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„Mit einem liquiden Markt sollte man nicht spielen“

Damit die EU eines Tages eine Energieunion mit grenzüberschreitendem Handel und einer gemeinsamen Energiepolitik wird, hat die EU-Kommission in ihrem neuen „Strommarktdesign“ unter anderem vorgeschlagen, die Preiszonen im Strommarkt neu zu definieren. Was die European Energy Exchange (EEX) davon hält, erläutert Tobias Paulun, Mitglied des EEX-Vorstands, im iwd. Zunächst aber erklärt er, was die Energiebörse in Leipzig überhaupt macht.

Kernaussagen in Kürze:
  • Im November 2016 veröffentlichte die EU-Kommission das sogenannte Clean Energy Package, ein Konzept zur Überarbeitung des Strommarkts.
  • Der Vorschlag, Deutschland im mehrere Preiszonen zu unterteilen, geht in die falsche Richtung. Deutschland bildet mit Österreich bereits einen funktionierenden Strommarkt.
  • Die Maßnahmen, die die Netzbetreiber ergreifen, um Engpässe zu beseitigen, müssen grenzüberschreitend koordiniert werden. Das Gleiche gilt für die Kosten.
Zur detaillierten Fassung

Herr Paulun, was an der Frankfurter Börse geschieht, dürfte den meisten Menschen klar sein. Aber was ist die Aufgabe der EEX?

Die Energiebörse betreibt einen elektronischen Handelsplatz für Energie und energienahe Produkte. Hier können unter anderem Strom und Erdgas gehandelt werden, aber auch Emissionsrechte für den Ausstoß von CO2 und andere Emissionen. Innerhalb der EEX-Gruppe wird täglich der Referenzpreis für Strom festgestellt, und dieser wird nicht nur an der Börse genutzt, sondern auch außerbörslich für die Abrechnung von bilateralen Handelsgeschäften.

Wer handelt an der EEX?

Beim Strom zum Beispiel sind es die klassischen Stromerzeuger, also Kraftwerksbetreiber, aber auch Industriekunden, die ihren Strombedarf über den Börsenhandel decken. Und wir haben Handelsteilnehmer, die Strom für bis zu sechs Jahre in die Zukunft kaufen oder verkaufen und damit Risiken übernehmen, die andere nicht tragen wollen.

Wie läuft so ein Geschäft ab?

Die Handelsteilnehmer treffen sich an der Börse und tauschen anonym ihre kurz- und langfristigen Preiserwartungen aus. Und wenn sich Angebot und Nachfrage treffen, wenn also der Käufer bereit ist, den Preis des Verkäufers zu zahlen, dann kommt der Handel zustande – so wie an der Aktienbörse auch.

Die Maßnahmen der Netzbetreiber gegen Engpässe müssen grenzüberschreitend koordiniert werden.

Von welchen Handelsvolumen reden wir beim Strom?

Im Jahr 2016 hatten wir an der EEX ein Handelsvolumen von rund 4.400 Terawattstunden. Zum Vergleich: Der jährliche Stromverbrauch in Deutschland beträgt ungefähr 550 Terawattstunden. Viele Handelsgeschäfte werden auf mehrere Jahre im Voraus abgeschlossen, das heißt, bis zur Lieferung bestehen sogenannte offene Positionen. Deren Wert beträgt derzeit allein für Strom mit Lieferung in Deutschland und Österreich mehr als 25 Milliarden Euro – trotz der historisch niedrigen Großhandelspreise.

Sie sagen, dass der Handel zwischen den Marktteilnehmern anonym ist – warum anonym?

Bei uns gibt es einen klaren Gleichbehandlungsgrundsatz. Das ist vor allem für kleine Unternehmen wichtig, die neu am Markt sind und deshalb nicht über die gleichen Informationen verfügen wie große, etablierte Marktteilnehmer. An der EEX bekommen alle zu jeder Zeit die gleichen Informationen. Die großen Handelsteilnehmer schätzen die Anonymität, weil sie nicht möchten, dass bekannt wird, ob sie gerade kaufen oder verkaufen wollen, und andere ihre Strategie nachahmen.

An der Energiebörse wird täglich gehandelt, also ändern sich auch die Preise permanent – die Verbraucher in Deutschland aber haben davon nichts, sie zahlen praktisch Jahrespreise.

Die Verbraucher profitieren in erster Linie von dem Wettbewerb, der über die Börse gefördert wird – abzulesen unter anderem an den gesunkenen Großhandelspreisen für Strom in den letzten Jahren. Wie stark das letztlich beim Verbraucher ankommt, hängt davon ab, wie sich Steuern, Netzentgelte und Abgaben wie die EEG-Umlage entwickeln. Einige dieser Komponenten sind deutlich teurer geworden, sodass das den Effekt der gesunkenen Großhandelspreise kompensiert.

Brüssel strebt einen EU-weiten Energiemarkt an und hat jetzt Vorschläge zu einem neuen „Strommarktdesign“ gemacht. Was verbirgt sich dahinter?

Im November 2016 veröffentlichte die EU-Kommission das sogenannte Clean Energy Package. Das reicht von der Zusammenarbeit der Netzbetreiber bis hin zu Vorgaben für die Förderung erneuerbarer Energien. Der Grundtenor ist, dass der Verbraucher in den Mittelpunkt gestellt und der Markt fit gemacht werden soll für die steigende Zahl jener Konsumenten, die nicht nur Strom verbrauchen, sondern selber auch Strom produzieren.

Dabei spielt Dezentralität eine große Rolle, denn schon heute haben wir nicht mehr einige zentrale Großkraftwerke, sondern viele dezentrale Erzeugungsanlagen. Und die müssen koordiniert werden, denn im Netz müssen sich Angebot und Nachfrage jederzeit die Waage halten. Ein wichtiges Steuerungselement dafür ist das Preissignal – so erfahren alle in Echtzeit, ob gerade zu viel oder zu wenig Strom im Markt vorhanden ist.

Ein Vorschlag der EU ist es, Deutschland in mehrere Preiszonen aufzuteilen. Dort, wo Versorgungsengpässe bestehen, würden die Preise steigen und somit Investitionsanreize setzen – dort, wo alles gut ist, sinken die Preise für Haushalte und Industrie. Ist das eine gute Idee?

Diese Vorschläge gehen aus unserer Sicht in die falsche Richtung. Die EU-Kommission schlägt zwar nicht konkret vor, die Bundesrepublik in mehrere Preiszonen aufzuteilen, aber es gibt Tendenzen, das bestehende Marktgebiet zu unterteilen. Deutschland bildet ja heute mit Österreich einen gemeinsamen und gut funktionierenden Strommarkt.

Dieses große Marktgebiet ist Vorreiter des europäischen Strombinnenmarktes, und all die Ziele, die für den europäischen Markt definiert worden sind, sind hier am weitesten umgesetzt. Dazu zählt zum Beispiel eine hohe Anzahl an Marktteilnehmern, also ein starker Wettbewerb. Oder der hohe und steigende Anteil an erneuerbaren Energien und deren Vermarktung.

Die Strompreiszone Deutschland-Österreich sollte ausgebaut statt aufgeteilt werden.

Gleichwohl gibt es in Deutschland in Sachen Kapazitäten und Netze eine Kluft zwischen dem Süden, wo Engpässe existieren, und dem Norden. Da wären doch Anreize über den Preis sinnvoll, oder?

Man muss unterscheiden zwischen der Funktion des Großhandelsmarktes und lokalen Netzengpässen. Im Moment haben wir weder in Deutschland noch in Europa einen Erzeugungsengpass. Gleichwohl gibt es regionale Engpässe beim Netz. Die sind in der Regel aber nur temporär, denn das Problem mit dem Ausbau der Netze wird bereits angegangen, es gibt langfristige Ziele auf europäischer Ebene.

Und das ist auch die Strategie, die man ausbauen sollte. Dazu zählt, dass man sich mit Nachbarstaaten zusammensetzt und über die Verteilung von Kosten und Nutzen spricht. Konkret heißt das: Die Maßnahmen, die die Netzbetreiber ergreifen, um Engpässe zu beseitigen, müssen grenzüberschreitend koordiniert werden. Das Gleiche gilt für die Kosten.

Sind Preiszonen also grundsätzlich der falsche Weg?

Preiszonen gibt es ja schon heute in Europa. Der Punkt ist, dass man mit einem liquiden Markt, wie wir ihn mit Deutschland-Österreich bereits haben, nicht spielen sollte. Es ist nicht sinnvoll, sich alle zwei Jahre mal anzuschauen, wie der optimale Zuschnitt der Preiszonen sein sollte – ohne sagen zu können, wer über den optimalen Zuschnitt entscheidet. Vielmehr brauchen wir einen transparenten Prozess und Kriterien für den Zuschnitt der Preiszonen und ausreichend Vorlaufzeit für den Markt, sich auf Änderungen einzustellen.

Welche Kriterien wären das?

Eine große Rolle spielen der Wettbewerb, die Integration von erneuerbaren Energien und die Anzahl der Handelsteilnehmer. Wenn man das alles berücksichtigt, dann liegt der Schluss nahe, dass gerade die Preiszone Deutschland-Österreich aufgrund ihrer Größe besonders erfolgreich ist. Sie sollte deshalb sogar weiter ausgebaut werden, anstatt sie in mehrere kleinere Märkte aufzuteilen.

Gibt es ein Beispiel für den Vorteil großer Märkte?

Nehmen wir Norddeutschland. Dort gibt es nicht genügend Flexibilität im Netz, um alle Windkraftanlagen in der Region zu jeder Zeit möglichst effektiv betreiben zu können. Das schafft man nur, wenn man die Anlagen zum Beispiel mit Speicherkraftwerken in den Alpen, mit Wasserkraftwerken in Skandinavien oder mit Lastzentren in anderen Regionen Deutschlands verbindet, wenn sich also alle Akteure auf einem gemeinsamen Markt treffen.

Falls die EU auf Preiszonen beharrt, was ist dann besser, viele kleine oder wenige große?

Preiszonen sind nicht grundsätzlich schlecht. Wenn man aber das Ziel eines integrierten europäischen Binnenmarktes verfolgt, muss man Marktgebiete vergrößern und mehr grenzüberschreitende Zusammenarbeit forcieren. Dass kleinere Preiszonen nicht funktionieren, zeigt der skandinavische Markt. Er war einer der ersten, auf dem der börsliche Stromhandel nach der Liberalisierung eingeführt wurde. Das war lange eine Erfolgsgeschichte, aber vor einigen Jahren hat man den Zuschnitt der Preiszonen verändert – mit der Folge, dass seitdem die Liquidität, also das Handelsvolumen und die Anzahl der aktiven Teilnehmer im Markt, kontinuierlich gesunken sind.

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