An der deutschen Strombörse sind seit einiger Zeit nicht nur extrem niedrige Preise, die teilweise deutlich im Negativbereich liegen, zu beobachten, sondern auch Stunden mit außergewöhnlich hohen Preisen. „Der höchste Preis lag bei 936 Euro pro Megawattstunde, das ist deutlich mehr als die Erzeugungskosten selbst der teuersten Kraftwerke“, erklärt Mitautorin Johanna Bronisch anlässlich der Vorstellung der Kurzstudie von Neon mit dem Titel: „Preisspitzen am deutschen Strommarkt. Eine empirische Untersuchung des Day-Ahead-Markts hinsichtlich Kapazitäts-Knappheit und Marktmacht-Missbrauch in den Jahren 2023 und 2024“. Auch in diesem Monat seien bereits wieder Preise von mehr als 350 Euro pro Megawattstunde zu beobachten, weshalb das Thema hochaktuell sei.
Für den Untersuchungszeitraum identifizierten die Analysten von Neon insgesamt zehn Stunden mit Preisspitzen. Sie alle lagen im Herbst und Winter 2023 und 2024. Nach der Definition sind dies solche Stunden, in denen die variablen Kosten eines typischen Spitzenlastkraftwerks – einer offenen Gasturbine – unter den beobachteten Preisen liegen. „Es handelt sich dabei offensichtlich um ein neues Phänomen im deutschen Strommarkt, das ausschließlich in Stunden auftrat, in denen sehr niedrige Erzeugung aus erneuerbaren Energien auf eine hohe Residuallast traf“, heißt es in der Studie. Rückblickend auf die vergangenen 10 Jahre kommt Neon auf 31 einzelne Stunden mit Preisspitzen. Dabei nahmen die Neon-Forscher die Grenzkosten zumeist bei 218 Euro pro Megawattstunde an, teilweise auch mit 418 Euro pro Megawattstunde.
Eine anlagenscharfe Auswertung zeigt dabei, dass die meisten Kraftwerke in diesen Stunden ihre maximale Erzeugungsleistung erbracht hätten. Allerdings bei weitem nicht alle, so das Ergebnis von Neon. Demnach liefen 40 Prozent der Gas-, Kohle- und Pumpspeicher-Kraftwerke nicht oder nur mit geringer Leistung. Bei den Kraftwerken mit eingeschränkter Leistung hätten die Analysten meist plausible Gründe dafür identifizieren können, wie etwa betriebliche Restriktionen im Fall von Kuppelgasanlagen und kurz- oder langfristige Nichtverfügbarkeit. Allerdings gab es auch Kraftwerke mit insgesamt sechs Gigawatt Erzeugungsleistung, die während der Preisspitzen nicht auf Volllast liefen, ohne dass hierfür eine plausible Erklärung zu finden war. „Unsere Auswertungen legen nahe, dass sich die beobachteten Preisspitzen durch ein knappes verfügbares Angebot erklären lassen. Laut BNetzA Kraftwerksliste sind im Laufe des Jahres 2024 circa 6 Gigawatt konventionelle Kraftwerkskapazität vom Netz gegangen und einige der in der Energiekrise dem Markt temporär zur Verfügung stehenden Kohlekraftwerke befinden sich wieder vollständig in der Netzreserve. Wir halten es deswegen für plausibel, dass die Preisspitzen klar Knappheitspreise darstellen“, heißt es in der Studie weiter. Daraus leiten die Analysten auch ab, dass in Zukunft erneut Preisspitzen auftreten werden. Allerdings zeigten die Analysen „keine konkreten Hinweise auf systematische strategische Mengenzurückhaltung“, heißt es weiter.
Nach der ökonomischen Theorie seien solche „Knappheitspreise“ in einzelnen Stunden absolut erwartbar. „Sie haben sogar eine wichtige Funktion: sie sind der Anreiz für Investitionen in Spitzenlastkraftwerke, Speicher und Nachfrageflexibilität,“ erklärt Mitautorin Silvana Tiedemann. „Man könnte also sagen: nicht die Tatsache ist erklärungsbedürftig, dass es jetzt solche Preisspitzen in Deutschland gibt, sondern die Tatsache, dass es sie all die Jahre nicht gab.“
Lion Hirth, Geschäftsführer von Neon und ebenfalls an der Studie beteiligt, verweist auf die lange Zeit bestehenden Überkapazitäten. „Atom- und Kohleausstieg sowie das Ausscheiden von alten Kraftwerken nach Erreichen der Lebensdauer hat diese Überkapazitäten in den letzten Jahren abgeschmolzen. Ausreichende Erzeugungskapazität ist jetzt ein echtes Thema geworden. Solange keine neuen Kapazitäten ans Netz gehen, sollten möglichst keine weiteren Kraftwerkskapazitäten stillgelegt werden“, so Hirth weiter.
Auch wenn die Neon-Forscher keine Hinweise auf eine explizite Mengenzurückhaltung gefunden haben, schließen sie einen Missbrauch der Marktmacht nicht komplett aus. Dies könne nur mit Zugriff auf Unternehmensdaten herausgefunden werden. „Wir haben deswegen argumentiert, dass die Hedging-Profile der Marktteilnehmer mitberücksichtigt werden sollten, wenn Marktmachtmissbrauch zukünftig genauer untersucht werden sollte“, so die Autoren. „Außerdem könnte die Einführung granularerer Futures 27 (beispielsweise für spezifische Stunden oder Lastprofile) einen zusätzlichen Beitrag zur Markteffizienz leisten, indem sie den ökonomischen Anreiz zur Manipulation durch strategische Mengenzurückhaltung deutlich reduziert.“
Im Fazit der Studie heißt es, dass die Preisspitzen eine echte Angebotsknappheit zeigen und mit dem Auftreten vergleichbarer Situationen weiter gerechnet werden muss. „Wenn Preisspitzen politisch ausgehalten werden, könnten sie echte Investitionssignale für Lastflexibilität oder neue gesicherte Leistungen darstellen“, so die Autoren.
Drei Konsequenzen für einen Kapazitätsmarkt in Deutschland
Aus den Analysen ergeben sich Neon zufolge drei Konsequenzen für die Ausgestaltung des Kapazitätsmarkts in Deutschland. „Erstens sollte die Quantifizierung der heute sicher verfügbaren Kraftwerkskapazität nicht auf der Nennleistung von Anlagen beruhen, sondern muss die tatsächliche Verfügbarkeit realistisch abbilden“, so die Empfehlung. Tatsächlich verfügbar sei aus verschiedenen Gründen vermutlich eine wesentlich geringere Anlagenleistung. „Zweitens setzt eine belastbare Bewertung der gesicherten Leistung eine konsistente Datengrundlage voraus, die installierte Kapazitäten, technische Verfügbarkeiten und Reservebindungen transparent ausweist“, schreiben die Neon-Autoren. Aktuell sei dies nicht gegeben. Drittens sollten realistische De-Rating-Faktoren für die als „gesichert“ angenommene Leistung verwendet werden, denn die aggregierten Kapazitätsfaktoren lagen für Gas- und Braunkohle-Kraftwerke während der Preisspitzen lediglich bei etwa 75 Prozent, für Steinkohle nur bei rund 60 Prozent und für Pumpspeicher sogar nur bei 30 Prozent.
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Kurzzeitige Spitzenlast-Preise verstehe ich. Jedoch verstehe ich nicht, warum aktuell die Durchschnittspreise trotz einigermaßen guter Windkraftproduktion fast nie unter 80 €/MWh fallen. Liegt das nur daran, dass unser Braunkohlestrom durch die integrierten CO2 Kosten von ca 80 €/t CO2 (EU-ETS) den Spot Preis so in die Höhe treiben? Also für Braunkohle bedeutet das ca. 8Ct./kWh.
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Ohne einen CO2 Preis hätten wir dadurch kaum hohe Strompreise, oder täusche ich mich?
An Gas kann es zurzeit nicht liegen. Der Preis für THE Gas liegt bei 2,8 Ct./kWh.
Ein Freund schreibt
Kurzzeitige Spitzenlast-Preise verstehe ich. Jedoch verstehe ich nicht, warum aktuell die Durchschnittspreise trotz einigermaßen guter Windkraftproduktion fast nie unter 80 €/MWh fallen. Liegt das nur daran, dass unser Braunkohlestrom durch die integrierten CO2 Kosten von ca 80 €/t CO2 (EU-ETS) den Spot Preis so in die Höhe treiben? Also für Braunkohle bedeutet das ca. 8Ct./kWh.
@ Ein Freund
Das liegt daran weil die Erneuerbaren seit 2010 nicht mehr in den Bilanzkreisen der Versorger gehandelt werden müssen, sonderrn separat an der Börse verkauft werden.
Bis 2010 entstanden die Preise in den Bilanzkreisen wie folgt. Die Versorger bekamen in ihre Bilanzkreise grüne Bänder zwingend zugeteilt. Und es passierte bei der Preisbildung Folgendes
Klicken Sie dazu den folgende n Link an wo Sie nachvollziehen können wie der Strompreis entsteht
https://de.wikipedia.org/wiki/Merit-Order
Scrollen Sie das vierte Bild nach oben. Da sehen sie Folgendes. Weil die Versorger die Ökobänder schon zugeteilt bekommen haben , sinkt deren Nachfrage nach Graustrom automatisch von N1 auf N2, und infolge dessen der Preis von P1 auf P2
Seit 2010 wird nach belieben mit den EE gespielt. Wenn sie noch zwingend zugeteilt würden, wären die Preise automatisch öfter unter 80.
Das war der MeritOrder Effekt den die EE bis 2010, auslösten mit anderen Worten Energiewende pur.
@ Ein Freund:
Die kWh für THE Gas mag zwar bie 2,8 €ct/KWh liegen, aber es werden ca. kWh(therm) für eine kWh(el) benötigt, ergo Bedarf ca. 8,4 €ct/kWh(therm), zzgl. Zertifikate, Abschreibung, Marge etc.
Fossile Erzeugung ist richtig teuer !
Und wer sich die Energy-charts.info im Monat November betrachtet, erkennt sehr schön: Bei geringen EE Erträgen, bestimmen die Fossilen den Preis und der Day-Ahead geht kräftig nach oben. Da benötigt es keine Professoren und Studien, der Zusammenhang ist offensichtlich.
Da sind Studien nur Nebelkerzen, gedacht zur Verschleierung des Offensichtlichen und persönliche Bereithaltung zu „Größerem“.
„Sie zeugen von einer zunehmenden Knappheit an Kraftwerken und sind zugleich wichtiger Anreiz für Investitionen in Spitzenlastkraftwerke …“
Hört sich für mich an, wie kräftige Lobbyarbeit für LNGina.
Ich beobachte das ganze Geschehen ja nun schon über mehrere Jahre (hier in Norwegen via Nordpool)
Bei den Kurven (Peaks, speziell bei max) sehe ich viele Parallelen Norge – Deutschland (speziell hier in N -> in Preiszonen NO1/NO2/NO5)
Diese Preiszonen sind eigentlich mit Wasserkraft nur so gesegnet und daher extrem flexibel.
Da stinkt der Fisch von einem anderen Kopf her…
Richtig…das ist politisch gewollt und wird seit Jahrzehnten nicht anders gemacht. Nur wird es mies groß an die öffentliche Glocke gehangen. Sehen wir es populistisch und einfach: Lobbyisten und Politiker nutzen Möglichkeiten aus, die nicht überschaubar und komplex sind. Und wo man mit Angst die Bevölkerung in die für sich richtige Richtung treiben kann. Und ich sehe da wenig Bereitschaft zur Änderung.
Preisspitzen in der Dunkelflaute lassen sich nur durch viele kleine Kraftwerke, einem Netzausbau in alle Richtungen und flexible Tarife lösen.
„Allerdings zeigten die Analysen „keine konkreten Hinweise auf systematische strategische Mengenzurückhaltung“, heißt es weiter.“
Hinweise und konkrete Hinweise sind schon ein Unterschied. Kommt mir sehr bekannt vor. Bei einer offiziellen Untersuchung, warum ausgerechnet zu Spitzenlastzeiten plötzlich Kraftwerke vom Netz gingen, brachte das nahezu wortgleiche Resultat. Man ging eben „aus Gründen“ vom Netz und später wieder online, während andere Kraftwerke des gleichen Betreibers zu Spitzenpreisen den Mangel ausgleichen mussten. Natürlich nicht systematisch und strategisch, es passierte eben nun einmal, da kann ja Niemand etwas dafür.
Und nein, es war keine spanische Untersuchung, auch wenn mir das Ergebnis sehr spanisch vorkam.
Das Spiel an der Strombörse ist wie ein elektronisches Tennismatch. Die „Dunkle Seite der Macht “ hat eben ein beunruhigendes Ass ( Plus) geschlagen. Perfekt konzertiert und von der „Lichtgrünen Seite der Macht “ nicht als „Fault“ beim Schiedsrichter reklamierbar . Das Ass kann auch in die ( Minus ) Richtung geschlagen werden.Dann verharren die Strompreise lang und spürbar im negativen Bereich. Die absoluten Kosten und Erlöse die dadurch entstehen , sind auf Jahressicht eher gering .Es geht vielmehr darum das Image der Erneuerbaren immer wieder in der Öffentlichkeit zu diskreditieren : Zappelstrom / Blackout – Strom / Unzuverlässiger Strom.
Die Erneuerbaren schlagen Asse ,wenn der Strompreis im Sommer auf niedrigem Niveau bleibt, und lange bei 0 EURO verharrt.
Das ganze Elektronen-Match ist allerdings ziemlich komplex gezinkt , und deshalb nicht wirklich fair.Aber es macht Spaß!
Die nächsten Jahre werden immer mehr Stromspeicher gebaut werden, welche den Strom gerne bei 0 Euro absaugen. Wenn nicht weiter PV zugebaut wird , dann werden die bei Stromspeicher – Geschäftsführern beliebten negativen bis 0 Euro/kWh Preise nicht mehr auftreten.
Es gibt dann zuviele Batteriespeicher , die im Windhundverfahren gegeneinander antreten.
Dann muss wieder Photovoltaik zugebaut werden und natürlich Windkraft. Die Windenergieanlagen können durch Repowering extrem mehr Strom erzeugen, als wie man es vor 25 Jahren für möglich gehalten hat .
Der erneuerbare Strom muss auch weiterhin massiv zugebaut werden, um die Abnahme bei +/- 0 EURO / kWh kümmern sich die Batteriespeicher.
Wasserstoff- Brennstoffzellenkraftwerke werden in ferner Zukunft vielleicht die hochpreisigen Stromzeiten bei „Flaute-im Dunkeln“ bedienen.
Die Verdrängung der fossilen Energieträger ist aus meiner Sicht nicht mehr aufzuhalten, es wird allerdings ein langes Match werden.
Die Einspeisevergütung privater Dachanlagen wird wohl früher oder später auf symbolische 0,01 EUR /kWh fixiert werden, oder ganz entfallen wie bei Balkonsolaranlagen. Ein private PV-Anlage mit EMS und Batteriespeicher ist heute schon sehr lukrativ.
Einen Teil der eingesparten Kosten ( Stromrechnung Vorher /Nachher) sollte man aber ansparen . Damit kann man dann die private Strominfrastruktur immer mal wieder verbessern, und Repowering betreiben.
Eine private PV Anlage kann nur unter ganz speziellen Bedingungen (die eine ist großer Stromverbrauch) lukrativ. Für die Mehrheit der privaten Haushalte trifft das nicht zu.
@Radlcaesar: Ich kenne keine PV Anlage für private E/2FH (< 25 kWp), die sich nicht rechnet.
Was sich nicht rechnet ist "Gier", aber die EEG Vergütung läuft 20 Jahre.
Kohlekraftwerke reichen auch und sind flexibler als man denkt
Das hilft niemanden, denn sie pusten CO2 aus und gehören asap abgeschaltet.
wir haben viel zu wenig Spitzenlastkraftwerke für die Dunkelflaute
Manfred Thümler meinte:
„wir haben viel zu wenig Spitzenlastkraftwerke für die Dunkelflaute“
korrekt wäre „wir haben viel zu wenig Solar- und Windkraftwerke für die Dunkelflaute“.
Leider aber haben wir (mal wieder) die Bremse angezogen, bevor wir überhaupt auf die notwendigen Ausbauzahlen gekommen sind.
Na, dann bauen Sie eins und kalkulieren bitte ohne staatliche Subventionen und indirekte Förderungen.
( es gibt keine Diskussion, was ‚Dunkelflaute‘ (und auch ‚hellBrise‘) bedeutet(/n) und wie gesellschaftlich (in Europa, global) damit umgegangen wird (Minimal- oder Maximalprinzip)? )
@Thümler: Die Dunkelflaute ist erst dann ein Problem, wenn sie lange dauert. Kurze Dunkelflauten (vulgo: Nacht) lassen sich mit Speichern leicht überbrücken. Für lange Dunkelflauten braucht man irgendwelche Kraftwerke, am besten welche, die schon vorhanden sind, die die durchschnittliche Residuallast erzeugen. Die genaue Anpassung an die Momentanlast kann man dann wieder mit Speichern und den vorhandenen Regelkraftwerken erledigen. Diese Parole von den „Spitzenlastkraftwerken für die Dunkelflaute“ ist allenfalls eine dämliche AfD-Idee.