte Day-Ahead-Markt alle Gebotszonen für den Folgetag in einer einzigen Optimierung (Euphemia-Algorithmus) und vergibt dabei zonenübergreifende Kapazität zusammen mit der Energie. Seit dem 1. Oktober 2025 mit 15-Minuten-Produkten.

Intraday (SIDC)

Kontinuierlicher grenzüberschreitender Handel erlaubt es, Positionen mit besseren Prognosen zu korrigieren, ergänzt seit 2024 durch europaweite Intraday-Auktionen.

Regelenergie

Die ÜNB decken das verbleibende Ungleichgewicht mit FCR, aFRR und mFRR, zunehmend aktiviert über die gemeinsamen europäischen Plattformen PICASSO und MARI.

Bilanzkreisabrechnung

Im Nachgang zahlt oder erhält jeder Bilanzkreisverantwortliche für seine Abweichung in jeder 15-Minuten-Periode den Ausgleichsenergiepreis — der Anreiz, der Fahrpläne ehrlich hält.

Marktkopplung

Vor der Kopplung mussten Händler grenzüberschreitende Übertragungskapazität getrennt von der Energie kaufen, die sie transportieren sollte, und lagen oft daneben — Strom floss vom Hoch- ins Niedrigpreisland. Die implizite Allokation behebt das: Der Day-Ahead-Algorithmus weist zonenübergreifende Kapazität automatisch den Geschäften zu, die den größten Nutzen stiften. Ist eine Grenze nicht ausgelastet, gleichen sich die Preise beiderseits an; ist sie ausgelastet, trennen sie sich, und die Preisdifferenz wird zum Engpasserlös der ÜNB.

Wie viel Kapazität der Markt nutzen darf, wird auf zwei Arten berechnet. Das einfachere NTC-Verfahren gibt jeder Grenze einen festen Wert. Die lastflussbasierte Marktkopplung, in der Core-Region Mitteleuropas seit 2022 im Einsatz, bildet ab, wie jedes Geschäft die kritischen Leitungen des vermaschten Netzes tatsächlich belastet. Zudem verlangt das EU-Recht, dass die ÜNB mindestens 70 % der Kapazität kritischer Netzelemente für den zonenübergreifenden Handel bereitstellen, damit interne Engpässe nicht einfach an die Grenzen verschoben werden.

Was zonale Preise ausblenden: Redispatch

Innerhalb einer Gebotszone geht der Markt von unbegrenzter Übertragungskapazität aus. Würde der resultierende Fahrplan eine Leitung überlasten — typischerweise, wenn Windstrom aus Norddeutschland die Nachfrage im Süden erreichen muss —, korrigieren die ÜNB ihn nach der Markträumung. Sie bezahlen Erzeuger vor dem Engpass für weniger und Erzeuger dahinter für mehr Einspeisung und greifen seit 2021 auch auf erneuerbare und kleinere Anlagen zurück (Redispatch 2.0). Die Kosten, in Deutschland mehrere Milliarden Euro pro Jahr, werden über die Netzentgelte umgelegt, statt im Großhandelspreis zu erscheinen. Ob die deutsch- luxemburgische Zone geteilt werden sollte, wird nach EU-Recht formell überprüft und bleibt politisch umstritten.

Nodal und zonal im Vergleich

Preisauflösung

Nodal (PJM, ERCOT, CAISO): ein Preis an jedem Knoten. Zonal (EU): ein Preis pro Gebotszone.

Einsatz

Nodal: Der ISO plant und setzt einzelne Anlagen zentral ein. Zonal: Marktteilnehmer disponieren die verkauften Portfolios selbst.

Engpässe

Nodal: Alle Engpässe werden im Markt bepreist. Zonal: Engpässe zwischen Zonen werden bepreist, Engpässe innerhalb einer Zone per Redispatch außerhalb des Marktes behandelt.

Absicherung

Nodal: finanzielle Übertragungsrechte zwischen Knoten. Zonal: Terminkontrakte pro Zone plus langfristige grenzüberschreitende Übertragungsrechte.