China eröffnet regionalen Strommarkt im Süden für fünf Provinzen und autonome Regionen

Ein gemeinsamer Strommarkt für Südchina

Chinas erster regionaler Strommarkt hat in Guangdong, Guangxi, Yunnan, Guizhou und Hainan den regulären Betrieb aufgenommen. Mehr als 290.000 registrierte Teilnehmer handeln nun in einem gemeinsamen System, in dem die Spotpreise alle 15 Minuten aktualisiert werden.

Der südliche regionale Strommarkt ermöglicht es Stromerzeugern und gewerblichen Verbrauchern in den fünf Provinzen und autonomen Regionen, nach einheitlichen Regeln zu handeln. Wasserkraft, Kohleverstromung, Wind- und Solarenergie konkurrieren auf demselben Markt; die Preise reagieren auf Angebot und Nachfrage.

Der Umfang ist bereits beträchtlich. Während des Probebetriebs entsprach die in den ersten neun Monaten des Jahres 2025 gehandelte Strommenge etwa 70 Prozent des gesamten Stromverbrauchs der fünf Gebiete. Diese Zahl beschreibt das Handelsvolumen am Markt. Das übergeordnete Ziel ist, den Kauf, Verkauf und Transport von Strom über Provinzgrenzen hinweg zu erleichtern.

Für Unternehmen erweitert sich dadurch der Zugang zu Stromlieferanten über die eigene Provinz hinaus. Erzeuger können einen größeren Kreis potenzieller Kunden erreichen. Die Strompreise für Haushalte werden weiterhin vom Staat festgelegt und bleiben von Schwankungen am Spotmarkt unberührt.

Der reguläre Betrieb folgt auf den Beginn kontinuierlicher Abrechnungstests am 28. Juni 2025 in Guangzhou. Dabei wurde das Handelssystem über einen längeren Zeitraum erprobt, in dem Transaktionen erfasst und abgerechnet wurden. Das war ein wichtiger Schritt vor dem regulären Betrieb.

Was ändert sich, wenn die Preise alle 15 Minuten aktualisiert werden?

Auf einem Spotmarkt für Strom wird das verfügbare Angebot mit der Nachfrage zu einem Zeitpunkt abgeglichen, der nahe am tatsächlichen Verbrauch liegt. Werden die Preise alle 15 Minuten aktualisiert, kann der Markt auf Veränderungen reagieren, etwa wenn Fabriken ihre Produktion steigern, die Solarstromerzeugung am Abend zurückgeht oder stärkere Winde die Stromerzeugung erhöhen.

Strom unterscheidet sich von vielen anderen Gütern, denn Erzeugung und Verbrauch müssen im gesamten Netz genau aufeinander abgestimmt sein. Marktpreise signalisieren, wann reichlich Strom verfügbar ist und wann das Angebot knapper wird. Die Netzbetreiber müssen das System weiterhin innerhalb seiner technischen Grenzen stabil halten.

Eine Fabrik kann ihre Beschaffungsentscheidungen nun in einem regionalen Rahmen treffen, statt sich auf einen Markt zu verlassen, der vor allem durch die Grenzen ihrer Provinz geprägt ist. Ein Erzeuger kann um Nachfrage aus einem größeren Gebiet konkurrieren. Wie viel ein Unternehmen letztlich zahlt, hängt von seinen Beschaffungsvereinbarungen und den Marktbedingungen ab.

Niedrigere Beschaffungskosten sind ein möglicher Vorteil des stärkeren Wettbewerbs, aber kein feststehendes Ergebnis für jedes Unternehmen. Bei knappem Angebot können die Preise steigen, bei größerer Stromerzeugung sinken sie. Die unmittelbare Veränderung besteht in einer größeren Auswahl an Handelspartnern, die gemeinsamen Regeln unterliegen.

Warum Provinzgrenzen eine Rolle spielten

Guangdong, Guangxi, Yunnan, Guizhou und Hainan hatten zuvor unterschiedliche Regeln für ihre jeweiligen Strommärkte. Diese Unterschiede schränkten den Handel und die grenzüberschreitende Verteilung von Strom ein, selbst wenn verfügbare Energie aus einer Region die Nachfrage in einer anderen hätte decken können.

Das konnte praktische und kostspielige Folgen haben. Erneuerbare Energieerzeuger hatten möglicherweise Schwierigkeiten, überschüssigen Strom andernorts abzusetzen, während Unternehmen in einer anderen Provinz höhere Beschaffungskosten oder eine unzureichende Versorgung hinnehmen mussten. Ein größerer Markt bietet Käufern und Verkäufern mehr Möglichkeiten, zusammenzufinden.

Wasserkraft aus dem Südwesten kann die Nachfrage in der Greater Bay Area Guangdong-Hongkong-Macao bedienen. Auch Wind- und Solarstromerzeuger erhalten Zugang zu einem größeren Gebiet, in dem ihre Energie verbraucht werden kann. Dadurch begrenzt die Nachfrage in der jeweiligen Provinz ihre Absatzmöglichkeiten weniger stark.

Die Übertragungskapazitäten bleiben dennoch entscheidend. Strom benötigt freie Kapazitäten auf den Leitungen, um die Käufer zu erreichen. Zu den Vorbereitungen für den regionalen Markt gehörten daher auch Maßnahmen zum Umgang mit Engpässen zwischen Provinzen. Gemeinsame Handelsregeln müssen mit der Möglichkeit einhergehen, den Strom tatsächlich zu liefern.

Erneuerbare Energien erreichen mehr Kunden

Die Nutzungsquote erneuerbarer Energie in der Region lag laut den Angaben zur Aufnahme des regulären Betriebs weiterhin bei über 95 Prozent und damit über dem nationalen Durchschnitt. Vereinfacht gesagt misst diese Kennzahl, wie viel der verfügbaren erneuerbaren Energie tatsächlich genutzt und nicht abgeregelt oder zurückgehalten wird.

Für den nationalen Vergleich wurde keine genaue Prozentzahl genannt. Die regionale Kennzahl ist außerdem nicht mit dem Handelswert von 70 Prozent gleichzusetzen: Die eine betrifft die Nutzung erneuerbarer Energie, die andere setzt das Handelsvolumen am Markt ins Verhältnis zum gesamten Stromverbrauch.

Wind und Sonneneinstrahlung schwanken je nach Ort und Zeit. Ein größeres Handelsgebiet bietet Erzeugern mehr Möglichkeiten, Abnehmer zu finden, wenn die lokale Nachfrage nicht ausreicht. Wasserkraft ergänzt das Angebot um eine weitere Stromquelle, deren Verfügbarkeit sich je nach Wasserstand und Jahreszeit verändert.

Auch Kohleverstromung nimmt am regionalen Markt teil. Werden diese Quellen in einem gemeinsamen Handelsrahmen zusammengeführt, konkurriert Strom aus verschiedenen Technologien um die Nachfrage. Dabei muss das System auf wechselnde Wetterbedingungen, Wasserverfügbarkeit und Verbrauch eingestellt sein.

Wer kann teilnehmen?

Zu den mehr als 290.000 registrierten Teilnehmern gehören Stromerzeuger, Stromhändler, Stromverbraucher, neue Formen der Energiespeicherung und virtuelle Kraftwerke. Die Zahl umfasst somit verschiedene Arten von Marktteilnehmern und nicht nur Erzeuger.

Stromhändler kaufen Energie und organisieren die Versorgung ihrer Kunden. Speicheranlagen können Strom zu einem Zeitpunkt aufnehmen und später wieder abgeben. Ihre wirtschaftlichen Chancen hängen teilweise von den Preisunterschieden zwischen diesen Zeiträumen ab.

Ein virtuelles Kraftwerk koordiniert mehrere kleinere Anlagen und Ressourcen über ein gemeinsames Steuerungssystem. Dazu können dezentrale Erzeugungsanlagen, Batterien oder flexibel anpassbare Stromnachfrage gehören. Durch ihre Koordination kann ein Betreiber dem Markt eine Dienstleistung anbieten, die einzelne kleine Anlagen allein möglicherweise nicht erbringen könnten.

Es wird erwartet, dass virtuelle Kraftwerke und neue Speicherunternehmen ihre Teilnahme mit der Weiterentwicklung des Marktes ausbauen. Mit der Mitteilung zur Aufnahme des regulären Betriebs wurde kein genauer Zeitplan dafür bekannt gegeben. Ihre Einbeziehung erweitert den Markt über die traditionelle Beziehung zwischen großen Kraftwerken und Stromabnehmern hinaus.

Der Weg zum regulären Betrieb

Die Mitteilung vom 4. Juli der Nationalen Energiebehörde beschreibt drei Jahre Probebetrieb und zwölf Belastungstestrunden mit einem breiten Spektrum an Betriebsbedingungen, bevor die kontinuierlichen Abrechnungstests begannen.

Die Abrechnungstests wurden von zwei Tagen auf einen ganzen Monat ausgeweitet. Sie umfassten sowohl die Trocken- als auch die Hochwasserzeit sowie Phasen mit reichlichem und vergleichsweise knappem Stromangebot. Bei der Abrechnung wird berechnet, welche Beträge den einzelnen Teilnehmern nach Erfassung ihrer Transaktionen und des tatsächlichen Stromverbrauchs gutgeschrieben oder in Rechnung gestellt werden.

Die Entwicklung erstreckt sich zudem über einen längeren Zeitraum der Regelsetzung und nationalen Reformen. Zu den wichtigsten Schritten gehören:

• 2015: Das Zentralkomitee der Kommunistischen Partei Chinas und der Staatsrat verabschiedeten eine neue Runde von Maßnahmen zur Strommarktreform.
• 2022 bis Juli 2023: Aufsichtsbehörden und Marktinstitutionen veröffentlichten Dokumente mit Vorschlägen zur Gestaltung des südlichen Regionalmarkts.
• 15. Dezember 2023: Das Regulatory Assistance Project veröffentlichte eine Bewertung dieses Gestaltungsvorschlags.
• 28. Juni 2025: In Guangzhou begann der kontinuierliche Abrechnungstestbetrieb in den fünf beteiligten Gebieten.
• 1. Juli 2025: Die Nationale Entwicklungs- und Reformkommission genehmigte einen Mechanismus für den regelmäßigen Stromhandel zwischen Netzbetriebsgebieten.
• 24. Oktober 2025: Einer begleitenden Mitteilung zur Aufnahme des regulären Betriebs zufolge waren mehr als 290.000 Marktteilnehmer registriert.

Bei den Tests wurde der gesamte Transaktionsprozess geprüft: Marktdesign, Handelsausführung, Messung, Abrechnung und Risikokontrollen. Jede dieser Stufen muss zuverlässig funktionieren, damit angenommene Handelsgeschäfte zu tatsächlich geliefertem Strom und korrekten Rechnungen führen.

Gemeinsame Regeln erfordern gemeinsame Aufsicht

Die südliche Energieaufsichtsbehörde entwickelte einen Rahmen mit der Bezeichnung „1+N+5X“, der nationale Vorgaben, einen einheitlichen regionalen Rahmen und detaillierte Betriebsregeln miteinander verbindet. Ziel ist es, den Teilnehmern in allen fünf Gebieten eine gemeinsame Grundlage für den Handel zu bieten.

Die Nationale Energiebehörde beschreibt außerdem die Einführung regionaler Regeln für wichtige Marktparameter. Dabei handelt es sich um Einstellungen, die für den Betrieb eines Marktes erforderlich sind. Die neuen Regelungen legen fest, welche Parameter auf regionaler oder Provinzebene angesiedelt sind, und bestimmen die Verfahren für ihre Änderung.

Im Verwaltungsausschuss des ersten regionalen Strommarkts Chinas sind Erzeuger, Händler, Stromverbraucher und Speicheranbieter vertreten. Eine gesonderte Koordinierungsstruktur verknüpft Regierung, Netzbetreiber, Marktteilnehmer und Betriebsinstitutionen.

Behörden und Marktinstitutionen arbeiteten zudem gemeinsam an zwölf Themen, darunter die Beteiligung großer Wasserkraftwerke, die Öffnung vorrangiger Stromerzeugung für den Handel und der Umgang mit Engpässen zwischen Provinzen. Bei all diesen Fragen geht es darum, wie Handelsentscheidungen mit dem Betrieb eines großen Stromsystems in Einklang gebracht werden.

Was eine frühere Bewertung des Marktdesigns ergab

Die am 15. Dezember 2023 veröffentlichte Bewertung des Regionalmarkts des Regulatory Assistance Project untersuchte Regelvorschläge, die von 2022 bis Juli 2023 veröffentlicht worden waren. Die Autoren waren Fredrich (Fritz) Kahrl und Jingying „Jing“ Chen.

Die untersuchten Dokumente stammten vom südlichen Regionalbüro der Nationalen Energiebehörde, vom Leitstellenzentrum des China Southern Grid und von der Guangzhouer Strombörse. Die Bewertung bezeichnete die Regeln als wichtigen ersten Schritt hin zu einem umfassenden regionalen Strommarkt.

Kahrl und Chen benannten Bereiche, die präzisiert werden müssten, sowie mögliche Probleme beim Marktdesign und schlugen Verbesserungen vor. Ihre Bewertung bezog sich auf die Regelvorschläge in der damaligen Entwicklungsphase. Die späteren Versuche erweiterten die Erprobung der Funktionsweise des Marktes in der Praxis.

Der spätere Bericht der Regierung legt besonderes Augenmerk auf das Management von Parametern, Engpässe, Abrechnung und Risikokontrollen. Diese Einzelheiten zeigen, warum für die Aufnahme des Betriebs mehr nötig war, als Käufer und Verkäufer auf einer gemeinsamen Plattform zusammenzubringen. Die Teilnehmer benötigten auch Verfahren für den Marktbetrieb und für den Umgang mit konkurrierenden Anforderungen an das Stromnetz.

Wie der Handel im Süden an einen nationalen Markt anknüpft

Die fünf beteiligten Gebiete gehören zum Versorgungsgebiet des China Southern Grid. Die Integration ihrer Strommärkte ist Teil einer umfassenderen nationalen Initiative, zu der auch der Handel zwischen den Netzbetriebsgebieten des China Southern Grid und des State Grid gehört.

Eine Bewertung des nationalen Marktes vom 12. August 2025 beschreibt die Genehmigung des Plans für einen normalisierten Stromhandelsmechanismus zwischen Netzbetriebsgebieten durch die Nationale Entwicklungs- und Reformkommission am 1. Juli.

Der Plan ermöglicht Stromverbrauchern die Teilnahme an Transaktionen zwischen Netzbetriebsgebieten durch mittel- und langfristige Verträge, Spotgeschäfte und den Handel mit Ökostrom. Langfristigere Verträge regeln den Einkauf mit größerem Vorlauf, Spotgeschäfte orientieren sich an den näheren Lieferbedingungen und beim Ökostromhandel geht es um Strom aus erneuerbaren Quellen.

Die Kommission setzte das Ende des Jahres 2025 als Ziel dafür fest, dass State Grid und China Southern Grid die Marktregeln und Handelsprodukte weiter vereinheitlichen, damit regelmäßig zwischen ihren Netzbetriebsgebieten gehandelt werden kann. Die Öffnung des südlichen Marktes liefert Erfahrungen bei der Koordinierung mehrerer Provinzmärkte im Rahmen dieser umfassenderen Initiative.

Für Stromverbraucher und Erzeuger besteht die konkrete Veränderung im Zugang zu einem größeren Markt mit gemeinsamen Regeln und Preisen, die häufig auf Angebot und Nachfrage reagieren. Im nächsten Schritt muss dieser Zugang für alle Teilnehmer und Technologien sowie über Netzgrenzen hinweg zuverlässig funktionieren, ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden.

Die wichtigsten Punkte

• Chinas erster regionaler Strommarkt hat in Guangdong, Guangxi, Yunnan, Guizhou und Hainan den regulären Betrieb aufgenommen.
• Mehr als 290.000 Teilnehmer sind registriert, darunter Erzeuger, Händler, Stromverbraucher, Speicher und virtuelle Kraftwerke.
• Die Spotpreise für Strom werden alle 15 Minuten aktualisiert. Die Stromtarife für Haushalte werden weiterhin vom Staat festgelegt.
• Der Handel in den ersten neun Monaten des Jahres 2025 entsprach etwa 70 Prozent des gesamten Stromverbrauchs der fünf Gebiete.
• Die Nutzungsquote erneuerbarer Energie in der Region liegt weiterhin bei über 95 Prozent.
• Die kontinuierlichen Abrechnungstests begannen am 28. Juni 2025, nach drei Jahren Probebetrieb und zwölf Belastungstestrunden.
• Ein nationaler Plan setzte das Ende des Jahres 2025 als Ziel für eine weitere Angleichung der Handelsregeln und -produkte von State Grid und China Southern Grid.