als Erstes möchte ich mich bei euch für euren tollen Podcast bedanken.
Als Zweites möchte ich euch eine Bitte zur Folge LdN282 stellen. Ihr sprecht über die Entstehung der Strompreise und dass das Merit-Order-Modell angewendet wird. Ihr erzählt, dass die Experten, die ihr befragt habt, der Meinung wären, es sei das aktuell beste Modell.
Aber ihr erklärt nicht warum, und das würde mich wirklich sehr interessieren. Ihr sagt außerdem, dass das den Ausbau erneuerbarer Energien fördern würde. Aber so wie ich es zum jetzigen Zeitpunkt wahrnehme, kann es ja ganz das Gegenteil bewirken. Die Stromkonzerne machen damit riesige Gewinne und werden versuchen, so lange wie möglich Gas und Kohle im Energiemix zu halten.
Wie gesagt, ich wäre euch sehr dankbar wenn ihr dieses Thema in der nächsten Folge nochmal aufgreifen und erläutern könntet.
Vielen Dank. Mit besten Grüßen,
Julian
P.S. entschuldigt bitte die Schreibfehler, Deutsch ist nicht meine Muttersprache.
Ich versuche es mal. Vorab, man muss erst mal sagen, dass es verschiedene Märkte für Strom gibt. Um es nicht zu kompliziert zu machen nur kurz: Es gibt kurzfristige und langfristige Märkte, bestimmte Produkte (z.B. Regelenergie) usw. Man kann Strom auch bilateral, also direkt zwischen Ergeugeder und Abnehmendem handeln. Der Preis wird da rein zwischen beiden Parteien ausgemacht.
Der allgemein oft benutzte Strompreis wird aber i.d.R. anhand des Spotmarktpreises an der Börse definiert. Das ist ebenfalls Teil des kurzfristigen Handels (aber auch nur ein Teil davon). Hier wird die erwähnte Merit Order verwendet. Dabei werden die angebotenen Kraftwerkskapazitäten (also nicht alle, weil ein Teil z.B. schon bilateral vermarktet wurde) anhand ihrer Grenzkosten aufgereiht. Zudem besteht eine gewisse Nachfrage, ebenfalls anhand Gebotspreisen aufgereiht. Der Schnittpunkt der Angebotskurve (Kraftwerke) mit der Nachfragekurve (Verbrauch) setzt den Preis. An sich soweit auch einfache Wirtschaftstheorie. Wer günstiger anbieten kann macht Gewinne, wer zu teuer ist bekommt keinen Zuschlag.
Die Möglichkeit Gewinne zu erzielen ist hier zudem relevant. Da nur anhand der Grenzkosten bestimmt wird, wer einen Zuschlag erhält aber es notwendig ist Deckungsbeiträge zu erzielen, um auch Fixkosten decken kann über das Prinzip genau das realisiert werden.
Mit Gas macht man da eher keine Gewinne. Gas ist oft das teuerste Kraftwerk und setzt den Preis. Da dieser aber anhand der Grenzkosten bestimmt wird kann man seine Fixkosten tendenziell nicht decken. In der Vergangenheit haben u.a. deshalb Kraftwerksbetreibende auch ihre Gaskraftwerke nicht laufen lassen und versucht vom Netz zu nehmen.
EE haben nun den Vorteil von Grenzkosten nahe Null (bisschen was ist da in der Praxis da). Als Nachteil aber hohe Investitionskosten bezogen auf die Kapazität. Bei hohen Strompreisen können diese nun hohe Deckungsbeiträge realisieren und Gewinne machen. Daher die Aussage, dass das Prinzip auch die EE fördern könnte.
Ich hab zwar auch zum ersten Mal davon gehört, aber ich spekuliere mal…
Nehmen wir mal an, es gelte ein anderes Preismodell, bei dem jeder nur exakt den Preis bekommt, den er angeboten hat, und nehmen wir weiter an, ich besitze eine Windkraftanlage, mit der ich für laufende Kosten von 5 ¢/kWh Strom einspeisen kann. Das könnte ich jetzt jeden Tag tun, und ich würde meine Investition niemals wieder herausbekommen, denn das deckt ja bloß die laufenden Kosten für Netzanbindung, Überwachung und Wartung der Anlage usw. Außerdem sehe ich andere Marktteilnehmer, die für das Anstubsen derselben Menge Elektronen im Netz das doppelte kassieren wie ich, und immer noch günstig genug sind, um fast immer zum Zug zu kommen.
Wenn ich also nicht gerade ein kompletter Altruist bin, der Strom zum Selbstkostenpreis verschenkt, dann werde ich meinen Preis erhöhen, und zwar auf kapitalistische Art soweit, dass ich ihn vielleicht gerade noch soeben loswerde. Also vielleicht knapp unter dem Kohlestrompreis. Oder auch knapp unter den Gasstrompreis, falls ich davon ausgehe, dass die Gaskraftwerke morgen gebraucht werden.
Im Endeffekt würden die Preise also zumindest bei den „professionellen“ Anbietern nicht unbedingt signifikant niedriger sein als mit dem Merit-Order-Modell. Bei Opa Willis Windrad hinter der Scheune mag’s noch etwas anders aussehen, weil Opa Willi sich vielleicht nicht täglich intensiv mit dem Marktgeschehen befasst, aber das macht nicht die Masse aus.
Was es aber vermutlich seltener geben wird, sind die Situationen, wo der Strompreis fast auf Null sinkt, weil Windstrom im Überfluss vorhanden ist und den Bedarf alleine deckt, denn ich kann mich ja mit einiger Wahrscheinlichkeit darauf verlassen, dass meine Konkurrenten zumindest nicht alle 5¢ aufrufen, so dass ich auch mit 7 oder 8 noch gute Chancen habe.
Beim Merit-Order-Modell bin ich dagegen praktisch gezwungen, meinen tatsächlichen Mindestpreis anzugeben. Es gibt schließlich keinen Anreiz mehr zu verlangen, weil ich dieses Mehr ja automatisch bekomme, sofern es der Markt hergibt. Ich bekomme also entweder den optimalen Preis oder gar nichts. Und da ich regelmäßig automatisch auch mehr als 5¢ bekomme, deckt das über die Zeit meine Investitionen und ich kann mit den 5¢-Tagen zwischendurch immer noch gut leben.
Ich befürchte Ihr müsst in der nächsten Folge eine Korrektur Eurer heutigen Aussage vornehmen, dass es für die Erneuerbaren eine Einspeisegarantie gäbe. Das ist nicht der Fall. Es werden regelmäßig Windkraft- und Photovoltaikanlagen „abgeworfen“. Es mag vielleicht eine garantierte Einspeisevergütung geben, aber keine garantierte Einspeisung. Hier dazu ein kleines interessantes Video: #131 - PV Anlagen Abregelung durch Netzbetreiber - Praxissituation bei viel Wind - electricitymap - YouTube
Mich würden die Details hier auch mal brennend interessieren. Vermutlich wäre da sogar eine Sonderfolge zum Thema interessant. Mich würde es ja nicht wundern wenn dort einiges an Schindluder getrieben wird. Die Strompreisfindung ist einfach ein sehr undurchsichtiges und kundenunfreundliches Konstrukt.
Wenn ich mir die Statistiken bei energy-charts.de so ansehe, dann werden nur ca. 15-30% des Stroms über die DayAhead Auktionen gehandelt (Welche das Merit Order System benutzen). Leider sieht man dort aber nicht einmal, was genau für eine Erzeugerquelle gehandelt wurde. Ich frage mich, was hält ein Kohlekraftwerk davon ab weniger anzubieten als es könnte, um tendenziell Gaskraftwerke und somit höhere Preise zu forcieren? Haben wir vlt. weniger ein Gaspreis Problem in dem Sektor, als viel mehr einen massiven Market Design Fail? Könnte man nicht z.B. bei Faktor 2 oder 3 des angebotenen Preises kappen?
Wieso werden langfristige Verträge, wie z.B. Endkundenverträge, so überproportional durch den Börsenstrompreis beeinflusst? Meines Wissens findet die Beschaffung dort doch sehr vorhersehbar nach einem Standardlastprofil statt?
Wie können z.B. die Bürgerwerke (denen ich nichts schlechtes unterstellen möchte, ich bin da selbst Kunde) damit werben das all der gelieferte Strom aus eigenem Wind+Solar und einem deutschen Wasserkraftwerk stammt (Bürgerwerke | Unser Bürgerstrom) und dann doch ihre Preise stark erhöhen?
Dazu kommt die Problematik der Netzgebühren, welche ja zu grossen Teilen auch Kosten von Regeleingriffen decken. Eine falsche Beschaffung sorgt für mehr Eingriffe, durch fehlende Smartmeter kann Beschaffung an vielen Stellen aber nur durch Standardprofile erfolgen, nicht anhand des tatsächlichen Verbrauches. Werden flexible Möglichkeiten wie abschaltbare Wärmepumpen, oder andere heute schon dynamisierte Lasten wirklich voll ausgenutzt?
Alles in allem glaube ich das die Regulierung in dem Bereich einfach massiv versagt oder nicht wirklich hin schaut. Und ein Hauptgrund wieso ist das glaube ist … Ich kann mich in dem Bereich an keine grossen Skandale erinnern, und seien wir ehrlich: Glaubt wirklich jemand das die Branche so sauber und fein agiert?
Der Einfluss kommt durch die Opportunität zustande. Gewissermaßen sind bilaterale Verträge oder der Verkauf über die Börse konkurrierende Vertriebswege. Wenn ich nun über die Börse wesentlich besser dastehen würde, dann verkaufe ich alles über die Börse. Wenn das Verhältnis andersherum wäre, dann eben alles bilateral (over-the-counter (OTC)). Da bestehe also eine Abhängigkeit zwischen den Märkten.
Zu deinem Beispiel: Wenn ich als Unternehmen einen günstigen OTC Vertrag abgeschlossen habe, wieso sollte ich diesen günstigen Strom direkt zu dem Preis an Verbrauchende absetzen? Ich kann ihn auch, zu dem teureren Preis an der Börse weiterverkaufen. Dann muss nur ein anderes Unternehmen die Endverbrauchenden versorgen.
Das kann nicht ausgeschlossen werden. Ist dann aber zunächst mal kein Marktversagen. Niemand ist gezwungen alles anzubieten, was er produziert. Bei einem einzelnen, unabhängigen Stromproduzierenden mit einem Kraftwerk (auf jeden Fall im Vergleich zu anderen geringer Kapazität) ist das auch unkritisch. Das ist bei anderen Produkten auch der Fall. Kritisch wird es in der Regel wenn das ein Player mit einer gewissen Marktmacht ist. Z.B. wenn neben dem Kohlekraftwerken auch noch Gaskraftwerke vorhanden sind und der Player durch die Verknappung auf der einen Seite den Preis hochtreiben kann. In der Praxis ist der Strommarkt aber ausreichend kleinteilig, dass das nicht passiert.
Auch hier gilt das Opportunitätsprizip. Wenn ich den Strom nicht an Verbrauchende verkaufe, dann kann ich ihn über die Börse oder OTC absetzen und dort die höheren Preise erzielen. Das sind einfache Prinzipien unseres Wirtschaftssystems. Ohne darüber zu urteilen, ob das nun gut ist. Aber das ist kein Problem der Elektrizitätswirtschaft sondern dann ein Problem unseres Wirtschaftssystems allgemein.
Kritischer sind andere Dinge. Neben den schon genannten Märkten bestehen weitere Märkte wie z.B. die Notwendigkeit für die Übertragungsnetzbetreibenden einen Redispatch durchzuführen. Der Redispatch ist notwendig, weil das Marktergebnis durch Netzrestriktionen ggf. nicht umgesetzt werden kann. Die Unternehmen können, wenn sie Netzengpässe antizipieren, durch strategische Gebote Profite erwirtschaften (inc dec Gaming). Wenn man z.B. absehen kann durch den „sicheren“ Einbezug in den Redispatch mehr Geld verdienen kann als mit einem absehbaren Marktergebnis, dann wird man nicht bieten. Hier ist sogar nicht mal Marktmacht von einer Anbietenden notwendig. Das Kraftwerk wird sicher zum Einsatz kommen und die Anbietenden wären gewissermaßen auch aus betriebswirtschaftlicher Sicht unklug den günstigeren Preis abzugreifen. Das Problem ist aber hier nicht nur der Markt, sondern einfach, dass die Netze nicht ausreichend Kapazität haben. Engpässen zwischen Norden und Süden bei kann man in Deutschland aktuell ja sehen und nicht umsonst gab es auf Seiten der EU mal Überlegungen den Strommarkt in Deutschland zu teilen. Dann müssten nämlich die Leitungskapazitäten für den Austausch zwischen Norden und Süden berücksichtigt werden. Die Preise im Süden würden dann wohl ansteigen und das ist in Deutschland politisch aber nicht gewünscht (als Kurzexkurs dazu).
Dann gibt es noch den Regelenergiemarkt. Das Netz muss immer bei einer Frequenz von 50 Hertz gehalten werden. Sollte es abweichen muss Regelenergie eingesetzt werden, die zuvor auf den entsprechenden Märkten beschafft wurde. Auch hier kann durch strategisches Verhalten versucht werden höhere Profite zu erwirtschaften. Wenn man einen Bilanzkreis mit Absicht nicht ausgeglichen gestaltet und dann weiß, dass Regelenergie benötigt wird, dann kann man auf den Regelenergiemärkten theoretisch Gewinne durch hohe Preise erzielen. Das fällt aber auf, wird untersucht und entsprechend sanktioniert: Strompreismanipulation: Bundesnetzagentur verhängt Bußgelder - WEKA.
In einem hast du recht: Die Elektrizitätswirtschaft nachzuvollziehen ist komplex. Das liegt aber auch daran, dass Strom als Produkt eben komplex ist. Durch das Marktdesign wird sicherlich nicht jede Manipulation ausgeschlossen und teilweise bedingt es sie und wird dann wieder versucht zu beheben. Aber es ist an der Stelle auch ein Trade-off zwischen, dem was optimal denkbar wäre und was man in der Praxis umsetzen kann.
Was die Preisbildung angeht würde ich sie z.B. nicht als unfreundlich gegenüber den Kundinnen bezeichnen. Kundenunfreundlich ist das, was man noch Anfang der 2000er hatte. Das war komplett intransparent. Durch so etwas wie die Merit-Order als Referenz ist es heute möglich nachzuvollziehen wieso der Preis so ist. Es gibt unzählige Strommarktmodelle von diversen Instituten, die das nachbilden. Klar wird auf dem Spotmarkt nicht aller Strom verkauft, aber durch die angesprochenen Opportunitäten, die zu berücksichtigen sind, kann man denke ich wesentlich besser nachvollziehen wie der Preis zustande kommt. Bei allen bilateralen Verträgen weiß man das nämlich nicht. Da besteht viel eher die Chance, dass sich beide Parteien einfach auf zu hohe Preise einigen und niemand hat Einblick.
Noch ein paar Details zum Marktdesign des Energiemarktes:
Aus auktionstheoretischer Sicht handelt es sich dabei um eine Form der Vickrey-Auktion. Diese wird auch „n-th price auction“ genannt, da man als erfolgreicher Bieter nicht den Preis gezahlt bekommt, den man als Gebot abgibt, sondern den „n-ten Preis“ (=der niedrigste Preis, der gerade noch nötig ist, um den Energiebedarf zu decken, wie Philipp und Ulf in der Folge gut beschrieben haben).
Dieses Marktdesign wird auch in einer Folge des Spieltheorie-Podcasts Game Changer erklärt (auf englisch):
Der Gast in diesem Podcast erklärt, dass das jetzige Marktdesign vor der Einführung von erneuerbaren Energien ziemlich gut funktioniert hat, da „konventionelle“ Energieanbieter (wie Kohle und Gas) ihren Output an die Nachfrage anpassen können und sich der Strompreis aus variablen Kosten (e.g. Preis für Gas) und fixen Kosten (e.g. Investitionskosten für das Gaskraftwerk) zusammensetzt.
Erneuerbare Energien sind hier allerdings grundlegend anders: Der Output lässt sich (fast) nicht steuern (man kann nicht kontrollieren wann der Wind weht), und der Strompreis hängt zu sehr großem Teil von Fixkosten (i.e. Investitionskosten für das Windrad/das Solarpanel) ab.
Dies führt dazu, dass die erneuerbaren Energieanbieter in der Vickrey-Auktion ihre Energie (fast) umsonst anbieten (oder sogar einen „negativen Preis, falls die Anbieter Subventionen erhalten), und der Strompreis ausschließlich durch den (günstigsten) „konventionellen“ Strompreis festgelegt werden. Kurzfristig sinkt dadurch der Preis für den Verbraucher. Auf längerfristige Sicht jedoch könnte dies zu einem Marktversagen des Energiemarktes führen, da nicht mehr genug Geld für Investitionen (oder Strom-Speicherkapazitäten) zur Verfügung stehen.
Da wird es dann aber wirklich komplizierter . Zu dem Punkt streitet sich die Fachwelt aber auch.
Zumindest in der reinen Theorie spricht aber nichts gegen einen Energy-only-Markt (EOM) mit 100% EE ,wie wir ihn aktuell haben. Auch da funktioniert das Merit-Order Modell ohne Probleme. Ich wüsste nicht, was da dagegen sprechen sollte.
In der Praxis kann es aber sehr gut sei, dass der EOM nicht mehr funktioniert. Das liegt dann aber nicht an den EE, sondern an anderen Problemen, wie z.B. eben in der Praxis nicht gegebener vollständiger Information. Hier könnte es dazu kommen, dass notwendige Kapazitäten für Lastspitzen nicht mehr von Banken finanziert werden. Diese dann am Markt in den relevanten Stunden fehlen würden. Genauso auf Seite der Verbrauchenden, wie viel Flexibilität dort in Zukunft angeboten werden wird.
Eine Möglichkeit sind zusätzliche Kapazitätsmärkte. Darüber könnte sichergestellt werden, dass die notwendigen Kapazitäten auch vorhanden sind und finanziert werden. Bisher wollte die Politik das nicht, aber im aktuellen Koalitionsvertrag taucht es etwas verklausuliert in Bezug auf Wasserstoffkraftwerke auf. Allerdings sind Kapazitätsmärkte noch anfälliger für Fehler im Design und würden die Erklärbarkeit des Strompreises weiter erschweren. Wenn man aber ganz genau sein will haben wir für einen Teil des Strommarktes bereits einen Kapazitätsmarkt bei der kurzfristigen Beschaffung der Regelleistung.
Negative Preise kommen übrigens nicht nur durch die EE zustande. Das kommen auch große, konventionelle Kraftwerke mit ins Spiel, die quasi must-run Kapazität haben. Wenn die durchlaufen müssen (ob notwendig oder nur betriebswirtschaftlich günstiger als das Herunterfahren), dann bieten sie auch unterhalb der eigentlichen Kosten zu negativen Preisen an.
Ihr habt gut erklärt, wie der Strompreis an der Börse entsteht. Eure Konsequenz daraus scheint mir aber zu kurz gedacht: Damit die Gaspreise nicht mehr den Ausschlag geben, darf man eben nicht ausgerechnet die Mengen der Erneuerbaren erhöhen!
Um zu erreichen, dass Angebot + Nachfrage gleich sind, sind schnell regelbare Gaskraftwerke höchstens eine temporäre Behelfslösung.
Ziel muss sein, möglichst schnell für mehr Pufferspeicher zu sorgen, um die starken Schwankungen auszugleichen. Also zusätzlich zu Pump-Wasserkraftwerken auch Batterien, Power2Gas, Druckluftspeicher, etc. Nur hiermit kann man die Gaskraftwerke aus der Preispyramide rauskicken und anschließend 100% erneuerbare Energien erreichen.
(Pufferspeicher für die Energiewende - das ist eigentlich doch auch mal ein Thema für Euch, oder?
An dieser Stelle einmal vielen Dank, dass Ihr wichtige und umfassende Grundlagen zu vielen aktuellen Themen bringt!)
Hallo,
zu der Strompreisentstehen habe ich noch eine Frage, auf die ich nirgendwo eine Antwort gefunden haben.
Wie können bei der Merit-Order-Preisfindung negative Strompreise entstehen?
Irgendjemand müsste dazu ja negative Grenzkosten angeben. Wer macht das und warum?
Vielleicht kennt ja jemand hier die Antwort.
Die Frage ist super , vor allem weil in der Realität keine Marktteilnehemende wirklich negative Grenzkosten hat. Das wäre vermutlich auch ein schlechtes Geschäftsmodell, dass für die Abnahme immer gezahlt werden muss und keine Einnahmen entstehen.
Grundsätzlich ist es wieder das Spiel von Angebot und Nachfrage. Negative Preise treten dann auf, wenn das Angebot die Nachfrage übersteigt. In einer solchen Situation kann für die Stromanbietenden der Anreiz bestehen abweichend, unterhalb der eigenen Grenzkosten anzubieten.
In der Regel treten in Deutschland negative Preise auf, wenn die Einspeisemenge der Erneuerbaren Energien (EE) sehr hoch aber die Nachfrage gering ist. Das bedeutet aber nicht, um es direkt zu erwähnen, dass die EE allein schuld sind. Grundsätzlich könnten sie zwar einfach abgeregelt werden (was inzwischen auch quasi durch gesetzliche Vorgaben nach 4 Stunden mit negativen Preisen erfolgt) aber eigentlich genießen sie Einspeisevorrang. Die Betreibenden von EE wären blöd, wenn sie vorher abregeln und so auf die Vergütung bzw. Marktprämie verzichten.
Hinzu kommen aber vor allem noch große konventionelle Erzeuger. Vor allem Atomkraft- und Kohlekraftwerke. Technisch sind die z.T. nicht in der Lage die geforderten Lastgradienten zu fahren oder es würde einen vergleichsweise hohen und damit kostspieligen Verschleiß bedeuten die Leistung entsprechend anzupassen. Es ist für diese Kraftwerke also günstiger einfach weiter zu produzieren als für ein paar Stunden ausgeschaltet bzw. sehr stark gedrosselt zu werden. Hinzu kommt, dass manche Anlagen durch das Vorhalten von Regelleistung oder bei KWK verpflichteter Wärmelieferungen nicht weiter gedrosselt werden können.
. Zu dem Punkt streitet sich die Fachwelt aber auch.
, vor allem weil in der Realität keine Marktteilnehemende wirklich negative Grenzkosten hat. Das wäre vermutlich auch ein schlechtes Geschäftsmodell, dass für die Abnahme immer gezahlt werden muss und keine Einnahmen entstehen.
