mini|hochkant=1.75|Merit-Order des deutschen konventionellen Kraftwerkparks im Jahr 2008. (GuD = Gas-und-Dampf-Kombikraftwerke.) Quelle: Forschungsstelle für Energiewirtschaft e. V.Die Merit-Order (englisch für Reihenfolge der Vorteilhaftigkeit) ist eine Anordnung der für einen Stromhandelsmarkt verfügbaren Kraftwerksleistung nach steigenden Grenzkosten.
Nach einem vereinfachten Modell zur Erklärung von Preisen im kurzfristigen Stromhandel stellt die Merit-Order die Stromangebotskurve dar. Der Strompreis ergibt sich dann als Schnittpunkt von einer in der Regel preisunabhängig gedachten Nachfrage bzw. Residuallast (senkrechte Linie) und der Merit-Order.
Bei perfektem Wettbewerb sind alle Marktteilnehmer Preisnehmer. Unter solchen Bedingungen ist es für Anbieter rational, ihre Erzeugungskapazitäten anzubieten, sobald sie einen Preis über den jeweiligen Grenzkosten erzielen. Dann bestimmt das Kraftwerk mit den höchsten Grenzkosten, das gerade noch benötigt wird, um die Nachfrage zu decken, den Marktpreis und damit die Erlöse bzw. Deckungsbeiträge aller günstigeren Anbieter. Das zugehörige Kraftwerk wird auch als Grenzkraftwerk bezeichnet – nicht zu verwechseln mit einem Kraftwerk an der Grenze zweier Staaten.
Grenzen und Berechtigung des Modells
Das Merit-Order-Modell modelliert Strompreise an den Spotmärkten über ein Modell, bei dem in jeder Stunde die gesamte Nachfrage in einer einseitigen Auktion nach dem Einheitspreisverfahren (Pay-as-Clear) gegen eine stündliche Angebotskurve gestellt wird. Diese Angebotskurve wird als der Größe nach geordnete variable Kosten der Erzeugung dargestellt. Oft wird stattdessen auch die Residuallast, d. h. die Stromnachfrage nach Abzug der Einspeisung erneuerbarer Energien, gegen das Angebot konventioneller Erzeugung gestellt. Beides führt zum selben Ergebnis. Dieses Preismodell ist sehr einfach und entspricht in mehreren Punkten nicht den wirklichen Vorgängen an den Handelsmärkten.
Tatsächlich wird der prognostizierte Kraftwerkseinsatzfahrplan ein oder mehrere Jahre vorher auf den Terminmärkten verkauft. Ebenso kaufen die Stadtwerke ihren erwarteten Absatzlastgang ein oder mehrere Jahre vorher auf den Terminmärkten ein. Die EPEX Spot Dayahead Auktion, in der im Idealfall ein europaweit einheitlicher Preis für jede Stunde des Folgetages ermittelt wird, ist ein Ausgleichsmarkt für unerwartete Mengenänderungen. Entsprechend ist das Handelsvolumen an den Terminmärkten auch um mehr als das 7fache höher als an den Spotmärkten.
Weiterhin sind konventionelle Kraftwerke in der Regel nicht in der Lage, für einzelne Stunden an- und abzufahren. Sie stellen somit auch keine Gebote für die Lieferung einzelner Stunden, sondern bieten ihre Stromerzeugung auch in der EPEX Spot Auktion in Blockgeboten über mehrere Stunden an, für deren Ausübung ein Durchschnittspreis über diese Stunden erreicht werden muss. Dieser Durchschnittspreis muss Brennstoffpreise für die Erzeugung und auch An- und Abfahrkosten decken. Somit existiert eine stündliche Angebotskurve zunächst nicht. Blockgebote gehen separat in den Preisermittlungsalgorithmus der EEX ein.
Um zu begründen, dass das stark vereinfachte Merit-Order-Modell großflächige Preiseffekte dennoch sehr gut erklärt, sind volkswirtschaftliche Argumente und eine Prüfung an tatsächlichen Marktpreisen erforderlich. Die wesentlichen Argumente sind hier:
wenn der Strom nicht ausfallen soll, müssen die Kraftwerke tatsächlich (physikalisch) in jeder Stunde genau so fahren, dass die gesamte Nachfrage dieser Stunde exakt gedeckt ist. die Fahrweise der Kraftwerke bestimmt sich am Spotmarkt. Das liegt daran, dass ein Kraftwerk jeden Tag am Spotmarkt eine oft als Make-or-Buy zusammengefasste Entscheidung trifft. Hat das Kraftwerk seinen erzeugten Strom bereits zu auskömmlichem Preis am Terminmarkt verkauft, am Spotmarkt ergibt sich aber ein Preis unter Grenzkosten, dann ist es für das Kraftwerk sinnvoll, den Strom nicht zu produzieren und stattdessen am Spotmarkt (zurück) zu kaufen. Hat es auf Basis der Terminpreise ursprünglich entschieden zu stehen und nichts verkauft, wird es trotzdem spontan entscheiden zu fahren und Geld zu verdienen, wenn es sich auf Basis der Spotpreise lohnt (siehe Kraftwerkseinsatzoptimierung). Somit muss der Spotpreis genau so hoch sein, dass er die Grenzkosten aller benötigten (und keiner zusätzlichen) Kraftwerke deckt. Ein Preismodell für den Spotmarkt ist ein Preismodell für den Gesamtmarkt: Die Strommärkte sind arbitragefrei. Das heißt, Terminpreise sind weder systematisch und vorhersehbar niedriger noch systematisch und vorhersehbar höher als der Spotpreis, sonst wäre es möglich, am Terminmarkt zu kaufen und die Mengen am Spotmarkt wieder zu verkaufen oder umgekehrt und daraus ein Geschäftsmodell zu machen.
Die Darstellung der Grenzkosten bzw. variablen Kosten der Kraftwerke auf stündlicher Basis ist hingegen eine Vereinfachung, die sich auf die Modellgüte auswirkt. In vielen Studien werden dabei die beim An- und Abfahren entstehenden Kosten entweder überhaupt nicht erwähnt, so z. B. in der viel beachteten Studie des Fraunhofer ISI zum Preiseffekt erneuerbarer Energien aus dem Jahr 2007 oder auf den Zeitraum, den das Kraftwerk fährt oder bietet, umgelegt. Die Tatsache, dass viele Kraftwerke An- und Abfahrrampen haben und einen Mindestzeitraum laufen müssen, bevor sie wieder abfahren können, oder tatsächlich z. B. wegen Fernwärmeleistungsverpflichtungen im Zwangsbetrieb fahren, wird in diesen Studien unbeachtet gelassen.
Das Stellen von Blockgeboten, wie es tatsächlich an der EEX erfolgt, macht es möglich, dass das Kraftwerk in einigen Stunden des ausgeführten Blockgebots nichts verdient oder gar negative Preise in Kauf nimmt, aber die Kosten für den Block dann in einer einzigen teuren und knappen Stunde innerhalb des Blocks wieder hereinholt. Auf diese Weise entstehen sowohl negative Preise als auch teilweise extreme Preisspitzen, die von Merit-Order-basierten Studien nicht erklärt werden können. Komplexere Fundamentalmodelle, die die tatsächlichen technischen Restriktionen wie Mindestlaufzeiten und An- und Abfahrrampen verschiedener Kraftwerkstypen mit abbilden, sind hingegen auch in der Lage, negative Preise und Preisspitzen am Strommarkt zu modellieren.
Gaspreisschock mini|Day-Ahead-Preise im Jahr 2022 für die Gebotszone DE/LU, EPEXspot mini|Die Spotmarktpreise in Deutschland zogen schon Mitte 2021 deutlich an (Preise der Day-Ahead-Auktion). Die sich ab Mitte 2021 manifestierende Energiekrise, in der sich Strom- und Gaspreise vervielfachten, wird in einem Gutachten von ACER, der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden, im April 2022 als „im Wesentlichen ein Gaspreis-Schock“ bezeichnet, „der auch die Elektrizitätspreise beeinflusste“. ACER stellt dabei fest, dass die Kosten von Gaskraftwerken oftmals den Strompreis bestimmen, insbesondere bei geringem Aufkommen von erneuerbaren Energien und damit hoher, konventionell zu erzeugender Restlast.
Verstärkt wurde diese Entwicklung durch den Krieg in der Ukraine ab Februar 2022, mit einem Höhepunkt des täglichen Durchschnittspreises an der Strombörse Ende August. Dies löste erneute Debatten über Marktmodelle und Preissysteme am Strommarkt aus (Einheitspreisverfahren Pay-as-Clear vs. Gebotspreisverfahren Pay-as-Bid). ACER hält Vorteile durch Pay-as-Bid für einen „Mythos“, da Pay-as-Clear den gesellschaftlichen Nutzen maximiere. Nach der kalifornischen Elektrizitätskrise im Jahr 2000, in der Preissteigerungen bis 500 % auftraten, wurden Preisbildungsalternativen untersucht. Gebotspreise würden eine ineffiziente Einsatzreihenfolge und schwächeren Wettbewerb unter Erzeugungsanlagen nach sich ziehen. Laut ACER entspricht das aktuelle Marktdesign dem Ziel einer effizienten und sicheren Stromversorgung. Die aktuelle Krise sei nicht auf Fehler im Marktdesign zurückzuführen, sondern die aktuellen Marktregeln mildern im Gegenteil Konsequenzen ab, z. B. ist das Risiko gezielter Stromabschaltungen ganzer Verteilnetzbezirke kleiner. ACER spricht sich für das Beibehalten des Marktdesigns aus. Als möglichen regulatorischen Eingriff zur Strompreissenkung diskutiert die Studie die Möglichkeiten, den Angebotspreis von Gaskraftwerken an der Börse zu senken, indem diesen Kraftwerken die höheren Gasbeschaffungskosten auf anderem Wege erstattet werden.
Auch das Fraunhofer ISE berichtet, dass zwar ca. die Hälfte des von Januar bis August 2022 erzeugten Stroms aus erneuerbaren Energien (Wind, Sonne, Biomasse, Wasser) stammen, jedoch 14 % der elektrischen Energieerzeugung durch Gaskraftwerke erfolgten, die per Merit-Order preissetzend waren und häufig sehr hohe Strompreise verursachten. Daher wollte sich Wirtschaftsminister Robert Habeck Anfang September 2022 auf EU-Ebene für Änderungen am Strommarkt einsetzen. Ziel sollte dabei sein, den Strom- und Gaspreis zu entkoppeln. Dies hatten Frankreich, Tschechien, Österreich und andere Länder schon länger gefordert. Demgegenüber argumentieren Energieökonomen gegen Eingriffe in die Preisbildung an den Handelsmärkten.
Am 9. September 2022 befasste sich dann der EU-Ministerrat mit den hohen Energiepreisen. Diskutiert wurde dabei unter anderem:
die Begrenzung der Einnahmen von Stromerzeugern, die niedrige Produktionskosten haben (erneuerbare Energien, Kernenergie, Kohle), eine mögliche Preisobergrenze für Gas, Maßnahmen zur koordinierten Senkung der Stromnachfrage in der gesamten EU.
Vorschläge der EU-Kommission vom 14. September für eine kommende Verordnung wurden am 30. September 2022 mit kleinen Veränderungen angenommen. Diese betrafen:
Maßnahmen zur Nachfragesenkung, eine Obergrenze für Markterlöse und Regelungen zur Verteilung der Überschusserlöse an die Endkunden, die Möglichkeit, Strompreise für Endkunden und kleine und mittlere Unternehmen vorübergehend unterhalb der Kosten festzusetzen, einen befristeten obligatorischen Solidaritätsbeitrag auf Überschussgewinne aus Tätigkeiten im Öl-, Gas-, Kohle- und Raffineriebereich.
Merit-Order-Effekt erneuerbarer Energien Der Merit-Order-Effekt erneuerbarer Energien ist die Verdrängung von Kraftwerken mit hohen Grenzkosten durch Kraftwerke mit geringeren Grenzkosten: Bei hohem Ertrag von Wind- und Solarstrom geht die Residuallast zurück und das dann aktive Grenzkraftwerk, üblicherweise ein thermisches Kraftwerk, das den Marktpreis bestimmt, hat bei so einem Systemzustand niedrigere variable Kosten.
In Zeiten hoher EEG-Strom-Einspeisung verdrängt der EEG-Strom den Strom aus den teuersten konventionellen Kraftwerken und senkt so über den Merit-Order-Effekt den Börsenpreis.
mini|hochkant=1.75|Merit-Order-Effekt: Durch Einspeisung durch nicht-disponible Windenergie- und Solaranlagen verringert sich die Restlast von N1 auf N2 und damit fällt der Marktpreis von p1 auf p2 Die Grafik verdeutlicht die Wirkung des Effekts. Die aggregierte Angebotsfunktion (blau) bildet sich aus den Geboten einzelner Stromanbieter und entspricht im Allgemeinen deren Grenzkosten. Die Nachfrage (Verbraucherlast in grün) wird als unelastisch dargestellt (senkrechte Linie). Nichtdisponible Einspeisungen aus Wind- und Solarenergie mit sehr geringen Grenzkosten decken einen Teil der Verbraucherlast, so dass nur die restliche Leistung, Restlast oder auch Residuallast genannt, von den konventionellen disponiblen Erzeugern getragen werden muss. Die teuersten Kraftwerke kommen dabei nicht mehr zum Zuge und der Strompreis sinkt um Δp am Markt aufgrund des Nachfragerückgangs ΔN im konventionellen Kraftwerkspark.