Strommärkte: Wie der Preis tatsächlich entsteht
Strom ist unter den Waren ungewöhnlich: Er lässt sich nicht im großen Maßstab lagern, Angebot und Nachfrage müssen binnen Sekunden übereinstimmen, und das physische Netz macht es unmöglich, ein bestimmtes Elektron einem bestimmten Käufer zuzuleiten. Das Marktdesign, das aus diesen Zwängen entstand, ist elegant, weithin missverstanden und steht derzeit unter mehr politischem Druck als je seit der Liberalisierung.
Die Merit-Order
Jede Stunde teilen Erzeuger dem Marktbetreiber mit, wofür sie produzieren würden. Der Betreiber stapelt diese Gebote vom günstigsten zum teuersten und arbeitet sich hoch, bis die Summe dem erwarteten Bedarf entspricht. Das Kraftwerk, dessen Gebot zuletzt gebraucht wird, setzt den Räumungspreis, und jedes eingesetzte Kraftwerk erhält ihn - auch jene, die weit weniger geboten haben.
Auf den ersten Blick wirkt das ungerecht und ist Absicht. Jedem Erzeuger sein eigenes Gebot zu zahlen machte das Bieten zu einem Ratespiel darüber, was die anderen tun, und Erzeuger würden Gebote aufblähen, um Marge zu holen. Allen den Grenzpreis zu zahlen macht die ehrliche Strategie zur besten: Biete deine tatsächlichen Grenzkosten, und du wirst eingesetzt, wann immer es effizient ist, dass du läufst. Das Design erzeugt den günstigstmöglichen Einsatz der vorhandenen Flotte, und dafür wurde es gebaut.
Was ein Kraftwerk bietet, sind seine Grenzkosten - die Kosten für eine weitere Megawattstunde, nicht seine Gesamtkosten. Für einen Windpark oder eine Solaranlage sind das praktisch null, denn der Brennstoff ist kostenfrei und das Kapital wurde vor Jahren ausgegeben. Für ein Gaskraftwerk ist es die Brennstoffrechnung plus die Kohlenstoffkosten. Für ein Kernkraftwerk ist es wenig, aber die Anlage fährt ungern hoch und runter und bietet deshalb oft sehr niedrig, um durchzulaufen.
Die Folge ist eine Reihenfolge, die sich kaum ändert: Erneuerbare und Kernkraft unten, Kohle und Gas darüber, das teuerste Spitzenlastkraftwerk oben. Der Bedarf bestimmt, wie weit der Markt in einer gegebenen Stunde den Stapel hinaufsteigt - und damit, was alle bekommen.
Warum billiger Wind keine billigen Rechnungen bedeutet
Das ist das häufigste Missverständnis der Energiepolitik, und es folgt unmittelbar aus dem Mechanismus. Wind und Sonne hinzuzufügen drückt teure Kraftwerke aus dem Stapel, sodass das Grenzkraftwerk an einem windigen Nachmittag günstiger sein kann, als es gewesen wäre. Das ist der Merit-Order-Effekt, und er senkt die durchschnittlichen Großhandelspreise tatsächlich.
An einem windstillen Winterabend trägt der Wind aber wenig bei, der Bedarf ist hoch, und das Grenzkraftwerk ist Gas. Gas setzt dann den Preis für alle, einschließlich der gesamten Kernkraft und der Erneuerbaren, die darunter eingesetzt wurden. Mehr Wind zu bauen ändert an dieser Stunde nichts, solange der Wind nicht weht.
2022 wurde das für alle sichtbar. Die Gaspreise stiegen um das Zehnfache, Gas setzte in den meisten Stunden europaweit den Preis, und die Strompreise folgten dem Gas selbst in Ländern, deren Strom überwiegend aus anderen Quellen stammte. Nichts war kaputt; der Markt tat genau das, wofür er gebaut wurde, nämlich Grenzkosten durchzureichen. Ob das das richtige Design ist, wenn der Grenzbrennstoff ein geopolitisches Instrument ist, ist eine andere Frage, und mehrere Länder stellen sie seither.
Die Reformvorschläge zerfallen in zwei Familien. Die eine entkoppelt Endkundenpreise über langfristige Verträge von der Grenzpreisbildung, sodass ein Verbraucher eine Mischung dessen zahlt, was die Flotte tatsächlich gekostet hat, statt dessen, was das letzte Kraftwerk verlangte. Die andere behält die Grenzpreisbildung und schöpft die Zufallsgewinne der günstigeren Kraftwerke ab. Beides ist seit 2022 in Teilen versucht worden, und keines ändert die Physik des Einsatzes.
Negative Preise und was sie verraten
Preise unter null bedeuten, dass ein Erzeuger dafür zahlt, weiter zu produzieren. Das klingt absurd und ist aufschlussreich: Es geschieht, wenn mehr Erzeugung läuft, die sich nicht leicht stoppen lässt, als Bedarf da ist, um sie aufzunehmen.
Mehreres lässt sich nicht leicht stoppen. Ein Kernkraftwerk verliert Geld und belastet Technik, wenn es zyklt. Ein Heizkraftwerk, das ein Fernwärmenetz versorgt, muss weiter Wärme liefern, und der Strom fällt dabei an. Ein Windpark unter bestimmten Förderregeln verdient je erzeugter Megawattstunde und zahlt bis zu diesem Betrag, statt abzuregeln. Kommt ein sonniger, windiger Frühlingssonntag mit geringem Industriebedarf dazu, läuft der Stapel über.
Negative Preise sind von einer Kuriosität zu einer regelmäßigen Erscheinung geworden. Deutschland, die Niederlande, Spanien und Kalifornien verzeichnen inzwischen jährlich Hunderte Stunden mit negativen Preisen, und die Zahl steigt mit dem Solaranteil. Sie sind ein Signal, dass das System in diesem Moment mehr Energie hat, als es nutzen kann - genau das Signal, auf das Speicher, flexible Nachfrage und Netzausbau antworten sollen.
Sie weisen außerdem auf den Wertverfall hin. Weil der Solarertrag in einer Region überall gleichzeitig seine Spitze hat, kommt jeder weitere Solarpark in einem Moment an, in dem der Preis von allen anderen bereits gedrückt ist. Der Grenznutzen der Solarenergie sinkt mit ihrem Anteil, was in einem Vergleich der Stromgestehungskosten unsichtbar bleibt und für das, was ein Netz tatsächlich zahlen wird, entscheidend ist.
Leistung bezahlen statt Arbeit
Ein reiner Energiemarkt bezahlt Megawattstunden. Das funktioniert, solange die meisten Kraftwerke die meiste Zeit laufen. Es bricht, wenn ein Kraftwerk hundert Stunden im Jahr gebraucht wird, um einen Blackout zu verhindern, denn der Erlös aus hundert Stunden deckt nicht die Kosten dafür, achttausendsiebenhundertsechzig Stunden zu existieren.
Die Marktantwort ist die Knappheitspreisbildung: Wird das Angebot eng, schießen die Preise auf Tausende Euro je Megawattstunde, und ein Spitzenlastkraftwerk verdient sein Jahr in wenigen Tagen. In der Theorie funktioniert das, in der Praxis ist es politisch unerträglich, weshalb die meisten Märkte Preise deckeln - und der Deckel nimmt genau den Erlös weg, den das Spitzenlastkraftwerk gebraucht hätte. Das ist das Problem des fehlenden Geldes, und es wird seit Beginn der Liberalisierung diskutiert.
Kapazitätsmärkte sind die übliche Antwort. Erzeuger erhalten eine Bereitstellungsvergütung dafür, zu einer festgelegten Zeit verfügbar zu sein, ob sie laufen oder nicht, und der Netzbetreiber kauft so viel Leistung, dass ein Zuverlässigkeitsmaßstab erfüllt ist. Abschaltbare Lasten, Speicher und Lastverschiebung bieten in denselben Auktionen mit - so wird aus einem Einkaufszentrum, das zusagt, Last abzuwerfen, ein Ersatz für eine Gasturbine.
Dagegen spricht, dass Kapazitätszahlungen Kraftwerke subventionieren, die sonst ausscheiden würden, darunter fossile, und dass ein funktionierender Knappheitsmarkt sie nicht bräuchte. Dafür spricht, dass kein Land bereit war, einen Knappheitsmarkt während einer tatsächlichen Mangellage bis zum Ende laufen zu lassen. Diese Uneinigkeit ist ungelöst und gehört zu den offenen Fragen des Strommarktdesigns.
Häufige Fragen
Was ist die Merit-Order?
Die Reihung der Erzeuger von den geringsten zu den höchsten Grenzkosten. Der Marktbetreiber setzt diesen Stapel hinauf ein, bis das Angebot den Bedarf deckt, und das Gebot des zuletzt benötigten Kraftwerks setzt den Preis für jedes eingesetzte. Erneuerbare stehen unten, weil ihr Brennstoff nichts kostet.
Warum bekommen alle Erzeuger denselben Preis?
Weil jedem sein eigenes Gebot zu zahlen das Bieten zu einem Ratespiel machte und aufgeblähte Gebote förderte. Ein einheitlicher Räumungspreis macht es zur besten Strategie, die tatsächlichen Grenzkosten zu bieten, und das erzeugt den günstigstmöglichen Einsatz der vorhandenen Flotte. Das Design ist beabsichtigt und kein Versehen.
Wenn Wind fast kostenlos ist, warum sind die Rechnungen hoch?
Weil den Preis das zuletzt benötigte Kraftwerk setzt und nicht das durchschnittliche. An einem windstillen Winterabend ist das meist Gas, und Gas setzt dann den Preis für alle, auch für die darunter eingesetzten Erneuerbaren. Mehr Wind senkt die Durchschnittspreise, ändert aber nichts an den Stunden, in denen kein Wind weht.
Wie können Strompreise negativ sein?
Wenn mehr Erzeugung läuft, die sich nicht leicht stoppen lässt, als Bedarf da ist. Kernkraftwerke, Heizkraftwerke und manche geförderten Windparks produzieren weiter, statt abzuschalten, sodass an einem sonnigen, windigen Sonntag das Angebot den Bedarf übersteigt und die Preise unter null gehen. In Systemen mit hohem Erneuerbarenanteil ist das inzwischen regelmäßig.
Wozu dient ein Kapazitätsmarkt?
Kraftwerke für Verfügbarkeit zu bezahlen statt für Erzeugung. Ein Kraftwerk, das hundert Stunden im Jahr gebraucht wird, kann seine Kosten nicht aus hundert Stunden Erlös decken, und Preisdeckel nehmen die Knappheitspreise weg, die es sonst bezahlt hätten. Kapazitätsauktionen kaufen Verfügbarkeit, und Speicher und Lastverschiebung bieten dort neben Erzeugern mit.
