Zum Abschluss seiner Sitzung vom 18. und 19. September beschloss der geldpolitische Ausschuss der Bank von Japan am Donnerstagmorgen, den Leitzins unverändert bei 0,50 Prozent zu belassen. Dies ist der höchste Stand seit 2008 und entspricht damit den Erwartungen der meisten globalen Märkte. Dies ist die fünfte Sitzung in Folge ohne Änderung der Geldpolitik.

Das Abstimmungsergebnis zeigte, dass sieben Mitglieder dafür waren, den kurzfristigen Zinssatz unverändert zu lassen, während zwei Mitglieder für eine Erhöhung um 25 Basispunkte stimmten.

•Diese Abstimmung ist „positiv“ für den japanischen Yen.

Die meisten Kryptowährungen stiegen am Donnerstag im Zuge einer Erholung der Risikobereitschaft nach der geldpolitischen Entscheidung der US-Notenbank.

Heute veröffentlichte Regierungsdaten zeigten, dass die Erstanträge auf Arbeitslosenunterstützung in den USA in der Woche bis zum 13. September um 33.000 auf 231.000 zurückgingen. Dies ist der stärkste wöchentliche Rückgang seit fast vier Jahren.

Die US-Notenbank Federal Reserve (Fed) kündigte am Mittwoch eine Zinssenkung um 25 Basispunkte an und senkte damit ihre Zielspanne von 4,50 Prozent auf 4,25 bis 4,00 Prozent. Dies war ein weithin erwarteter Schritt. Die Notenbank plant zudem zwei weitere Zinssenkungen bis Jahresende um insgesamt 50 Basispunkte.

Unterdessen verzeichneten die Ethereum Exchange Traded Funds (ETFs) am 16. September Nettoabflüsse in Höhe von 61,74 Millionen US-Dollar. Damit endete eine sechstägige Phase positiver Zuflüsse und ein Zeichen für ein schwindendes kurzfristiges Vertrauen der Anleger in den zweitgrößten digitalen Vermögenswert der Welt.

Laut Daten von SoSoValue wurden die Abflüsse vom ETHA-Fonds von BlackRock angeführt, der Rücknahmen in Höhe von 20,34 Millionen Dollar verzeichnete, während der FETH-Fonds von Fidelity sogar noch größere Abflüsse in Höhe von 48,15 Millionen Dollar verzeichnete.

Was den Handel betrifft, stieg Ethereum auf CoinMarketCap um 1,7 % auf 4.594 $ (Stand: 21:28 GMT).

Wenn wir an Tankstellen steigende und fallende Preise beobachten, haben wir meist eine ungefähre Vorstellung davon, was dahinter steckt. Oftmals hängen sie mit Schwankungen des Ölpreises zusammen, manchmal auch mit Problemen in Raffinerien, die die Benzinpreise selbst bei stabilen Ölpreisen in die Höhe treiben. In jedem Fall geben die meisten Menschen den Ölkonzernen die Schuld.

Die Strommärkte sind jedoch weitaus undurchsichtiger. Die Stromrechnungen stiegen diesen Sommer vielerorts sprunghaft an, doch die Erklärungen dafür variieren je nach Sprecher: Politiker machen Klimagesetze dafür verantwortlich, Energieversorger verweisen auf Infrastrukturverbesserungen und Analysten betonen die Volatilität der Erdgaspreise. Die Wahrheit ist jedoch weitaus komplexer als die Benzinversorgungskette. Die Strompreise werden von einer Reihe von Brennstofflieferanten, Stromerzeugern, Netzbetreibern, Regulierungsbehörden und Investoren bestimmt – und jeder von ihnen bringt seine eigenen Kosten, Anreize und Risiken mit sich.

In einem System, das auf Wettbewerb und Transparenz ausgelegt ist, bleibt die große Frage: Wer kontrolliert wirklich den Strompreis in den USA?

Eine mehrschichtige Preismaschine

Die Wahrheit ist, dass die Strompreise nicht von einer einzelnen Stelle festgelegt werden. Vielmehr sind sie das Ergebnis einer Kette von Ereignissen, bei denen die Kosten mehrere Ebenen durchlaufen, bevor sie auf Ihrer monatlichen Rechnung landen.

Kraftstofflieferanten – die unsichtbare Hand

Erdgas, Kohle, Uran und erneuerbare Energien bestimmen die Grundkosten der Stromerzeugung. Steigen die Gaspreise – wetterbedingt, geopolitisch oder aufgrund der Exportnachfrage –, folgen in der Regel auch die Strompreise. Selbst in Märkten mit hohem Anteil erneuerbarer Energien bestimmt Gas oft den Grenzpreis, der Angebot und Nachfrage ausgleicht.

Stromerzeuger – die Bieter

Unabhängige Erzeuger und energieversorgereigene Anlagen geben Gebote auf Großhandelsmärkten ab. Ihre Gebote berücksichtigen Kraftstoff, Wartung und erforderliche Erträge. In wettbewerbsintensiven Regionen hängen Überleben oder Untergang der Erzeuger von den Marktpreisen ab. In regulierten Staaten schützt die Kostenaufschlagskalkulation viele Anlagen vor direkten Marktschwankungen.

Netzbetreiber – die Marktingenieure

Regionale Übertragungsnetzbetreiber (RTOs) wie PJM, ERCOT und CAISO betreiben Day-Ahead- und Echtzeitmärkte. Sie verteilen den günstigsten Strom zuerst, bewältigen Engpässe und gewährleisten die Netzzuverlässigkeit. Ihre standortbezogenen Grenzpreisalgorithmen können die Preise bei Spitzennachfrage oder bei Engpässen in den Übertragungsleitungen in die Höhe treiben.

Versorgungsunternehmen – die Lieferebene

Versorgungsunternehmen kaufen Strom im Großhandel und liefern ihn an Haushalte und Unternehmen. In regulierten Staaten decken sie ihre Kosten durch Tarifverfahren vor den Regulierungsbehörden. In deregulierten Märkten agieren sie als Durchlaufvermittler mit eingeschränkten Möglichkeiten zur Preiserhöhung.

Regulierungsbehörden – die Torwächter

Die staatlichen Versorgungskommissionen genehmigen Tarife, Kapitalrückgewinnungspläne und zulässige Renditen. Sie können Preissteigerungen zwar verlangsamen, verhindern sie aber selten vollständig, wenn sie an Brennstoff- oder Infrastrukturkosten gekoppelt sind. Auf Bundesebene überwacht die Federal Energy Regulatory Commission (FERC) die zwischenstaatlichen Übertragungs- und Großhandelsmarktregeln.

Investoren – die verborgenen Akteure

Aktionäre erwarten stetige Erträge und planbare Dividenden. Ihr Druck beeinflusst die Kapitalallokation, die Preisgestaltung und die Projektauswahl. Oftmals lenken sie die Versorgungsunternehmen in Richtung großer, kapitalintensiver Projekte, die eine Kostendeckung garantieren, selbst wenn es günstigere Lösungen gibt.

Warum die Preise schwanken

Die Strompreise sind bekanntermaßen volatil, und die Gründe dafür gehen über die saisonale Nachfrage hinaus:

Treibstoffkosten: Erdgas stellt in den meisten US-Märkten immer noch den Grenzpreis dar. Ein Kälteeinbruch in Neuengland oder eine Hitzewelle in Texas können die Preise innerhalb weniger Stunden in die Höhe schnellen lassen.

Wetter: Extreme Bedingungen bringen das Netz häufiger an seine Grenzen. Bei ERCOT können Knappheitspreismechanismen selbst bei kurzzeitigen Versorgungsengpässen massive Spitzen auslösen.

Infrastrukturengpässe: Überlastete Übertragungsleitungen und schwache regionale Verbindungen isolieren die Märkte. Staugebühren können die lokalen Preise erhöhen, selbst wenn anderswo reichlich Strom erzeugt wird.

Politikgestaltung: Kapazitätsmärkte, CO2-Preise und Vorgaben für erneuerbare Energien beeinflussen die Angebote der Produzenten und die Kostendeckung der Versorgungsunternehmen. Maßnahmen zur Beschleunigung der Dekarbonisierung können die kurzfristigen Kosten erhöhen, bevor sie langfristige Einsparungen bringen.

Marktstruktur: Vertikal integrierte Versorgungsunternehmen bieten stabilere Preise, aber es fehlt ihnen an Wettbewerb. Deregulierte Einzelhandelsmärkte bieten zwar Auswahl, setzen die Verbraucher aber der Volatilität des Großhandelsmarktes aus, oft ohne wirksame Absicherung.

Lehren aus verschiedenen Märkten

In Krisenzeiten offenbaren die Strommärkte ihren wahren Charakter. Drei Beispiele zeigen, wie unterschiedlich die Ausgestaltung und die Abhängigkeit vom Brennstoff zu völlig unterschiedlichen Ergebnissen führen:

Texas (ERCOT): Knappheitspreise im Zuge der Deregulierung

Der Wintersturm Uri im Jahr 2021 offenbarte die Schwachstellen von ERCOT. Mit minimalen Verbindungen zu anderen Bundesstaaten und einem fehlenden Kapazitätsmarkt setzte ERCOT auf Knappheitspreise, um die Stromerzeugung am Laufen zu halten. Die Großhandelspreise stiegen auf 9.000 Dollar pro MWh, was Dutzende von Einzelhändlern in den Bankrott trieb und die Verbraucher mit rückwirkenden Rechnungen belastete. Eigentümer flexibler Anlagen erzielten enorme Gewinne. Die Gesetzgeber haben seitdem über Reformen debattiert, doch der zentrale Kompromiss zwischen Marktfreiheit und Zuverlässigkeit bleibt bestehen.

Kalifornien (CAISO): Erneuerbare Energien, Waldbrände und Risiken

Kaliforniens aggressiver Ausbau erneuerbarer Energien hat eine einzigartige Dynamik geschaffen. Mittagsüberschüsse aus Solarstrom drücken die Großhandelspreise ins Negative, nur um abends wieder in die Höhe zu schnellen. Hinzu kommen die Haftungen für Waldbrände – wie die Insolvenz von PG&E im Jahr 2019 deutlich machte –, und die Einzelhandelspreise gehören zu den höchsten des Landes. Zeitabhängige Preisgestaltung und Demand-Response-Programme zielen darauf ab, Spitzen abzufedern, doch die Volatilität bleibt bestehen. Investoren sehen Innovationsmöglichkeiten, allerdings mit hohen regulatorischen und klimatischen Risiken.

Neuengland (ISO-NE): Gasknappheit und Spitzen im Winter

Trotz fortschrittlicher Energiepolitik ist Neuengland im Winter stark auf Erdgas angewiesen. Begrenzte Pipelines zwingen zur Abhängigkeit von importiertem Flüssigerdgas zu Weltmarktpreisen, die bei Kälteeinbrüchen stark ansteigen können. Kapazitätsmärkte bieten zwar einen gewissen Puffer, dennoch kommt es weiterhin zu Preisschocks. Im Januar 2022 überstiegen die Großhandelspreise trotz ausreichender Erzeugungskapazitäten die Marke von 200 US-Dollar pro MWh – was unterstreicht, dass die Brennstofflogistik und nicht die Erzeugung die entscheidende Hürde sein kann.

Gewinner und Verlierer

Bei der Preisgestaltung für Strom geht es nicht nur um die Kostendeckung, sondern auch um eine Wertübertragung zwischen den Akteuren.

Gewinner:

Versorgungsunternehmen: In regulierten Staaten erzielen sie garantierte Renditen auf Kapitalprojekte – seien es Netzaufrüstungen, Übertragungserweiterungen oder intelligente Zähler.

Unabhängige Produzenten: Flexible Gaskraftwerke und Batteriespeicher profitieren massiv von der Volatilität.

Infrastrukturinvestoren: Von Pensionsfonds bis hin zu Private Equity erzielen sie stetige, oft inflationsgebundene Renditen aus Übertragungsleitungen und erneuerbaren Energien – finanziert von Verbrauchern, die möglicherweise nicht wissen, wohin ihr Geld fließt.

Verlierer:

Verbraucher: Haushalte tragen die Hauptlast der Volatilität. Ihnen fehlen Absicherungsmöglichkeiten, wodurch sie anfällig für Energie- und politische Schocks sind. Große Industrieunternehmen kommen mit eigener Erzeugung, Laststeuerung und langfristigen Verträgen besser zurecht.

Die Politik muss ein Gleichgewicht zwischen Bezahlbarkeit, Zuverlässigkeit und Dekarbonisierung finden. Wenn Reformen ins Stocken geraten oder die Infrastruktur schwächelt, zahlt sie den politischen Preis.

Die Illusion der Kontrolle

Man könnte meinen, die Strompreise spiegelten lediglich Angebot und Nachfrage wider. Doch die Realität ist weitaus komplexer und koordinierter. Von den Brennstoffmärkten bis zu den Regulierungsbehörden ist das System vielschichtig und komplex. Verbraucher glauben, für Strom zu bezahlen, finanzieren aber gleichzeitig auch Infrastrukturprojekte, politische Ziele und die Rendite von Investoren.

Für Anleger ist die Lektion klar: Gewinner sind diejenigen, die den „Tanz“ verstehen – Anlagen mit garantierter Kostendeckung erkennen, regulatorische Veränderungen antizipieren und sich gegen Volatilität absichern. Für alle anderen bleibt der Strompreis ein bewegliches Ziel.

Strompreise werden nicht verordnet. Sie werden ausgehandelt. Und viele Parteien sitzen mit am Tisch.

Die Kupferpreise fielen während des Handels am Donnerstag und setzten damit die Verluste fort, die an der Shanghai Futures Exchange begonnen hatten, wo sie aufgrund des gestiegenen Angebots aus China, dem weltgrößten Kupferverbraucher, ihren niedrigsten Stand seit mehr als einer Woche verzeichneten.

Der aktivste Kupferkontrakt an der Shanghai Futures Exchange fiel unter die wichtige psychologische Marke von 80.000 Yuan (11.256,51 US-Dollar) pro Tonne und fiel um 1,35 Prozent auf 79.600 Yuan pro Tonne, wie Reuters berichtete.

Während der Sitzung am Donnerstag fielen die aktivsten Kupfer-Futures an der London Metal Exchange um 0,4 Prozent auf 9.960,50 Dollar pro Tonne, nachdem sie am Mittwoch mit 9.925 Dollar ein Zweiwochentief erreicht hatten.

Dies geschah, nachdem offizielle Daten zeigten, dass Chinas Produktion von raffiniertem Kupfer im August im Vergleich zum Vorjahr um 15 % gestiegen war und sich damit seinem Allzeithoch näherte.

Unterdessen stieg der US-Dollarindex um 0,6 % auf 97,4 Punkte um 15:28 GMT, nachdem er einen Höchststand von 97,6 Punkten und einen Tiefststand von 96,8 Punkten erreicht hatte.

Was den US-Handel betrifft, fielen die Kupfer-Futures für Dezember um 0,8 % auf 4,59 USD pro Pfund (Stand: 15:18 GMT).