Was sind Energiegroßhandelsmärkte?
Energiegroßhandelsmärkte fungieren als Rückgrat unseres Energiesystems. Der Begriff beschreibt den Kauf und Verkauf von Energieprodukten in großen Mengen aus erneuerbaren Quellen, Kohle, Kernkraft, Erdgas und mehr. Zu den Teilnehmenden dieser Märkte gehören Energieproduzenten und -händler sowie Finanzmakler, Energiehändler und Großabnehmer. Dabei wird die Energie vom Markt allerdings nicht direkt an Endkund:innen verkauft.
Die Energiegroßhandelsmärkte bieten allen Teilnehmenden transparente Preisreferenzen und erlauben ihnen mehr Planungsspielraum durch kurz- und langfristiges Risikomanagement. Während die Energiemärkte früher stark reguliert waren, öffnete die Liberalisierung die Märkte für den Wettbewerb und führte neue Handelsinfrastrukturen ein wie beispielsweise organisierte Energiehandelsbörsen, die einen transparenten und effizienten Stromhandel vereinfachen.
2024 führte die Europäische Union eine neue Reform des Strommarktdesigns ein, die den Handel und die Preisgestaltung von Strom über die Mitgliedstaaten hinweg neu formte. Die Reform kam als Reaktion auf die Energiepreiskrise zwischen 2021 und 2022 und dem wachsenden Bedürfnis, die Integration erneuerbarer Energien effektiver zu gestalten. Ihre Hauptziele sind die Stabilisierung der Strompreise, die Stärkung des Verbraucher:innenschutzes und eine Beschleunigung des Übergangs zu nachhaltiger Energie. Damit diese Ziele eingehalten werden können, fördert die Reform die Nutzung von langfristigen Verträgen wie Stromkaufvereinbarungen (Power Purchase Agreements,PPAs) und zweiseitigen Differenzkontrakten (Contracts for Difference, CfDs), um frei von kurzfristigen Spotpreisen zu agieren. Darüber hinaus schafft die verstärkte Aufsicht im Rahmen der REMIT-Verordnung mehr Transparenz. Gemeinsam sollen diese Maßnahmen einen Energiemarkt in Europa schaffen, der widerstandsfähig, bezahlbar und offen für erneuerbare Energien ist.
Strompreisbildung: das Merit-Order-Modell
Strompreise werden auf den europäischen Großhandelsmärkten nach dem Merit-Order-Modell gebildet. Hierbei werden alle Energiequellen auf Basis ihrer variablen Erzeugungskosten vom günstigsten bis zum teuersten Rang geordnet. Da erneuerbare Energien wie Wind und Solar kaum Grenzkosten haben, werden sie zuerst eingesetzt. Darauf folgen typischerweise Kernkraft-, Braunkohle-, Steinkohle- und Gaskraftwerke.
Der Markträumungspreis (auch Marktpreis genannt) wird bestimmt, an dem Punkt wo Angebot und Nachfrage aufeinander treffen. Der Preis gilt für alle ausgewählten Anbieter und stellt sicher, dass die Nachfrage insgesamt zu den geringsten Kosten gedeckt wird.
Sollte die Nachfrage steigen, verschiebt sich die Merit-Order nach oben. Das bedeutet, dass eine teurere Energiequelle den Markträumungspreis bestimmt und die Strompreise steigen. Bei hoher Einspeisung erneuerbarer Energien können günstigere Kraftwerke den Großteil der Last abdecken und so den Strompreis senken. Langfristig führt dieser Mechanismus dazu, dass teure fossile Energieträger vom Markt verdrängt werden, wodurch die Emissionen sinken und der Bedarf an Flexibilität in der erneuerbaren Stromerzeugung steigt.
Die unten stehende Grafik veranschaulicht das ganze:
- Die x-Achse zeigt die Erzeugungskapazität von den niedrigsten zu den höchsten Kosten.
- Die y-Achse stellt die variablen Kosten pro erzeugter Stromeinheit dar.
- Der Schnittpunkt von Nachfrage (Last) und Merit-Kurve legt den Markträumungspreis fest.
- Schwankt die Nachfrage, verschiebt sich der Schnittpunkt und führt zu entsprechenden Preisänderungen.
Das Merit-Order-Modell ist die Grundlage der Preisbildung und beeinflusst das Handelsverhalten auf den Day-Ahead-, Intraday- und Regelenergiemärkten, wo sich die Preise dynamischer entwickeln, um auf Echtzeitbedingungen reagieren zu können.
Marktteilnehmer
Marktteilnehmer
Wie zuvor erklärt, umfassen Energiegroßhandelsmärkte eine Vielzahl von Akteuren. Im Folgenden werfen wir einen Blick auf die wichtigsten Marktteilnehmer:
Erzeuger und Produzenten
Energieerzeuger oder Produzenten sind Unternehmen oder Einzelpersonen, die Strom produzieren. Sie umfassen alles von großen fossilen oder nuklearen Kraftwerken bis hin zu Wind- und Photovoltaikanlagen (PV). Auf dem Energiegroßhandelsmarkt bieten sie ihren erzeugten Strom zu Geboten an, die ihre Produktionskosten abdecken. Diese Gebote fließen anschließend in Mechanismen wie den Day-Ahead- oder Intraday-Markt ein, die wirnoch im Detail beleuchten werden.
Lieferanten und Energiehändler
Lieferanten kaufen den erzeugten Strom in großen Mengen auf dem Großhandelsmarkt und verkaufen ihn anschließend an Endkund:innen wie Haushalte, Unternehmen und Industriebetriebe weiter. Ihr Geschäftsmodell basiert darauf, Energie möglichst effizient einzukaufen und Risiken durch Absicherungsgeschäfte (Hedging-Verträge) zu steuern. Darüber hinaus bieten sie auch Zusatzleistungen wie nachhaltige Tarife oder variable Tarifmodelle für ihre Kundschaft an.
Marktbetreiber und Börsen
Unternehmen wie die EEX (European Energy Exchange) oder Nord Pool betreiben Handelsplattformen, auf denen standardisierte Verträge gekauft und verkauft werden. Somit ermöglichen sie Liquidität, Transparenz und eine effiziente Preisbildung. Diese Börsen decken in der Regel den Day-Ahead- und Intraday-Handel ab und bieten zusätzlich Termin- und Derivategeschäfte zu Absicherungszwecken an.
Direkthandel (Over-the-Counter, OTC)
Der Energiehandel findet nicht ausschließlich an Börsen statt. Im sogenannten Direkthandel (Over-the-Counter, OTC) schließen zwei Parteien – beispielsweise ein Produzent und ein industrieller Großverbraucher – direkt bilaterale Verträge über Volumen, Preis und Lieferzeitraum ab. Der Preis wird dabei zwischen den Parteien ausgehandelt statt durch einen zentralen Marktmechanismus festgelegt. OTC-Geschäfte bieten zwar erhöhte Flexibilität, allerdings auch weniger Transparenz und Liquidität als börsengehandelter Strom.
Übertragungsnetzbetreiber
Die Aufgabe der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNBs) ist es, ein sicheres und stabiles Netz zu gewährleisten. Zwar handeln sie selbst nicht mit Strom, greifen aber auf Regelenergiemärkte und Systemdienstleistungen zurück, um die Frequenz und Spannung des Netzes durch Angebot und Nachfrage zu steuern.
Bilanzkreisverantwortliche (Balancing Responsible Parties, BRPs)
Bilanzkreisverantwortliche tragen die finanzielle Verantwortung für die Balance zwischen Einspeisung und Verbrauch innerhalb ihres Bilanzkreises. Indem sie Energieprognosen erstellen, Einsätze planen und an Märkten handeln, steuern sie Ungleichgewichte und können eventuelle Abweichungen von geplanter und tatsächlicher Energiemenge gegenüber den ÜNBs ausgleichen.
Aggregatoren
Aggregatoren bündeln dezentrale Energieressourcen (Distributed Energy Resources, DERs) wie Ladepunkte für Elektroautos (EVs), Heimspeicher oder industrielle Verbrauchsanlagen in Portfolios, die groß genug sind, um am Großhandelsmarkt teilzunehmen. So ermöglichen sie Flexibilitätshandel auf Day-Ahead-, Intraday- oder Regelenergiemärkten, was für einzelne Verbraucher allein nicht möglich wäre.
Regulierungs- und Aufsichtsbehörden
Damit Märkte transparent und fair bleiben, überwachen in der EU Institutionen wie die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (Agency for the Cooperation of Energy Regulators, ACER) und nationale Regulierungsbehörden den Markt. Mit der EU-Strommarktreform 2024 erhielt ACER erweiterte Aufsichtsbefugnisse, insbesondere zur Überwachung des grenzüberschreitenden Handels und der Datentransparenz. Zusätzlich untersagt die REMIT (Regulation on Wholesale Energy Market Integrity and Transparency) -Verordnung Insiderhandel und Marktmanipulation auf Energiegroßhandelsmärkten.
Neue Rollen und digitale Tools
Mit dem rasanten Fortschritt digitaler Lösungen entstehen neue Rollen und Werkzeuge. Virtuelle Kraftwerke (Virtual Power Plants, VPPs) fassen mehrere kleinere Erzeuger erneuerbarer Energie zu einem gemeinsamen Marktteilnehmer zusammen und steigern Effizienz, während sie die Kosten minimieren. Außerdem kommen Multi-Agenten-Systeme (MAS) zunehmend in der Forschung zum Einsatz. Dabei handelt es sich um softwarebasierte „Agenten“, die reale Marktbedingungen simulieren. Sie können autonom bilaterale Verträge aushandeln oder Handelsstrategien in einem simulierten Marktumfeld modellieren.
Arten von Energiegroßhandelsmärkten
Der Energiegroßhandelsmarkt besteht aus verschiedenen Marktsegmenten. Dabei unterscheidet sich von Segment zu Segment, wann der Strom vor der Lieferung gehandelt wird und wie viel Flexibilität sie bieten. Zu den wichtigsten Marktarten gehören:
Day-Ahead-Markt (Vortagesmarkt)
Der Day-Ahead-Markt ist ein Terminmarkt für Strom und dient als zentrale Planungsplattform. Hier wird Energie für die Lieferung am Folgetag gehandelt. Hauptziel ist es, Preistransparenz zu schaffen und eine Planungsgrundlage für Erzeuger, Lieferanten und andere Marktteilnehmer bereitzustellen, damit sie ihre Erzeugungs- und Verbrauchsplanung einen Tag im Voraus abstimmen können.
Seit dem 1. Oktober 2025 wird Strom im Day-Ahead-Markt in 15-Minuten-Intervallen, anstatt stündlich gehandelt.
Intraday-Markt (Innerhalb-Tages-Markt)
Der Intraday-Markt ermöglicht es, Strom zu handeln und auch noch am selben Tag geliefert zu bekommen. Dadurch können Teilnehmende flexibel auf aktualisierte Prognosen oder unerwartete Änderungen bei Erzeugung und Nachfrage reagieren. Der Handel erfolgt kontinuierlich über den Intraday Continuous Market, der bis kurz vor der Lieferung geöffnet ist – in Deutschland beispielsweise bis fünf Minuten vor der Lieferung.
Neben dem kontinuierlichen Handel gibt es auch drei Intraday-Auktionen (IDA 1, IDA 2 und IDA 3), bei denen Strom zu festgelegten Zeiten über organisierte Auktionen gehandelt werden kann. Diese Mechanismen erlauben es den Bilanzkreisverantwortlichen, ihre Positionen präzise abzustimmen und das System in Echtzeit im Gleichgewicht zu halten.
Regelenergiemarkt (Balancing Market)
Der Regelenergiemarkt umfasst mehrere Systemdienstleistungsmärkte, die für Netzstabilität und Versorgungssicherheit sorgen. In Europa gehören dazu typischerweise:
- Primärregelleistung (Frequency Containment Reserve, FCR)
- Automatische Sekundärregelleistung (Automatic Frequency Restoration Reserve, aFRR)
- Manuelle Sekundärregelleistung (Manual Frequency Restoration Reserve, mFRR)
Über diese Märkte können Übertragungsnetzbetreiber flexibel einsetzbare Ressourcen wie Batteriespeicher, VPPS oder steuerbare Industrieanlagen aktivieren, Ungleichgewichte ausgleichen und Frequenzabweichungen im Netz korrigieren.
Terminmärkte (Forward and Futures Markets)
Die Terminmärkte erlauben es den Teilnehmern, Strom für einenin der Zukunft liegenden Zeitraum zu kaufen oder zu verkaufen. Dabei können sie für Wochen, Monate oder Jahre vorausplanen. Diese Verträge legen bereits heute einen Preis für die zukünftige Lieferung fest und schützen Käufer und Verkäufer vor unerwarteten Preisschwankungen.
Forward-Terminmärkte sind in der Regel außerbörsliche Vereinbarungen, die direkt zwischen zwei Parteien ausgehandelt werden. Sie können individuell an Volumen, Laufzeit oder Lieferbedingungen angepasst werden.
Future-Terminmärkte hingegen basieren auf standardisierten Verträgen, die an Börsen wie der EEX (European Energy Exchange) oder der ICE (Intercontinental Exchange) gehandelt werden. Sie bieten Transparenz, Liquidität und eine vereinfachte Abwicklung.
Beide Märkte sind entscheidend für langfristiges Risikomanagement. Produzenten können durch stabile Einnahmen die zukünftige Stromerzeugung sichern, während Energieversorger und Großverbraucher vor starken Preisschwankungen im Großhandel geschützt werden.
Mechanismen des Energiegroßhandesmarkts
Wie bereits erklärt, spielen Energiemärkte eine entscheidende Rolle bei der Koordinierung von Stromflüssen, der Aufrechterhaltung der Netzstabilität und dem Risikomanagement. Diese Koordination beruht auf verschiedenen Mechanismen, die über unterschiedliche Zeitrahmen hinweg wirken und so die Widerstandsfähigkeit des Systems sicherstellen. Das Zentrum dieses Prozesses bildet der gesamteuropäische Hybrid-Algorithmus zur Integration der Strommärkte (Euphemia). Euphemia fasst Millionen von Geboten und Angeboten von Marktteilnehmern zusammen und führt Handelstransaktionen im Rahmen des Single Day-Ahead Coupling (SDAC) durch. Dadurch entsteht ein einheitlicher Grenzzonen übergreifender Day-Ahead-Strommarkt, der die Liquidität erhöht, den Wettbewerb stärkt und die effiziente Nutzung von Erzeugungskapazitäten in ganz Europa verbessert.
Im September 2025 wurde Euphemia reformiert, um den Handel in 15-Minuten-Intervallen anstelle von stündlichen Intervallen zu unterstützen. Dadurch werden die Day-Ahead-Märkte dynamischer und besser auf kurzfristige Schwankungen in der Erzeugung und Nachfrage aus erneuerbaren Energien abgestimmt.
Durch die Integration dieser Mechanismen können Marktteilnehmer ihre Aktivitäten über verschiedene Zeitintervalle hinweg automatisieren und optimieren – von der Planung dezentraler Anlagen auf Basis von 15-Minuten-Preissignalen im Day-Ahead-Markt bis hin zur Bereitstellung von Flexibilität für Regelenergie und Redispatch. Die Euphemia-Reform hat die Bedeutung kurzfristiger Reaktionsfähigkeit weiter erhöht und macht digitale Energiemanagementsysteme unverzichtbar, um komplexe Marktsignale in konkrete betriebliche Entscheidungen zu übersetzen. Mithilfe intelligenter Prognosen, automatisierter Einsatzplanung und Echtzeit-Optimierung dezentraler Anlagen steigern diese Systeme die Gesamteffizienz und erschließen zusätzliche Wertschöpfungspotenziale durch Flexibilität.
Neben Euphemia und seiner Reform sorgen weitere europäische Mechanismen für eine effiziente Koordinierung und Stabilität der Systeme. Das Single Intraday Coupling, basierend auf dem XBID-Algorithmus, verbindet Intraday-Märkte mehrerer europäischer Länder und ermöglicht nahezu in Echtzeit grenzüberschreitenden Handel. Zur Bereitstellung von Regelenergie unterstützt die Plattform PICASSO (für automatische Sekundärregelleistung, aFRR) die Zusammenarbeit zwischen Übertragungsnetzbetreibern, um Reserven effizient über Regionen hinweg zu aktivieren. Gleichzeitig tragen Systemdienstleistungsmärkte wie die Primärregelleistung (Frequency Containment Reserve, FCR) und weitere Reserven zur Wiederherstellung von Frequenzen zur Stabilität des Netzes in Echtzeit bei. Bilaterale Vereinbarungen und Kapazitätsmechanismen bilden zusätzliche Sicherheitsebenen, um sicherzustellen, dass unter allen Bedingungen ausreichend Erzeugungsleistung und flexible Nachfrage zur Deckung des Strombedarfs verfügbar sind.
Zukunftsaussichten und Expert:innen Tipps
Die Energiegroßhandelsmärkte entwickeln sich weg von zentralen Strukturen hin zu flexiblen, durch Echtzeitdaten gesteuerten Ökosystemen. Mit der EU-Strommarktreform von 2024 und dem Euphemia-Upgrade diesen Jahres wurde die Grundlage für einen granularen, transparenteren und widerstandsfähigen Handel geschaffen. Dadurch wird die Integration erneuerbarer Energien erleichtert, langfristige Stabilität gefördert und Verbraucher:innen eine aktive Rolle im Energiesystem gegeben.
Bilaterale Verträge werden weiterhin ein zentrales Instrument zur Risikominimierung bleiben, während Energiebörsen für Liquidität und regulatorische Aufsicht im Rahmen von Vorgaben wie der REMIT-Verordnung sorgen. Die bedeutendste Veränderung liegt jedoch in der fortschreitenden Digitalisierung: Plattformen wandeln komplexe Dynamiken des Großhandelsmarkts in konkrete, umsetzbare Signale für dezentrale Energieressourcen um.
Wie Irene Guerra Gil, Energy Market Expert bei gridX, erklärt:
„Die nächste Phase der Marktentwicklung dreht sich nicht um schnelleren Handel, sondern darum, diese Geschwindigkeit in intelligente Aktionen zu übersetzen. Flexibilität, Automatisierung und digitale Koordination werden in den kommenden Jahren den entscheidenden Wettbewerbsvorteil ausmachen.“
Mit zunehmender Dynamik der Märkte werden jene Akteure erfolgreich sein, die Prognosen, Automatisierung und Marktteilnahme in großem Maßstab integrieren. Sie werden den entstehenden Flexibilitätswert optimal nutzen und gleichzeitig zu einem stabileren und nachhaltigeren Energiesystem der Zukunft beitragen.
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