Die Reform des europäischen Strommarkts

Das Funktionieren des europäischen Strommarktes (Market Design) wurde 2021 wegen des Anstiegs der Gaspreise in Europa und der damit verbundenen steigenden Strompreise intensiv debattiert. Dieses Gefüge, über das viel geschrieben wurde, betrifft effektiv nur einen sehr spezifischen Markt: den Day-ahead-Markt, den Handel mit Strom für den folgenden Tag, der die Reihenfolge, in der die Produzenten produzieren werden, entsprechend ihrer Kostenstruktur (Fixkosten vs. variable Kosten) organisiert und festlegt. Dieser Mechanismus ist nicht das Ergebnis einer politischen Entscheidung, sondern einer buchhalterischen Feststellung: Wenn die Produzenten in aufsteigender Reihenfolge ihrer Grenzkosten arbeiten, können die durchschnittlichen Kosten für die Stromerzeugung kurzfristig minimiert werden.

Diese Grenzkostentarifierung auf dem Day-ahead-Markt steht jedoch keineswegs Mechanismen entgegen, die die Finanzströme umverteilen und Vergütungen für Stromproduzenten vorsehen, die von den kurzfristigen Grosshandelspreisen abgekoppelt sind. In der Tat haben die Personen, die sich über das Marktdesign Gedanken machen, im Hinterkopf, dass das Funktionieren des Strommarktes in Zukunft durch das grossflächige Aufkommen erneuerbarer Energien (vor allem Photovoltaik und Windkraft) einen Umbruch erfahren wird.

Mittel- bis langfristig wird ein wachsender und letztlich überwiegender Teil der Stromerzeugung aus intermittierenden erneuerbaren Energien ohne Grenzkosten stammen (Windkraft, Photovoltaik). Diese intermittierenden Erzeuger, deren Produktionszeitplan per Definition nicht kontrolliert werden kann, geniessen auf dem Strommarkt Priorität: Eine Windkraft- oder eine Photovoltaikanlage abzuschalten, weil andere, nicht intermittierende Stromerzeugungsanlagen bereits Strom produzieren, würde zu einem Verlustgeschäft führen, das jeglicher Rationalität entbehrt. Vor diesem Hintergrund wird die verbleibende Stromnachfrage, die an nicht erneuerbare Stromerzeuger gerichtet ist (die sogenannte Nettonachfrage), in der Zeit, in der neue Erneuerbare Strom produzieren, immer geringer werden. Dies ist dort, wo die neuen Erneuerbaren sehr weit entwickelt sind, etwa in Kalifornien, schon lange der Fall. Daher werden die Marktpreise während der Betriebsstunden von neuen erneuerbaren Energien künftig manchmal niedrige Niveaus erreichen, für immer längere Zeit, und auch zunehmend volatil sein. Thermische Kraftwerke, vor allem solche, die den Spitzenbedarf decken, stehen dann vor einem zunehmenden Problem hinsichtlich Umsatz, Rentabilität und finanziellen Überlebens. Diese Kraftwerke gewährleisten jedoch die Versorgungssicherheit, wenn die neuen Erneuerbaren keinen Strom liefern. Das Phänomen tritt zu einem ungünstigen Zeitpunkt auf den Plan, nämlich beim Übergang zu einer kohlenstoffarmen Wirtschaft, der sich in einer massiven Elektrifizierung des Energiemixes äussert und daher grosse Investitionen in Produktionsanlagen erfordert.

PPA, Futures-Kontrakte und CFD: drei Kategorien langfristiger Verträge, um die Effizienz des Strommarktes zu gewährleisten

Um eine Antwort auf diese Probleme zu finden, denken Ökonomen heute gemeinsam mit den Behörden (insbesondere mit den Regulierungsbehörden [1]) über verschiedene Regelungen nach, die unter dem Oberbegriff «langfristige Verträge» zusammengefasst werden. Mit «langfristigen Verträgen» sind drei Arten von Verträgen gemeint:

Bei «Purchasing Power Agreements» (PPA) handelt es sich um langfristige private Verträge, die einen Produzenten direkt an einen gewerblichen Verbraucher oder eine kleine Gruppe gewerblicher Verbraucher binden. Im Rahmen der PPA schliessen die Verbraucher direkt einen Vertrag mit einem Produzenten ab (grosse Wind- und Solarparks oder Atomkraftwerke). Die Laufzeit dieser Verträge kann 15 bis 20 Jahre betragen. Sie gewährleisten dem Entwickler eine Einkommensquelle, während die Verbraucher auf diese Weise Umweltverpflichtungen einhalten und/oder volatile Bezugspreise vermeiden können. Solche PPA gibt es bereits in vielen europäischen Ländern. Sie eignen sich nur für Gewerbetreibende mit besonderen Merkmalen, die in einer bilateralen Vereinbarung auf der Produktions- oder auf der Verbrauchsseite zum Tragen kommen.

Futures-Kontrakte auf dem Grosshandelsmarkt für Strom sind Verträge, bei denen alle Parameter standardisiert sind (Menge, Datum usw.), abgesehen vom Preis, der ausgehandelt wird. Futures-Kontrakte werden nicht im Hinblick auf eine physische Lieferung gehandelt (dies ist das Ziel von Forwards-Kontrakten), sondern zwecks Absicherung gegen Preisschwankungen. Ein Akteur, der sich gegen das Risiko steigender Preise absichern möchte (zum Beispiel ein Produzent, der seinem Kunden Strom zu einem festen Preis verkauft), kauft parallel dazu einen Futures-Kontrakt. Wenn die Preise steigen, wird er auf dem Futures-Markt genauso viel verdienen, wie er auf dem Spotmarkt verlieren wird, und umgekehrt. Diese Option ist flexibel und weniger kompliziert einzurichten als PPA und für alle Unternehmen zugänglich (direkt oder über Vermittler). Sie erfordert jedoch eine höhere Liquidität der Märkte für Futures-Kontrakte. Ein obligatorischer Mechanismus würde die Liquidität im längsten Segment der Terminmärkte (3 bis 5 Jahre) verbessern.

Ein Differenzkontrakt (Contract for Difference, CFD) ist ein langfristiger öffentlicher Vertrag zwischen Stromproduzenten und einem öffentlichen Akteur (Regulierungsbehörde, öffentlicher Fonds usw.), bei dem die Produzenten ihren Strom auf dem Markt verkaufen und die Differenz zwischen einem «Ausübungspreis» und dem «Referenzpreis» zahlen beziehungsweise erhalten. Die CFD legen die von den Produzenten erhaltenen Preise auf einem investitionsfreundlichen Niveau fest, wobei die Produzenten anschliessend den öffentlichen Akteur entschädigen müssen, wenn die Grosshandelspreise für Strom über dem Ausübungspreis liegen. Das System orientiert sich an dem in Grossbritannien eingeführten System zur Förderung der kohlenstoffarmen Stromproduktion. Es gibt verschiedene Arten von CFD, je nachdem, wie der Preis und die Referenzmenge definiert werden. Der Ausübungspreis kann von der Regulierungsbehörde oder mithilfe einer Auktion festgelegt werden. Auktionen sind wirksame Mechanismen, um an Informationen von Investoren über ihre tatsächlichen Produktionskosten zu kommen. In der Praxis werden einige CFD in Europa bereits seit vielen Jahren eingesetzt, um die Einnahmen aus erneuerbaren Energien zu sichern und die Variabilität der Spotpreise auszugleichen.

Diese drei Kategorien langfristiger Verträge sind wichtig für die Effizienz der Strommärkte. Die Entscheidung, sich auf einen einzigen Typ zu beschränken, würde die Absicherungsmöglichkeiten begrenzen, was nicht wünschenswert ist. Dies ist umso wichtiger, als jeder Mitgliedstaat einen anderen Mix und eine andere Anzahl von Anspruchsgruppen aufweist, die bereit sind, Verträge abzuschliessen.

Die Unklarheiten, welche die neue Europäische Kommission ab 2025 bereinigen muss

Die öffentlichen Debatten zu all diesen Themen werden seit Herbst 2022 hitzig geführt und voraussichtlich noch bis 2025 andauern. Die Europäische Kommission hat im März 2023 ihre Reformvorschläge angekündigt, die die Entwicklung von PPA, CFD und Futures-Kontrakten in den Mitgliedstaaten unterstützen. Die Ratstagung der Energieminister hat sich im Oktober 2023 insbesondere über die Merkmale von CFD geeinigt. Die nächste Europäische Kommission, die sich Ende 2024 nach den Europawahlen konstituieren wird, wird sich 2025 mit dem Dossier befassen.

Eine erste Unklarheit besteht in der künftigen Rolle der Europäischen Kommission in diesem europäischen Strommarktdesign. Ihre Vorschläge vom März 2023 liessen den Mitgliedstaaten viel Freiheit bei der Frage, wie sie ihre jeweiligen Strommärkte regulieren sollten. Unter Umständen könnte die zukünftige Kommission das Wettbewerbsrecht auf dem Strommarkt jedoch auch rigoros anwenden. Dies könnte insbesondere die rechtliche Stabilität der von einigen Mitgliedstaaten (zum Beispiel Frankreich mit seinen Kernkraftwerken) eingeführten CFD-Systeme infrage stellen und somit die Sichtbarkeit für Investoren nicht erleichtern, obwohl der Kapitalbedarf noch nie so gross war (im Zusammenhang mit dem Übergang zu einer kohlenstoffarmen Wirtschaft) und die Zinssätze noch nie ein so hohes Niveau aufwiesen (wegen der Straffung der Geldpolitik infolge der Russlandkrise).

Eine weitere Unklarheit: Bei allen Überlegungen zu diesem Thema wird die wirtschaftliche Bedeutung von Engpässen in den Stromnetzen vernachlässigt, die die örtlichen Umstände von Produktion und Verbrauch widerspiegeln. Diese Engpässe dürften in Zukunft aufgrund des Ausbaus von intermittierenden erneuerbaren Energien zunehmen. Wenn man die Annahme der «Kupferplatte» aufgibt, würde dies dazu führen, dass Engpässe, die die wirtschaftlichen Bedingungen (Preise, Mengen) des Stromsystems und des Stromnetzes verändern, berücksichtigt werden müssten. Das Marktdesign wäre dann ein anderes als das derzeit diskutierte. Langfristige Futures-Verträge sollten auf recht spezifische Weise umgesetzt werden: Vertragsort (Produktionsort vs. Verbrauchsort: nodal Pricing), Vertragsgegenstand (Energie vs. installierte Kapazität: mögliche Abkehr von den Kapazitätsmechanismen) …

Aus diesen beiden Gründen braucht es möglicherweise noch einige Zeit, bis die Gleichgewichte des Marktdesigns in Europa gefunden sind.