Market Insights: Fuel Switching und Clean Spark Spread – Was TTF bei 50 EUR/MWh für die Merit Order bedeutet
Die europäischen Energiemärkte befinden sich in einer Phase außergewöhnlicher Anspannung. Getrieben durch die anhaltende Blockade der Straße von Hormus, katarische Force-Majeure-Erklärungen für LNG-Lieferverträge und einen europäischen Gasspeicherstand von rund 28,5 %, notiert der TTF-Frontmonat derzeit bei knapp 50 EUR/MWh. Damit nähert sich der Markt einem Schwellenwert, der für die gesamte europäische Stromerzeugungsstruktur von fundamentaler Bedeutung ist: der sogenannten Fuel-Switching-Unelastizitätsgrenze. Wer diese Mechanik versteht, kann seine Energiebeschaffungsstrategie rechtzeitig anpassen.
Das Prinzip des Fuel Switching in der Merit Order
„Fuel Switching“ bezeichnet den ökonomisch motivierten Wechsel zwischen Brennstoffen bei der Stromerzeugung – in Europa primär die Konkurrenz zwischen Erdgas- und Steinkohlekraftwerken. Die Einsatzreihenfolge der Kraftwerke, die sogenannte „Merit Order“, wird von den kurzfristigen Grenzkosten (Short Run Marginal Costs, SRMC) bestimmt. Jede Anlage wird nur dann eingesetzt, wenn ihre SRMC unter dem aktuellen Börsenstrompreis liegen – sie befindet sich dann „in the money“.
Steigen die Gaspreise am TTF, erhöhen sich die SRMC der Gaskraftwerke überproportional. Ein durchschnittliches Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk (GuD) mit einem Wirkungsgrad von rund 50 % weist dabei eine entscheidende Hebelwirkung auf: Jede Gaspreisänderung von 10 % schlägt mit bis zu 20 % auf die Stromgestehungskosten durch. Steinkohlekraftwerke hingegen – mit einem Wirkungsgrad von 35 bis 42 % – profitieren relativ, solange die API-2-Kohlepreise nicht im gleichen Tempo steigen. Das Ergebnis ist eine Verschiebung der Merit Order: Kohle verdrängt Gas aus der preissetzenden Position.
SRMC-Kalkulation: Gas versus Kohle im aktuellen Marktumfeld
Die SRMC eines Gaskraftwerks setzen sich aus den Brennstoffkosten (TTF-Preis dividiert durch den Wirkungsgrad) und den CO2-Kosten für die emittierten Mengen zusammen. Mit TTF bei rund 50 EUR/MWh und einem GuD-Wirkungsgrad von 50 % ergeben sich allein aus dem Brennstoff Gestehungskosten von ca. 100 EUR/MWh elektrisch – noch vor Berücksichtigung der CO2-Komponente. Ein Gaskraftwerk emittiert rund 0,37 bis 0,40 t CO2 pro erzeugter MWh Strom.
Ein Steinkohlekraftwerk mit einem Wirkungsgrad von 40 % und einem API-2-Preis von rund 160 USD/t weist Brennstoffkosten von ca. 44 bis 48 EUR/MWh elektrisch auf – deutlich niedriger als Gas. Die CO2-Intensität ist jedoch erheblich höher: zwischen 0,75 und 0,90 t CO2 pro MWh. Bei EUA-Preisen um 70 bis 80 EUR/t entstehen so CO2-Kosten von 52 bis 72 EUR/MWh elektrisch. Das Zusammenspiel von TTF, API-2 und EUA entscheidet letztlich darüber, welcher Brennstoff in der Merit Order vorne liegt – und damit über den Börsenstrompreis.
Die kritische 64-Euro-Schwelle und die Grenzen der Marktdämpfung
Ein für Energiebeschaffungsverantwortliche besonders relevantes Konzept ist die Unelastizitätsgrenze des Fuel Switchings. Marktanalysen verorten diese Schwelle bei einem TTF-Preis von rund 64 EUR/MWh. Unterhalb dieser Marke kann ein weiterer Gaspreisanstieg durch den Wechsel zur Kohle teilweise abgefedert werden: Kohlekraftwerke übernehmen die preissetzende Rolle in der Merit Order, und der resultierende Strompreisanstieg fällt moderater aus.
Jenseits von 64 EUR/MWh ist das Potenzial für weiteres Fuel Switching weitgehend ausgeschöpft. Die verfügbaren Kohlekapazitäten in Europa sind begrenzt; ab diesem Punkt wird jede weitere Gaspreissteigerung nahezu ungefiltert in den Terminmarkt und in weiterer Folge an die Endverbraucher weitergegeben. Die Angebotskurve wird vertikal – der Markt verliert seinen dämpfenden Selbstregulierungsmechanismus. Mit TTF aktuell bei knapp 50 EUR/MWh beträgt der Abstand zu diesem kritischen Niveau lediglich rund 14 EUR/MWh. Ausschöpfbar. Schnell.
Clean Spark Spread und Dark Spread als Frühwarnindikatoren
Professionelle Energiebeschaffer und Marktteilnehmer verwenden den „Clean Spark Spread“ (CSS) und den „Clean Dark Spread“ (CDS) als Frühindikatoren für Merit-Order-Verschiebungen. Der CSS misst die Marge eines Gaskraftwerks: Er ergibt sich aus dem Börsenstrompreis abzüglich der Gaskosten (normiert auf den Wirkungsgrad) und der CO2-Kosten. Ein negativer CSS zeigt an, dass Gaskraftwerke unter den aktuellen Marktbedingungen nicht profitabel betrieben werden können – ein klares Signal für den wirtschaftlichen Druck zur Fuel-Switch-Umkehr.
Der CDS stellt die analoge Marge für Steinkohlekraftwerke dar. Ein positiver und steigender CDS bei gleichzeitig negativem oder sinkendem CSS ist der klarste Hinweis auf eine aktive Verschiebung der Merit Order zugunsten der Kohle. Dieser Indikatorenvergleich sollte fester Bestandteil Ihres wöchentlichen Marktmonitorings sein, insbesondere in einem Umfeld, in dem politische Nachrichten innerhalb von Minuten zweistellige Preisbewegungen auslösen können.
EUA-Preise: Verstärker und politische Variable
Das Emissionshandelssystem (EU-ETS) ist untrennbar mit der Fuel-Switching-Logik verknüpft. Da Kohle rund doppelt so viel CO2 emittiert wie Erdgas, steigt mit jedem Fuel Switch zur Kohle die Nachfrage nach EU-Emissionsberechtigungen (EUAs). Die theoretische Kausallogik lautet: steigende Gaspreise führen zu mehr Kohleverstromung, dies erhöht die CO2-Nachfrage, was wiederum den EUA-Preis treibt.
Derzeit beobachten Marktteilnehmer jedoch eine Entkopplung: EUAs zeigen trotz steigender Gaspreise keine entsprechend positive Preisentwicklung. Der Grund liegt im politischen Umfeld. Die EU-Kommission plant im Rahmen des „Competitiveness Compass“ mit einem EUA-Preispfad von rund 75 EUR/t als Zielwert für Investitionsanreize. Die Marktstabilitätsreserve (MSR) steht zudem vor einem Review, dessen Ergebnisse für Mitte des Jahres erwartet werden. Für Ihre Beschaffungsplanung bedeutet das: EUAs sind derzeit stärker von politischen Signalen als von fundamentalen Brennstoffdaten getrieben – ein Risiko, das in Szenarien eingepreist werden sollte.
Konsequenzen für Ihre Energiebeschaffungsstrategie
Die aktuelle Marktlage erfordert eine differenzierte und vorausschauende Beschaffungsstrategie. Drei Handlungsfelder stehen im Vordergrund.
Erstens empfiehlt sich ein kontinuierliches SRMC-Monitoring. Entscheidend ist dabei nicht nur der absolute TTF-Preis, sondern die relative Entwicklung im Vergleich zu API-2 und EUAs. Weitet sich die SRMC-Lücke zwischen Kohle und Gas, deutet das auf eine bevorstehende Merit-Order-Verschiebung hin – mit direkten Auswirkungen auf Ihre Energiebezugspreise im Spotmarkt und auf die Bewertung offener Terminpositionen.
Zweitens bietet die aktuelle Phase – TTF noch unter 64 EUR/MWh, Terminmarkt mit steilen Forward-Curves – Einstiegsmöglichkeiten für strategisches Hedging. Der Cal 27 notiert bereits auf Niveaus, die eine schrittweise Absicherung rechtfertigen. „Frontloading“ – also die vorzeitige Fixierung eines höheren Anteils des Jahresbedarfs – kann in Hochvolatilitätsphasen die Planbarkeit der Energiekosten erheblich verbessern.
Drittens sollten Deeskalationsszenarien aktiv in die Beschaffungsplanung einbezogen werden. Kommt es zu einer diplomatischen Einigung hinsichtlich der Straße von Hormus oder zu einem Waffenstillstand am Wochenende, ist am Montagmorgen mit einem Preisrückgang zu rechnen. Solche Preisrücksetzer sind strategische Einstiegsfenster für mittelfristige Hedging-Positionen in Cal 26 und Cal 27. Langfristig, flexibel, strukturiert.
Ausblick: Zwischen Elastizitätsgrenze und struktureller Angespanntheit
Der europäische Energiemarkt steht an einem kritischen Punkt. Der niedrige Gasspeicherstand von rund 28,5 % erzeugt strukturellen Aufwärtsdruck auf die Beschaffungspreise für das gesamte Sommer- und Winterhalbjahr. Das Fuel-Switching-Potenzial begrenzt diesen Anstieg – vorerst. Sobald TTF die 64-Euro-Marke nachhaltig übersteigt, verliert dieser Dämpfungsmechanismus seine Wirksamkeit, und der Markt reagiert mit deutlich höherer Hebelwirkung auf jede weitere Angebotsstörung.
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