Die Situation an den Strombörsen hat sich in den zurückliegenden Monaten deutlich normalisiert. Die Tendenz des durchschnittlichen Börsenstrompreises zeigt dabei weiter nach unten. Nach Berechnungen von Rabot Charge, einem Anbieter von dynamischen Stromtarifen, lag er im April bei 6,24 Cent pro Kilowattstunde. Das ist der zweitniedrigste Wert seit 16 Monaten, heißt es weiter. Nur im Februar war der durchschnittliche Börsenstrompreis mit 6,13 Cent pro Kilowattstunde noch etwas niedriger.
Zurückzuführen seien die günstigen Kosten an der Strombörse auf den hohen Anteil der Erneuerbaren. Rabot Charge zufolge deckten die Erneuerbaren-Anlagen 70 Prozent der Netzlast im April. Doch der hohe Anteil an Erneuerbaren begünstigt auch ein anderes Phänomen. So hat es Rabot Charge zufolge im April 50 Stunden mit negativen Börsenstrompreisen gegeben. Im Vergleich dazu zeigt die Jahresauswertung 2023, dass der Dezember mit 72 Stunden negativen Börsenstrompreisen Spitzenreiter war, gefolgt vom Juli mit 56 Stunden und Oktober mit 38 Stunden.
Die negativen Preise in April 2024 erreichten dabei Werte von zeitweise mehr als -5 Cent pro Kilowattstunde. Anderseits gibt es aber auch Hochpreisphasen, wie die Grafik zeigt, mit Börsenstrompreisen um die 20 Cent pro Kilowattstunde.
Grafik: Rabot Charge
Bei dynamischen Strompreisen profitieren die Endverbraucher direkt von der Entwicklung an der Strombörse. Allerdings müssen auch sie Steuern, Abgaben und Netzentgelte zahlen. Zudem ist auch eine Gewinnmarge des Stromanbieters inkludiert. Bei Rabot Charge zahlten demnach Kunden mit einem dynamischen Stromtarif einen durchschnittlichen Arbeitspreis von 27,85 Cent pro Kilowattstunde. Mit einer Verschiebung des eigenen Verbrauchs in Zeit niedriger Strompreise könnten zudem noch zusätzlich Kosten gespart werden. Für einen Vier-Personen-Haushalt mit Wärmepumpe sei in einer Agora-Energiewende-Studie ein perspektivisches Einsparpotenzial von rund 600 Euro im Jahr errechnet worden, so Rabot Charge. „Wer seinen Strom nicht überwiegend zu Spitzenzeiten konsumiert und zeitlich flexible Stromverbräuche von Waschmaschine, Trockner, E-Auto und Wärmepumpe hat, fährt mit Börsenstromtarifen gut. Dies trifft im Grunde auf so gut wie alle Haushalte zu“, sagt Jan Rabe, CEO von Rabot Charge.
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Zitat aus dem Artikel.
Zurückzuführen seien die günstigen Kosten an der Strombörse auf den hohen Anteil der Erneuerbaren. Rabot Charge zufolge deckten die Erneuerbaren-Anlagen 70 Prozent der Netzlast im April. Zitat Ende.
Lasst mich die Tatsache „Günstige Kosten“ an der Börse zu Ende denken.
Günstig werden die Kosten aber nur für die hier,
https://www.ee-news.ch/de/article/27409
und die Kunden von Rabot Charge oder Tibber, was denen gegönnt sei. Wir warten ja schließlich alle auf dynamische Tarife. Das kann aber nicht die Lösung sein. Für die gesamte Energiewende werden mit Hilfe des EEG Kontos dadurch nämlich die Kosten immer teurer.. Auf dem Konto entsteht wegen der günstigen Kosten eine Milliarden Deckungslücke die der Staat ausgleichen muss.
Das heißt, je mehr billiger EEG Strom an die Börse kommt, desto teurer wird die Energiewende
Das bedeutet der Merit Order Effekt in Kontraproduktiv.
Der Staat finanziert über die „Nebelkerze“ EEG Konto, Geschäftsmodelle der Stromwirtschaft, und die FDP nimmt die hohen Staatskosten, die dadurch „unnötig“ entstehen zum Anlass, gleich das gesamte EEG abzuschaffen zu wollen.
Könnte man alles gerechter lösen, und der FDP den Wind aus den Segeln nehmen, wenn die Erneuerbaren wieder zwingend den Bilanzkreisen der Versorger zugeteilt würden, wie das bis 2010 Gesetz war. Dann wären die EE im Day Ahead, dem Vortageshandel auf der Merit Order Kurve gesetzt, und könnten marktwirtschaftlich wieder teilnehmen. Dann bräuchten wir kein EEG Konto mehr, die Deckungslücke wäre Geschichte, keinem würde Geld fehlen, und die FDP wäre ruhig gestellt..
Siehe hier. https://www.tengelmann-energie.com/merit-order/
So war das mal bis 2010. Wenn damals Kohlekraftwerke, deren Strom nicht nachgefragt wurde trotzdem am Netz blieben gingen niedrige und negative Börsenpreise auf deren Rechnung.
„Das kann aber nicht die Lösung sein.“
Das ist sogar ein ganz wesentlicher Baustein der Zukunft. Durch Eichfristen werden bis 2032 alle Zähler sukzessive durch digitale / intelligente Messysteme ersetzt sein. Dynamische Tarife werden Angebotspflicht ab 2025. Smart Meter + dyn. Tarife werden für einen relevanten Teil der Strombezieher zu einem wirtschaftlich relevanten Instrument. Und der Anteil derer, für die das gilt, wird bis dahin weiter steigen.
Und nein, dass ich kein purer Eigennutz der Kapitalbesitzer, sondern gesellschaftlich wertvoll. Denn wenn die einen im Sommer mittags bei Windlage für 15 Cent/kWh ihre Anlagen/Speicher usw. nutzen, werden die anderen, die das nicht können, zu den Stoßzeiten insofern entlastet, als dass die Nachfrage zu genau den klassischen Hochpreiszeiten entlastet wird, ergo der Preis zu Spitzenlastzeiten durch gesenkte Spitzenlast ebenso zurückgeht. Ob Heimspeicher, BEV, Großspeichern – das spielt keine Rolle. Die Zeitachse wird verschoben und die Abriegelung (gegen Zahlung) wird abnehmen. In diesem Zusammenhang passieren viele Dinge gleichzeitig, die zusammen genommen einen sehr deutlich positiven Effekt für die Energiewende haben werden.
Der Markt wird dies Regeln – da bin ich ganz sicher. Zumindest im wunderschönen Schleswig-Holstein 🙂 Der Markt wird auch ihre vielzitierte Nebelkerze von 2010 erledigen. Mit Markt meine ich das gesamte Themenkonstrukt Energie inkl. Ausland. Die fossilen „Tricksereien“ mit dem EE-Konto werden zwangsläufig ein Ende finden, wenn immer mehr EE die Leitungen im Wortsinne belegt. Denn dann hilft auch kein Vergrauung des Stroms mehr, weil die Kapazitäten schlicht belegt sein werden durch EE. Es wird alleine aus Kostengründen wirtschaftlich sinnlos werden, z.B. Kohle zu verstromen. Graustrom hin oder her – schlicht weil die Kosten dieser Produktionsart einfach zu groß werden. Das ist, wenn ich den Medienberichten so folge, bereits heute der Fall – weshalb die bisherigen Stilllegungen von Kohlemeilern gar kein Problem darstellten. Weder für das Netz, noch für das Angebot, noch für den Endkundenpreis, noch für die Betreiber.
HD schreibt.
Das ist sogar ein ganz wesentlicher Baustein der Zukunft. Durch Eichfristen werden bis 2032 alle Zähler sukzessive durch digitale / intelligente Messysteme ersetzt sein.
@ HD
Da haben Sie offenbar nicht verstanden was ich sagen will. Haben Sie das folgende nicht gelesen ? Zitat Diehl „Wir warten ja schließlich alle auf dynamische Tarife.“ Die Lösung kann nicht auf Basis der gegenwärtigen Gesetzeslage stattfinden ..
Stellen Sie sich vor, die EEG Umlage geht wieder vom Staat zurück auf die Verbraucherpreise, was ja schon mal Thema war, dann sind die dynamischen Tarif gleich „Null“ , weil sich entsprechend die EEG Umlage erhöht.
Lesen Sie meinen Kommentar noch mal genau.
@Hans Diel
Ich sehe es exakt genauso wie HD.
Glauben Sie wirklich, die negativen Preise werden auf Dauer so bleiben?
Das ist doch die Kernfrage und für mich ist sie eindeutig mit „nein“ zu beantworten.
Warum sind denn die Preise negativ? … es kann an zu viel Produktion liegen, es kann aber genauso an zu wenig Verbrauch liegen. Und am flexiblen Verbrauch lässt sich doch noch enorm schrauben… genau das passiert nun, wenn die Preise eine so niedrige Signalwirkung haben. Ein besseres Konjunkturprogramm auf Verbraucherseite kann ich mir nicht vorstellen. Daraus wird Marktwirtschaft, die das günstige Angebot kreativ und smart abfrühstücken will. Das Potenzial dazu ist noch nicht mal im Ansatz beim Verbraucher und bei der Industrie gefunden und genutzt, das wird jetzt erst angereizt… sowohl über günstigeren Batteriespeicher, als auch über die extrem vielfältige Sektorenkopplung. Das Geschäftsmodell für die gewinnbringende Überschussnutzung und Spitzenlastvermeidung geht mit diesem Sommer (und seinen großen Preishüben) los und erfährt ab 2025 mit dem Smartmeter Gesetz für dyn. Tarife einen weiteren boost und wird (hoffentlich) vollendet mit dyn. regionalen Netzentgelten.
Aus meiner Sicht ist dann das Geld in anfänglich initiierende Negativpreise vom Steuerzahler bestens angelegt, wenn damit die verbrauchende smarte Infrastruktur geschaffen wird. Genau das brauchen wir jetzt dringend, da ist diese marktwirtschaftliche zielgerichtete „Spritze“ vermutlich weitaus besser angelegt, als eine Steuer-Gießkanne a la FDP.
Im Ergebnis findet dann nach marktlichen Regeln (noch in diesem Jahrzehnt) das stete Wettrennen zwischen Angebot und Nachfrage statt. Die Preise werden nur noch in seltenen Extremfällen ins Negative fallen und auf lange Sicht in „üblichen“ EE-Phasen irgendwo bei wenige Cent über Null einpendeln. Dieser „Über Null Zustand“ reicht sowohl für Gewinne auf Erzeugerseite, als auch für sehr ordentliche Einsparungen auf Verbraucherseite, wenn der Preishub zwischen Mittag und Abend seine 10-20 Cent relativ verlässlich (im Sommer) beträgt. Win Win… und der Steuerzahler ist idealerweise weitgehend raus.
Klar… alles im Idealfall und unter der Voraussetzung, dass der Markt so funktioniert, wie er es ohne Eingriffe für gewöhnlich tut. Aus meiner Sicht passt dazu aber das Verhältnis des Zubaus zu der neu zu generierenden Nachfrage bis Anfang der Dreißiger überein, danach muss man schauen und ggf. wirkungsgradschwächer speichern und/oder irgendwann das H2 Programm starten.
Ich weiß, Sie wenden jetzt ein, dass hier Graustrom untergejubelt wird. Aber auch das sehe ich wie HD… es ist wurscht. Es ist Programm und auf die Jahre absolut logisch, dass die teureren Fossilen sterben werden. Wenn EE so extrem schnell zugebaut werden, muss die angepasste marktwirtschaftliche Dynamik der flexiblen Nachfrage zeitgleich mit aufgebaut werden… ansonsten wird alles noch sehr viel teurer und nicht mehr handelbar. Und diese flinke so günstige Flexibilität passiert unausweichlich zum Leidwesen von Kohle und teilweise auch von Gas, wenn sie auch noch ein paar Jahre Trittbrettfahrer spielen können… völlig egal.
Das einzige größere Problem sehe ich bei den Netzkosten, die ggf. zu einem zu hohen Faktor im Strompreis führen können und alles an Dynamik ausbremsen. Daher würde ich es mir wünschen, wenn Habecks Vorschlag des Amortisationskontos realisiert würde, um die Netzkosten auf die Jahrzehnte günstig zu strecken…
Ein geänderter Wälzungsmechnismus würde nichts daran ändern, dass der Aufbau der erneuerbaren Energien mi festen Preisen gefördert wird, der Strom aber einen variablen Marktwert hat, und sich daraus eine Unterdeckung ergibt.
Detlef K. schreibt.
Ich sehe es exakt genauso wie HD.
Glauben Sie wirklich, die negativen Preise werden auf Dauer so bleiben?
,@Detlef K.
Meine Bedenken sind die Folgenden.
Solange die Erneuerbaren außerhalb der Bilanzkreise der Versorger verkauft werden müssen, bleiben sie Spielball derer, die mit den niedrigen Preisen lukrative Geschäfte machen. Das heißt es liegt in der Hand derer, wo sie die EE gerade anbieten, Day Ahead oder Intraday.
Wenn die EE allerdings wieder „physisch“ in die Bilanzkreise gewälzt würden, wären sie auf der Merit Order Angebotskurve Day Ahead, dem Vortagshandel prognostiziert gesetzt. Das heißt es würde weniger Kohlestrom nachgefragt , und der negative Preise verursachende Überschuss würde sich weit in Grenzen halten. Wenn dann nämlich ein Kohlekraftwerk ohne Auftrag am Netz bleibt, ist es deren Kostenproblem. Für mich ist das die Grundlage für die dynamischen Tarife. Sonst ist das lediglich linke Tasche Rechte Tasche. Das heißt wenn Sonne und Wind keine Rechnung schicken, und die Tarife werden günstig, steigt deswegen die EEG Umlage. Solange der Staat noch die Umlage übernimmt fällt es bei den Verbrauchern nicht auf.
Detlef K schreibt.
Das ist doch die Kernfrage und für mich ist sie eindeutig mit „nein“ zu beantworten.
Warum sind denn die Preise negativ? … es kann an zu viel Produktion liegen, es kann aber genauso an zu wenig Verbrauch liegen.
@ Detlef K.
An zu wenig Verbrauch kann es definitiv nicht liegen wenn die Preise negativ werden. Ihren Bedarf müssen die Bilanzkreisverantwortlichen auf dem Schirm haben, wenn sie Day Ahead, demVortagesmarkt einkaufen. Deshalb ist es doch auch so wichtig, dass die Erneuerbaren da wieder „physisch“ hin gewälzt werden, damit dort entsprechend weniger Kohlestrom nachgefragt wird. Denn was am Vortag nicht bestellt und bezahlt ist, kann am nächsten Tag nicht im Netz sein und die Preise nach unten drücken.
Wie das bis 2010 geregelt war, als die EE noch in die Bilanzkreise gewälzt wurden, habe ich schon einige male gepostet.
Hier noch einmal:
Dazu muss man auf dem folgenden Link das vierte Bild hoch scrollen
https://de.wikipedia.org/wiki/Merit-Order
Wenn die Erneuerbaren da wieder gesetzt sind, sinkt beim Day Ahead Handel die Nachfrage von N1 auf N2 und entsprechend fällt der Preis von P1 auf P2. Und wie gesagt, was am Vortag mit P2 nicht bestellt und bezahlt ist, kann am nächsten Tag nicht im Netz sein und die Preise negativ werden lassen. Sie sehen, es muss eindeutig an zu viel Produktion liegen, wenn Überschuss anfällt und die Preise sinken. Und solange diejenigen, die für die niedrigen Preisen verantwortlich sind auch noch lukrative Geschäfte damit machen, wird der Markt alleine es schwer haben da was zu verändern.
Joachim Falkenhagen schreibt.
Ein geänderter Wälzungsmechnismus würde nichts daran ändern, dass der Aufbau der erneuerbaren Energien mi festen Preisen gefördert wird, der Strom aber einen variablen Marktwert hat, und sich daraus eine Unterdeckung ergibt.
@Joachim Falkenhagen
Es geht nicht alleine um den Wälzmechsnismus, als Solchen, sondern auch um den damit verbundenen Geldfluss. Bis 2010 wurden die EE „physisch“ in die Bilanzkreise der Versorger gewälzt..
Die mussten den EEG Strom vergüten, ihren Restbedarf konventionell beschaffen, und die „Mehrkosten“ die dadurch in ihrem Vertriebsportfolio entstanden, war die EEG Umlage.
Wenn damals die Börsenpreise sanken, und der Restbedarf billiger wurde, wirkte das kompensierend auf die Mehrkosten im Vertriebsportfolio der Versorger.. Heute ist gerade das Gegenteil der Fall. Wenn die Börsenpreise sinken entsteht über das EEG Konto eine Deckungslücke, die der Staat mit Milliarden ausgleichen muss.Die „Unterdeckung entsteht doch nur „zahlenmäßig“ auf dem Konto
Der Trick heißt „Differenz“ Kosten.. Differenzkosten sind nicht gleich „Mehrkosten“ Es bekommt doch keiner einen Cent Vergütung mehr, nur weil die Börsenpreise sinken.
.
@Hans Diehl
Aktuell haben wir insbesondere im Sommer zur frühen Nachmittagszeit eine Überproduktion, sicher auch den Fossilen ein Stück weit geschuldet. Die gehen dann aber mit ein paar GW und um die 5-10% Anteil eher unter, wenn die Erneuerbaren in EE-Phasen so mächtig und dominant vorpreschen, in 1-2 Jahren sowieso. Das weitaus akutere und größere Problem ist heute bereits die zu kleine Flexibilität in der Abnahme und es wird immer drängender von Jahr zu Jahr.
Statt also jetzt zuzusehen, den Markt durch weniger Energie in volatilen Phasen zu beschneiden, muss aus meiner Sicht genau das Gegenteil mit wichtigen Preissignalen am Markt erfolgen… der „smarte“ Verbrauch muss überall stimuliert und hochgeschraubt werden, damit die ohnehin dominanten VEE auf lange Sicht in der grundlegenden Struktur wirtschaftlich bestehen können. Viel EE machen den Strom günstig, daran können auch die Fossilen und Merit Order gar nichts ändern, sie verstärken zum Teil aktuell diese Preissignale sogar… was am Ende sogar schneller zu deren Ende führt.
Daher kann es „jetzt“ aus meiner Sicht nur um die Bändigung der Volatilität und um den frühzeitigen Aufbau der Angebots-Nachfrage Struktur gehen und noch nicht um den besten CO2 Mix… der kommt ohnehin spätestens in den 30’ern vollständig zur Geltung, wenn fossile Kraftwerke überhaupt nur noch in einem Kapazitätsmarkt wegen der immer geringeren Menge existieren können, dieser Weg ist politisch ja bereits geebnet.
Die „anfängliche“ Milliarden Deckungslücke ist für mich nicht das Problem, ich sehe es als sinnvolle Investition und als vorteilhaft an, dass die Kosten nicht im Strompreis abgebildet ist. Ich gehe davon aus, es findet auch auf diese Weise bereits der Ausgleich der negativen Strompreise statt, sie werden somit durch den so wichtigen „passenden“ Mehrverbrauch und eben nicht durch weniger Angebot geglättet.
Ja… es ist sicher zum Teil eine fossile Subvention. Es ist aber gleichzeitig auch eine gezielte und wirkmächtige Subvention für schnell zu generierende flexible Nachfrage. Diesen Fokus halte ich jetzt noch in den Anfängen für sehr viel wichtiger. Ich sehe keine Bedrohung mehr in den fossilen Resten, die zwangsläufig marktwirtschaftlich immer weniger werden.
Detlef K. schreibt
Die „anfängliche“ Milliarden Deckungslücke ist für mich nicht das Problem, ich sehe es als sinnvolle Investition und als vorteilhaft an, dass die Kosten nicht im Strompreis abgebildet ist.
@ Detlef K.
Da treffen Sie meinen Punkt. Frage, …in was Investieren wir denn mit dem Begleichen der Deckungslücke. ???
Der Trick heißt „Differenz“ Kosten.. Differenzkosten sind aber nicht gleich „Mehrkosten“ Nämlich Mehrkosten zwischen einem Vertriebsportfolio der Versorger mit und ohne EE Anteil, woraus bis 2010 die EEG Umlage bestand.
Es wird doch nirgendwo eine Milliarden Investition nötig, nur weil Sonne und Wind die Börsenpreise senken.
Lesen Sie , was ich dazu mit meinem Kommentar vom 05 Mai um 13.38 Uhr dem Joachim Falkenhaken geschrieben habe.
„Ihren Bedarf müssen die Bilanzkreisverantwortlichen auf dem Schirm haben, wenn sie Day Ahead, demVortagesmarkt einkaufen.“
einige GW (‚Grundlast‘-) Überkapazität für den nächsten Tag sind ein geringeres Risiko (mit rel. preiswerten Kohlekraftwerken) auf Kosten der nichtprivilegierten Verbraucher (als niedrige/teils negative Börsenpreise der EEG Erneuerbaren Energien), im Gegensatz zu teurer Regelenergie(reserve), welche die ÜbertragungsNetzbetreiber(über Rechnung an Kraftwerke)/Bilanzkreisverantwortlichen (außerhalb eines ausgeglichenen Regelzonensaldos) erstmal (dann die Energieversorger und letztlich, vielleicht zeitlich verzögert auch wieder die nicht-privilegierten Stromverbraucher) kosten(?)
Überspeisung verursacht über Ausgleichsenergie ebenfalls Kosten durch ’negative‘ Regelenergie (evtl. Einspeichern in Pumpspeicherkraftwerke oder thermische Salzschmelzen bei Großkraftwerken, bspw. Kernkraftwerkstandorten?, später GW-Elektrolyseure plus Stromtransportkosten)(?)
Wie oft trifft die Prognosequalität überhalb der etwa 2%(regulär) Abweichung auf eine Stromversorgungslücke (bezogen auf day-ahead Kraftwerkseinsatzplanung und Stromeinkauf an Epex Spot Märkten), welche durch Regelenergieeinsatz/Redispatch ausgeglichen werden muß?
@Hans Diehl
„in was Investieren wir denn mit dem Begleichen der Deckungslücke. ???2
… wir machen damit den Strompreis niedrig. Klar, wir helfen damit auch den Fossilen mit ein paar GW gesicherte Grundlast, das habe ich schon verstanden. Für mich ist das aber nicht das primäre Problem. Für mich ist vielmehr der primäre Vorteil, dass eben die Strompreise in EE-Phasen ganz besonders niedrig sind. Das erzeugt die so wichtige Marktwirtschaft im Bereich der flexiblen Nachfrage extrem rasant… dieser Vorteil überwiegt für mich bei weitem. Zumal es festgeschrieben nur temporär zum Vorteil der Fossilen ist, es endet recht bald sicher…
Detlef K. schreibt.
… wir machen damit den Strompreis niedrig. Klar, wir helfen damit auch den Fossilen mit ein paar GW gesicherte Grundlast, das habe ich schon verstanden. Für mich ist das aber nicht das primäre Problem.
@ Detlef K.
Wir machen den Strompreis eben nicht niedrig. . Denn nach wie vor gilt das „Paradoxon“ je niedriger die Börsenpreise desto höher steigt die EEG Umlage. Da wird nichts niedriger, es wird nur etwas verdeckt, weil die …„steigende“…EEG Umlage neuerdings.. „Deckungslücke“.. heißt. Eine Deckungslücke auf dem EEG Konto für die es keine Ausgaben gibt,
Im Klartext, nichts zu decken gibt,denn wenn die Börsenpreise sinken, bekommen die Anlagenbetreiber nicht einen Cent mehr an Vergütungen. Ich sehe darin ein geschicktes Lobbyisten Manöver. Denn wenn die Umlage tatsächlich noch auf den Verbraucherpreisen läge, würde dieser Umlagenschwindel, viel eher zu Unmut führen. Ihnen würde das sicher auch nicht gefallen, wenn Ihre dynamischen Tarife bei Tibber ständig von steigender EEG Umlage aufgefressen würden. Wie schon an anderer Stelle geschrieben,, mit den dynamischen Tarifen bin ich voll bei Ihnen, die müssen kommen. Aber nicht auf dieser „Volks verdummenden“ Basis Rechte Tasche linke Tasche..
Hier ist eine Fehlinformation enthalten:
„deckten die Erneuerbaren-Anlagen 70 Prozent der Netzlast im April“
Korrekt ist laut energy-charts:
70,7% war der EE Anteil an der Erzeugung.
An der Netzlast war der Anteil nur 64,2%.
Das bedeutet der Merit Order Effekt in Kontraproduktiv.
Merit Order hilft doch das EEG zu stabilisieren, weil das teuerste Kraftwerk den Preis vorgibt.
Das Problem ist es gibt keine Marktwirtschaft, Angebot und Nachfrage geht auseinander.
Der Merit-Order-Effekt ist aber kein Gesetz, dass sich Menschen ausgedacht haben, sondern eine „ökonomische Gesetzmäßigkeit“. Der Effekt tritt bei gleichen Produkten in geschlossenen Angebots-/Nachfragekreisläufen zwangsläufig auf.
Der Begriff wurde in den Medien ggf. etwas missverständlich oder nicht genau genug erläutert.
Kann nichts schreibt
Merit Order hilft doch das EEG zu stabilisieren, weil das teuerste Kraftwerk den Preis vorgibt.
@ Kann nichts.
Richtig,….aber leider werden die Erneuerbaren seit 2010 nicht mehr auf dieser stabilisierenden Merit Order Kurve gehandelt, sondern müssen separat an der Börse verkauft werden, wo sie sich quasi als Überschuss selbst entwerten, und dadurch die Differenz zu den Vergütungen vergrößern, das bedeutet sie erhöhen die Kosten. Das meine ich mit „ Merit Order Effekt in Kontraproduktiv.“
Weitere Informationen siehe hier. https://de.wikipedia.org/wiki/Ausgleichsmechanismusverordnung
Zitat:..Die Verordnung zum EEG-Ausgleichsmechanismus (Ausgleichsmechanismenverordnung – AusglMechV) ist eine zum Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2010) erlassene Rechtsverordnung. Sie ändert die Vermarktung des ab 1. Januar 2010 aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms. Dieser muss seit Inkrafttreten der Verordnung durch die bundesweiten Übertragungsnetzbetreiber verkauft werden, anstatt dass er wie zuvor von den Versorgungsunternehmen der Endverbraucher abgenommen wird. Zitat Ende.
Merit Order findet beim Day Ahead Handel dem Vortages Handel statt, und da sind die Erneuerbaren 2010 raus genommen worden, wie Sie dem Link entnehmen können.
„bei gleichen Produkten“
Vergleichbarkeit wird erst durch die Einbeziehung des CO2-Zertifikatehandel, der Risikobewertung/-versicherungskosten, der Umweltfolgekosten und auch der Verfügbarkeit/Backupkapazitäten, in die Stromgestehungskosten, erreicht.
„Dieser muss seit Inkrafttreten der Verordnung durch die bundesweiten Übertragungsnetzbetreiber verkauft werden, anstatt dass er wie zuvor von den Versorgungsunternehmen der Endverbraucher abgenommen wird.“
„Diese sind nunmehr nach § 2 Abs. 1 AusglMechV verpflichtet, den EEG-Strom am vortäglichen oder untertäglichen Spotmarkt (Day-ahead- und Intra-day-Handel) einer Strombörse bestmöglich zu versteigern. Das muss nicht die European Energy Exchange (EEX) in Leipzig sein, sondern es kommt jede öffentliche Strombörse in Betracht.“
Warum das ‚Unbundling‘ formal durchgesetzt, aber nicht (immer) markteffektiv scheint zeigt die Entwicklung des Strompreises?
damit verbunden:
„EPEX SPOT wurde 2008 durch den Zusammenschluss der Stromspotmärkte der Energiebörsen Powernext und European Energy Exchange (EEX) gegründet. EPEX SPOT wird zu 51 % von EEX AG und zu 49 % von den Übertragungsnetzbetreibern Amprion, APG, RTE, Elia, Swissgrid und Tennet durch die Holding HGRT gehalten.“
Kann nichts schreibt
Das Problem ist es gibt keine Marktwirtschaft, Angebot und Nachfrage geht auseinander.
@ Kann nichts.
Angebot und Nachfrage gehen nur deshalb auseinander in Form von Überschuss , weil die EE nicht mehr in den Bilanzkreisen Day Ahead gehandelt werden dürfen, und somit nicht mehr auf der Merit Order Kurve gesetzt sind. Sonst würden die Konventionellen, der dadurch entstehenden geringeren Nachfrage zum Opfer fallen. Ganz im Sinne der Energiewende.
Die hohen Preise in Deutschland sind vor allem der maßlosen Überregulierung und den Steuern geschuldet. Im Ausland gibt es grünen Strom zu wesentlich geringeren Kosten.
Sehe ich genauso. Warum darf ich meine 1,6 kW nicht vollständig nutzen und muss auf 800 W herunterregeln. Alles ein Irrsinn.
Bestes Beispiel Solarenergie:
Erst werden Freiflächenanlagen fast im gesamten Land verboten, dann müssen Projektentwickler mühsam Ausnahmegenehmigungen erwirken, die aber häufig nur an Stellen wie entlang von Verkehrswegen erteilt werden, wo die Anlagen (a) besonders stark wahrnehmbar sind und das Landschaftsbild insoweit mehr belasten, und (b) teuer zu erschließen sind, weil nicht kompakt, abseits von Stromleitungen und Verbrauchern.
Das gilt selbst für nicht EEG-geförderte Anlagen.
Nachdem solche Standorte entlang von Verkehrswegen oder auf Konversionsflächen (die häufig schon vorher eine gute naturnahe Bepflanzung hatten) knapp sind, entstehen Renten und Gewinne für Grundeigentümer und Projektentwickler.
Das ist dann wohl auch der Grund, warum die Verbände der erneuerbaren Energien nicht lauter dagegen protestieren:
Viele Mitglieder sind nicht etwa an möglichst schnellem Ausbau der Erneuerbaren interessiert, sondern vor allem an möglichst hohen Gewinnen mit dem Ausbau erneuerbarer Energien. Daher sollten von Projektentwicklern geprägte Verbände wie der BWE und der BEE auch nicht der alleinige Ansprechpartner der Regierung sein, wenn es um die Förderung diese Energien geht.
Ein Indiz mehr, dass die Steuern und Abgaben auf Strom umgestellt werden müssen. Statt festen Abgaben je kWh sollte es variable Abgaben im Verhältnis zum Marktwert des Stromes an der Strombörse oder zum vom Kunden gezahlten Preis geben. Die Konzessionsabgabe der Gemeinden und die Energiesteuer sind ja so hoch, dass sie fast immer negative Marktpreise zu einer positiven Gesamtbelastung für den Verbraucher „umdrehen“. Dadurch wird der eigentlich kostenlos verfügbare Strom nicht genutzt, um z.B. Erdgas in der Warmwasserbereitung zu ersetzen.
Außerdem sollte auf (größere Teile der) Netzentgelte verzichtet werden, wenn Strom in einer Region und zu einem Zeitpunkt abgenommen wird, in der ein Stromüberschuß vorliegt. Diese Verbraucher müssen u.a. nicht mit den Kosten eines Netzausbaus belastet werden, der ja gerade erst benötigt wird, wenn sie wenig Strom abnehmen.
Die Day Ahead Preise reflektieren die „Restplatzbörse“ des Strommarkts, da der Großteil des tatsächlich produzierten, verteilten und konsumierten Stroms über längerfristige Verträge abgewickelt wird.
Wenn jemand das tatsächliche Energievolumen der verschiedenen Preissetzungsmechanismen die im Netz umgesetzt werden kennt und zeigen kann daß über Day Ahead gehandelte Volumen mehr als 10% des Gesamtvolumens darstellt, wäre ich an dieser Evidenz sehr interessiert.
Der DayAhead Markt mutiert im Strommarkt immer mehr zum Äquivalent des Gaspreises im Merit-Order System. Ein kleiner Anteil im Gesamtstrommarkt bringt mit seinen Schwingungen unnötige Dynamik aus der Sicht des Gesamtsystems.
Warum sollen zBsp „alle“ Endkunden dynamische Energietarife auf Basis der DayAhead Preise haben, wenn das DayAhead Volumen relativ klein ist?
Ein Energiebeobachter schreibt.
Warum sollen zBsp „alle“ Endkunden dynamische Energietarife auf Basis der DayAhead Preise haben, wenn das DayAhead Volumen relativ klein ist?
@ Ein Energiebeobachter
Weil alle Endkunden jahrelang dafür EEG Umlage gezahlt haben, was neuerdings über die Steuer geschieht.
Zur Erinnerung, seit 2010 gilt, „Je niedriger die Börsenpreise umso höher die EEG Umlage“
Ein ‚Ökostomtarif‘ sollte einfach kostengünstig sein, denn auch dafür haben alle EEG-verpflichteten Endkunden jahrelang eingezahlt ohne dafür (in der Normalsituation, welche Stromkunden nicht als Markt- und Stromhandelsexperten vereinnahmt) jetzt zusätzlich in Steuerungsgeräte investieren zu müssen und übermässig Zeit für optimierte Gerätenutzung aufzuwenden.
Bei Ladestationen für Elektroautos und Wärmepumpen ist ein zusätzlicher Investitionsaufwand meistens im Rahmen der Gesamtkosten; Zwang zu dynamischen Tarifen, damit auch nur ein fairer Anteil der EEG-Kosten gerechtfertigt war, scheint dagegen unpassend.
Eine Tariffalle ‚dynamischer Ökostromtarif‘ passt nicht zu Erneuerbaren Energien.